Gazzetta n. 4 del 5 gennaio 2001 (vai al sommario) AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS DELIBERAZIONE 28 dicembre 2000 Definizione di criteri per la determinazione delle tariffe per le attivita' di distribuzione del gas e di fornitura ai clienti del mercato vincolato. (Deliberazione n. 237/00). L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS Nella riunione del 28 dicembre 2000 Premesso che: - ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettera d) della legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95), l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorita') definisce le condizioni tecnico-economiche di accesso e di interconnessione alle reti; - ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettera e) della legge n. 481/95, l'Autorita' stabilisce ed aggiorna, in relazione all'andamento del mercato, la tariffa base, i parametri e gli altri elementi di riferimento per determinare le tariffe di cui ai commi 17, 18 e 19 del medesimo articolo, nonche' le modalita' per il recupero dei costi eventualmente sostenuti nell'interesse generale in modo da assicurare la qualita', l'efficienza del servizio e l'adeguata diffusione del medesimo sul territorio nazionale, nonche' la realizzazione degli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse di cui all'articolo 1, comma 1 della medesima legge, tenendo separato dalla tariffa qualsiasi tributo od onere improprio; - l'articolo 22 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 di attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 142 del 20 giugno 2000 (di seguito: decreto legislativo n. 164/00), attribuisce la qualifica di cliente idoneo; - ai sensi dell'articolo 23, comma 2 del decreto legislativo n.164/00, l'Autorita' determina le tariffe per la vendita ai clienti non idonei in modo da realizzare un'adeguata ripartizione dei benefici tra clienti ed imprese e da assicurare a queste ultime una congrua remunerazione del capitale investito; - ai sensi dell'articolo 23, commi 2 e 4 del decreto legislativo n.164/00, l'Autorita' determina le tariffe per la distribuzione in modo da assicurare una congrua remunerazione del capitale investito, nonche' che "le tariffe per la distribuzione tengono conto della necessita' di remunerare iniziative volte ad innalzare l'efficienza di utilizzo dell'energia e a promuovere l'uso delle fonti rinnovabili, la qualita', la ricerca e l'innovazione finalizzata al miglioramento del servizio, di non penalizzare le aree in corso di metanizzazione e quelle con elevati costi unitari; a tal fine l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas puo' disporre, anche transitoriamente, appositi strumenti di perequazione"; - con delibera 23 aprile 1998, n. 40/98 (di seguito: delibera n. 40/98), l'Autorita' ha disposto l'avvio del procedimento per la formazione di un provvedimento in materia di fissazione e aggiornamento, in relazione all'andamento del mercato, della tariffa base, dei parametri e degli altri elementi di riferimento per determinare le tariffe del servizio gas, cosi' come previsto dall'articolo 2, comma 12, lettera e) della legge n. 481/95; - con delibera 3 agosto 2000, n. 148/00 (di seguito: delibera n. 148/00), l'Autorita' ha disposto l'avvio del procedimento per la formazione di provvedimenti di cui all'articolo 14, comma 8, all'articolo 16, commi 2 e 5, all'articolo 23, commi 2 e 4 e all'articolo 24, comma 5 del decreto legislativo n. 164/00, in tema di esercizio dell'attivita' di distribuzione, di obblighi delle imprese, di condizioni di accesso e relative tariffe; - con delibera 3 agosto 2000, n. 149/00 (di seguito: delibera n. 149/00), l'Autorita' ha disposto l'avvio del procedimento per la formazione di provvedimenti di cui all'articolo 17, comma 5, all'articolo 18, commi 2, 3, 5 e 6 e all'articolo 23, comma 2 del decreto legislativo n. 164/00, in tema di esercizio dell'attivita' di vendita, delle relative tariffe e di definizione del codice di condotta commerciale; - in base alla legge n. 481/95 e al decreto legislativo n. 164/00 e tenuto conto sia della numerosita' e delle diverse dimensioni degli esercenti, sia delle differenti tipologie organizzative degli stessi, l'Autorita' definisce criteri, parametri e altri elementi di riferimento omogenei sull'intero territorio nazionale che gli esercenti devono applicare nella determinazione delle tariffe per l'attivita' di distribuzione del gas e per l'attivita' di fornitura ai clienti del mercato vincolato; Visti: - la legge n. 481/95; - il decreto legislativo n. 164/00; Visti: - il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi (di seguito: Cip) 30 giugno 1983, n. 17, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 180 del 2 luglio 1983; - il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 23 dicembre 1993, n. 16, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 303 del 28 dicembre 1993 (di seguito: provvedimento Cip n. 16/93), come modificato dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 4 agosto 1994, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 184 dell'8 agosto 1994 e dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 novembre 1996, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 300 del 23 dicembre 1996; - la deliberazione dell'Autorita' 22 aprile 1999, n. 52/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 100 del 30 aprile 1999 (di seguito: deliberazione n. 52/99), come modificata e integrata dall'Autorita' con le deliberazioni dell'Autorita' 24 giugno 1999, n. 87/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 152 dell'1 luglio 1999, 26 agosto 1999, n. 126/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 202 del 28 agosto 1999, 25 ottobre 1999, n. 161/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 256 del 30 ottobre 1999, 22 dicembre 1999, n. 195/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 303 del 28 dicembre 1999, 24 febbraio 2000, n. 40/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 49 del 29 febbraio 2000, 21 aprile 2000, n. 82/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 98 del 28 aprile 2000, 22 giugno 2000, n. 114/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 151 del 30 giugno 2000, 28 agosto 2000, n. 160/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 203 del 31 agosto 2000 e 24 ottobre 2000, n. 199/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 254 del 30 ottobre 2000; - la deliberazione dell'Autorita' 22 dicembre 1999, n. 193/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 303 del 28 dicembre 1999, recante l'adozione di disposizioni urgenti concernenti i criteri per la negoziazione dei prezzi di cessione del gas naturale sottoposti al regime di sorveglianza e per la modificazione delle tariffe del servizio di distribuzione del gas naturale a mezzo di reti urbane; - la deliberazione dell'Autorita' 2 marzo 2000, n. 47/00, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 90 del 17 aprile 2000, recante la "Direttiva concernente la disciplina dei livelli specifici e generali di qualita' commerciale dei servizi di distribuzione e di vendita del gas"; Visti: - il documento per la consultazione "Criteri per la determinazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e vendita dei gas a mezzo di reti a media e bassa pressione", approvato dall'Autorita' in data 13 aprile 2000; - il documento per la consultazione "Criteri per la determinazione delle tariffe per l'attivita' di distribuzione del gas e per la fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato", approvato dall'Autorita' in data 24 ottobre 2000; Considerato l'esito del procedimento avviato con le delibere n. 40/98, n. 148/00 e n. 149/00 e in particolare gli elementi acquisiti nel corso di audizioni speciali con i soggetti interessati; Considerato che: - i costi riconosciuti dal vigente sistema tariffario approvato con il provvedimento Cip n. 16/93 non riflettano in generale i costi propri delle attivita' di distribuzione e delle attivita' di fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato, e le tariffe non sono separate tra le suddette due attivita'; - al fine di garantire adeguate condizioni di economicita' e di redditivita' degli esercenti, come previsto dall'articolo 1, comma 1 della legge n. 481/95, le tariffe devono essere determinate con riferimento ai costi efficienti dei servizi; - per lo stesso fine di cui al precedente alinea, sono stati rilevati, anche a mezzo di apposite indagini condotte su un campione rappresentativo di esercenti, i costi dell'attivita' di distribuzione e dell'attivita' di fornitura del gas a clienti del mercato vincolato relativi all'anno 1998, ultimo anno per il quale sono disponibili dati di contabilita' e di bilancio dettagliati con la necessaria certezza e completezza; - i costi unitari elevati che si determinano nei primi anni dell'attivita' di distribuzione, in condizioni di bassa densita' di utenza o di consumo, possono penalizzare le aree in corso di metanizzazione; - gli oneri per la fornitura del gas possono risultare gravosi per le famiglie in condizioni economiche disagiate; Ritenuto che: - al fine di garantire la necessaria tutela degli utenti dell'attivita' di distribuzione e dei clienti dell'attivita' di fornitura del gas, sia opportuno che le tariffe siano determinate nel rispetto dei vincoli massimi sui ricavi, definiti dall'Autorita' con riferimento ai costi dei servizi svolti, in condizioni di efficienza; - il capitale lordo riconosciuto per l'attivita' di distribuzione sia calcolato in base all'esame di bilanci di esercizio e ai valori ottenuti rivalutando gli stati patrimoniali dell'esercizio 1990 e gli investimenti degli anni successivi, relativi ad un campione di esercenti operanti con adeguati livelli di qualita' del servizio, trasformati in parametri ed elementi di costo articolati in relazione alle specifiche condizioni operative; - il capitale netto, a cui e' riconosciuta una congrua remunerazione, sia assunto pari alla meta' del capitale lordo, in considerazione delle condizioni di ammortamento accelerato consentite dai criteri di determinazione tariffaria vigenti e dei contributi ricevuti dagli esercenti da parte di utenti, enti locali , enti nazionali o comunitari; - occorre prevedere un'eccezione per le localita' alimentate a gas naturale e per le estensioni rilevanti del servizio attivate negli ultimi dieci anni, in relazione alla finalita' di non penalizzare le aree in corso di metanizzazione di cui all'articolo 23, comma 4 del decreto legislativo n. 164/00; - le tariffe per l'attivita' di distribuzione del gas e per l'attivita' di fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato debbano essere determinate sulla base dei suddetti criteri e di parametri omogenei sull'intero territorio nazionale, in relazione alle condizioni proprie di ogni localita' servita, in quanto il servizio di distribuzione di gas naturale e' attivita' di servizio pubblico, riservata all'ente locale, ai sensi dell'articolo 14, comma 1 del decreto legislativo n. 164/00; Ritenuto che: - l'ambito di determinazione delle tariffe dell'attivita' di distribuzione del gas debba essere correlato alle caratteristiche tecniche delle reti in modo da tenere conto dell'integrazione funzionale esistente tra i gasdotti locali; - qualora gli enti locali affidino in forma associata il servizio di distribuzione del gas, l'ambito di determinazione delle tariffe debba coincidere con il relativo bacino di utenza, anche se servito da piu' impianti di distribuzione, indipendentemente dal grado di integrazione funzionale delle reti; - i sopraddetti criteri per l'identificazione dell'ambito di determinazione delle tariffe garantiscano l'aderenza ai costi caratteristici di ogni localita'; Ritenuto che sia opportuno che: - a fini sociali, siano stabiliti criteri per ridurre i costi di fornitura del gas a beneficio di famiglie in condizioni economiche disagiate; - la determinazione delle tariffe avvenga sulla base di proposte degli esercenti, consentendo altresi' l'offerta di opzioni tariffarie speciali, approvate dall'Autorita'; - specifiche componenti tariffarie siano destinate a remunerare le iniziative volte al risparmio energetico, alla promozione delle fonti rinnovabili, alla sicurezza degli impianti dei clienti finali; - per mezzo dell'istituzione di un fondo di compensazione parziale dei maggiori costi unitari delle attivita' di distribuzione, propri di alcune aree, venga promossa l'economicita' del servizio in tali aree, consentendo il graduale avvicinamento delle tariffe al valore medio nazionale; - venga previsto un periodo di regolazione all'interno del quale i parametri per la determinazione delle tariffe dell'attivita' di distribuzione del gas siano aggiornati annualmente, in modo da fornire adeguati stimoli al perseguimento di obiettivi di efficienza nell'erogazione del servizio; - vengano fissati per gli esercenti, anche sulla base dell'esperienza internazionale, obiettivi di aumento di produttivita' annui per l'attivita' di distribuzione e per l'attivita' di fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato; - venga prevista un'adeguata gradualita' nel passaggio dal sistema tariffario vigente al nuovo ordinamento previsto dal presente provvedimento, in considerazione del significativo impatto che l'introduzione del nuovo ordinamento tariffario puo' avere sulle tariffe ed al fine di tenere conto del quadro delle esigenze di sviluppo dei servizi di pubblica utilita'; Articolo 1 Definizioni 1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni dell'articolo 2 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 e le seguenti definizioni: a) attivita' di fornitura o fornitura e' il servizio di consegna o di vendita del gas alla cui formazione contribuiscono le diverse attivita' del settore del gas, ivi inclusa l'attivita' di distribuzione; b) alta pressione e' la pressione relativa del gas superiore a 5 bar (1a, 2a e 3a specie, definita dal decreto ministeriale 24 novembre 1984, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario n. 12 del 15 gennaio 1985 (di seguito: decreto ministeriale 24 novembre 1984)); c) anno termico e' il periodo compreso tra il primo luglio e il trenta giugno dell'anno successivo; d) anno base e' l'anno termico che decorre dall'1 luglio 1999 fino al 30 giugno 2000; e) anno solare e' il periodo compreso tra il primo gennaio e il trentuno dicembre di ogni anno; f) Autorita' e' l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, istituita ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481; g) bassa pressione e' la pressione relativa del gas, definita per il gas naturale dal decreto ministeriale 24 novembre 1984 e per i gas di petrolio liquefatti dalla norma UNI 9860 - Edizione settembre 1998: non superiore a 0,04 bar (7a specie) nel caso in cui il gas distribuito sia gas naturale o gas manifatturato; non superiore a 0,07 bar (7a specie) nel caso in cui il gas distribuito sia gas di petrolio liquefatto; h) cliente attivo e' il cliente servito ed alimentato dall'esercente ad una determinata data e identificato dal singolo sito di prelievo o gruppo di misura; i) cliente del mercato vincolato e' il cliente finale che, ai sensi dell'articolo 2, comma 1, lettera c) del decreto legislativo n. 164/00, non ha o non si avvale della capacita' di "stipulare contratti di fornitura, acquisto e vendita con qualsiasi produttore, importatore, distributore o grossista, sia in Italia che all'estero, ed ha diritto di accesso al sistema"; j) componente materia prima e' la componente tariffaria determinata, per ciascun bacino tariffario, ai sensi del punto 1.a. del provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 23 dicembre 1993, n. 16, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 303 del 28 dicembre 1993 (di seguito: provvedimento Cip n. 16/93), come modificato dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 4 agosto 1994 (di seguito: decreto del Ministro dell'industria 4 agosto 1994), pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 184 dell'8 agosto 1994 e dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 novembre 1996 pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 300 del 23 dicembre 1996 (di seguito: decreto del Ministro dell'industria 19 novembre 1996). Tale componente e' aggiornata secondo le modalita' previste dal provvedimento Cip n. 16/93, con le modificazioni apportate dal decreto del Ministro dell'industria del commercio e dell'artigianato 13 marzo 1997 e dalle deliberazioni dell'Autorita' 23 aprile 1998, n. 41, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 100 del 2 maggio 1998, 22 aprile 1999, n. 52, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 100 del 30 aprile 1999 (di seguito: deliberazione n. 52/99) e 22 dicembre 1999, n. 193, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 303 del 28 dicembre 1999; k) costo elevato e' il costo di distribuzione superiore ad un valore fissato dall'Autorita'; 1) decreto legislativo n. 164/00 e' il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, di attuazione della direttiva n.98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144; m) esercente e' ogni soggetto che esercita l'attivita' di distribuzione o l'attivita' di fornitura del gas o entrambe; n) gas immesso e' l'energia del gas immessa nella rete dell'esercente, espressa in MJ; o) gradi giorno e' l'unita' di misura utilizzata per indicare la somma, estesa a tutti i giorni di un periodo annuale convenzionale di riscaldamento, delle sole differenze positive giornaliere tra la temperatura dell'ambiente, convenzionalmente fissata a 20o C, e la temperatura media esterna giornaliera; p) gruppo di misura e' la parte dell'impianto di alimentazione del cliente finale, che serve per l'intercettazione, per la misura del gas e per il collegamento all'impianto interno; q) impianto di distribuzione e' una rete di gasdotti locali integrati funzionalmente, per mezzo dei quali e' esercitata l'attivita' di distribuzione; l'impianto di distribuzione e' costituito dall'insieme di punti di alimentazione della rete di gasdotti locali, dalla stessa rete, dai gruppi di riduzione c/o dai gruppi di riduzione finale, dagli impianti di derivazione di utenza fino ai punti di consegna o di vendita e dai gruppi di misura; l'impianto di distribuzione puo' essere gestito da uno o piu' esercenti; r) localita' e' il comune o la parte di esso, servito da un unico esercente mediante lo stesso tipo di gas; s) margini di vettoriamento sono i valori previsti dall'articolo B.2.3 dell'accordo tra Snam, Anci, Anig, Assogas e Federgasacqua del 14 ottobre 1996, applicati alla clientela industriale a favore delle aziende distributrici, aggiornati con i criteri ivi previsti; t) media pressione e' la pressione relativa del gas, definita per il gas naturale dal decreto ministeriale 24 novembre 1984 e per i gas di petrolio liquefatti dalla norma UNI 9860 - Edizione settembre 1998: superiore a 0,04 bar e non superiore a 5 bar (4a, 5a e 6a specie) nel caso in cui il gas distribuito sia gas naturale o gas manifatturato; superiore a 0,07 bar e non superiore a 5 bar (4a, 5a e 6a specie) nel caso in cui il gas distribuito sia gas di petrolio liquefatto; u) opzione tariffaria e' la combinazione di quote fisse rapportate agli impegni di prelievo (espresse in lire/cliente/anno) e quote variabili rapportate all'energia consumata o distribuita (espresse in lire/MJ), al netto degli oneri fiscali, eventualmente articolate per un massimo di sette scaglioni di consumo su base annuale, in funzione degli impegni di prelievo e/o dei periodi di consumo; v) opzione tariffaria base e' l'opzione tariffaria obbligatoriamente definita dall'esercente, che rispetta i vincoli imposti dal presente provvedimento; w) opzione tariffaria speciale e' ogni opzione tariffaria diversa dall'opzione tariffaria base, facoltativamente definita dall'esercente, che rispetta i vincoli imposti dal presente provvedimento, ad eccezione dei vincoli sui ricavi; x) potere calorifico superiore del gas PCS e' la quantita' di calore prodotta dalla combustione completa, a pressione costante di 1,01325 bar, dell'unita' di volume o di massa del gas, considerando i costituenti della miscela combustibile nelle condizioni standard (temperatura 15o C e pressione assoluta 1,01325 bar) e riportando i prodotti della combustione a queste stesse condizioni. L'acqua prodotta dalla combustione si suppone condensata; l'unita' di misura e' megajoule al metro cubo di gas secco in condizioni standard; y) potere calorifico superiore convenzionale P e' il valore del potere calorifico superiore convenzionalmente attribuito al gas distribuito in una localita' nell'anno termico t sulla base dei valori del potere calorifico superiore effettivo misurato nel precedente anno termico t-1; z) potere calorifico superiore effettivo P effettivo, e' il valore del potere calorifico superiore effettivo del gas distribuito in una localita' in un anno termico t; aa) proposta tariffaria e' la proposta presentata annualmente dagli esercenti sulla base di uno schema predisposto dall'Autorita', contenente l'indicazione dell'opzione tariffaria base e gli elementi necessari a verificarne la conformita' ai criteri, soggetta ad approvazione ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettera e) della legge 14 novembre 1995 n. 481/95; bb) punto di alimentazione della rete e' l'impianto di produzione del gas distribuito o, per il gas naturale, il punto dove avviene la consegna del gas all'esercente da parte dell'impresa di trasporto; cc) spesa unitaria annua e' la spesa totale del cliente, espressa in lire, derivante dalle quote fisse e variabili delle tariffe, con esclusione delle imposte e dei contributi di allacciamento, di attivazione e dei diritti accessori, divisa per il gas fatturato al cliente nell'anno di calcolo espresso in MJ ed ottenuto dal prodotto del volume di gas fatturato espresso in metri cubi alle condizioni standard e il potere calorifico superiore del gas; dd) tariffe sono, ai sensi dell'articolo 2, comma 17 della legge n. 481/95, i prezzi massimi unitari dei servizi al netto delle imposte; ee) vettoriamento e' l'attivita' di distribuzione del gas da uno o piu' punti di consegna a uno o piu' punti di riconsegna, effettuato per conto terzi; ff) zona altimetrica e' la zona di attribuzione dei comuni italiani in relazione all'orografia del territorio, indicata dall'Istat nell'indagine "Popolazione e movimento anagrafico dei Comuni. Anno 1999", pubblicata su supporto magnetico; gg) zona climatica e' la zona di attribuzione dei comuni italiani in relazione al clima, definita all'allegato A del decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Supplemento ordinario, Serie generale n. 242 del 14 ottobre 1993.   Articolo 2 Ambito di applicazione 2.1 Il presente provvedimento si applica: all'attivita' di distribuzione del gas naturale; all'attivita' di fornitura ai clienti del mercato vincolato del gas naturale; all'attivita' di fornitura di altri tipi di gas distribuiti a mezzo di reti urbane.   Articolo 3 Ambito di determinazione delle tariffe 3.1 L'ambito tariffario e' l'ambito di determinazione delle tariffe per l'attivita' di distribuzione e per la fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato, formato dall'insieme delle localita' servite attraverso il medesimo impianto di distribuzione. 3.2 Nel caso in cui piu' enti locali affidino in forma associata il servizio di distribuzione e la fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato, l'ambito tariffario coincide con l'insieme delle localita' servite attraverso piu' impianti di distribuzione da uno o anche piu' esercenti. 3.3 I ricavi annui complessivi, derivanti dall'attivita' di distribuzione e fornitura del gas ai clienti del mercato vincolato nell'ambito tariffario, non possono superare rispettivamente il valore del vincolo sui ricavi di distribuzione VRD e quello di vendita al dettaglio VRVD definiti ai successivi articoli 4 e 9 del presente provvedimento. 3.4 L'esercente sottopone all'Autorita' l'elenco delle localita' che costituiscono ciascun ambito tariffario, contestualmente alla presentazione delle proposte tariffarie di cui all'articolo 6. 3.5 Ciascuno dei vincoli e' espresso in lire ed in euro, ed e' calcolato come somma dei valori determinati per ogni localita' servita entro l'ambito tariffario, secondo i criteri dei successivi articoli 4, 5 e 9. 3.6 I vincoli sui ricavi di cui ai commi precedenti non si applicano alle localita' in cui la prima fornitura di gas ha avuto luogo nei tre anni prima della presentazione della proposta tariffaria.   Articolo 4 Vincolo sui ricavi di distribuzione 4.1 Per ciascuna localita' costituente l'ambito tariffario, il vincolo sui ricavi di distribuzione VRD e' pari alla somma delle componenti rappresentative dei costi riconosciuti di gestione CGD e di capitale CCD relativi all'attivita' di distribuzione, effettuata con livelli di qualita', sicurezza e continuita' e con le condizioni contrattuali del servizio di cui al successivo articolo 12, comma 5 e della quota QFNC trasferita, se positiva, o prelevata, se negativa, dal fondo di compensazione, definito al successivo articolo 5. VRD = CGD + CCD + QFNC. 4.2 La componente CGD relativa ai costi riconosciuti di gestione della distribuzione si calcola mediante la seguente formula: a1 a2 CGD a NU Z QE QVI QT QS QL cnc E PC 0 d dove: NU e' il numero dei clienti attivi in ciascuna localita'; Z e' pari al rapporto tra LR e NU, entro i limiti indicati nel successivo comma 4.4; LR e' la lunghezza delle reti utilizzate in ciascuna localita' per il servizio ai clienti, espressa in metri, esclusi gli impianti di derivazione di utenza che si estendono dalla condotta stradale fino al gruppo di misura; QE, QVI, QT, QS, QL sono componenti riconosciute di costo definite al successivo articolo 9; E e' il gas immesso in rete nell'anno termico precedente la presentazione della proposta tariffaria, espresso in MJ; PC e' il costo riconosciuto delle attivita' di cui all'articolo 16, comma 5 del decreto legislativo n. 164/00, il cui valore e' nullo sino a diversa determinazione dell'Autorita'; a0, a1, a2 e cncd sono i coefficienti fissati dall'Autorita' per tutto il territorio nazionale ed assumono i valori indicati nella tabella 1. 4.3 La componente CCD, relativa ai costi riconosciuti di capitale della distribuzione, si calcola mediante la formula: CCD g CID Nella quale h1 h2 CID h NU Z POP AM h NU h E 0 3 4 dove: CID e' il capitale annuo riconosciuto necessario allo svolgimento dell'attivita' di distribuzione del gas, calcolato per ciascuna localita'; NU, Z ed E assumono il significato indicato al precedente comma 4.2; -72 POP e' la popolazione residente del comune servito, relativa all'anno 1999, come ricavata dal rapporto dell'Istat "Popolazione e movimento anagrafico dei comuni"; AM e' un fattore correttivo per i maggiori costi propri delle grandi aree metropolitane, ed assume il valore: 0,0354 AM = (POP - 500.000) se POP è maggiore di 500.000; AM = 1 se POP è minore o uguale a 500.000; g e' il coefficiente che rappresenta il costo del capitale investito, comprensivo degli ammortamenti economico - tecnici, ed e' dato dalla formula: g = s + d rD avendo definito con: d il fattore di degrado forfetario del capitale investito di distribuzione ed assume i seguenti valori: d = 0,5 per APF minore o uguale ad AC-10; d = 0,5 + 0,05 (APF-AC+10) per APF superiore ad AC-10; s il coefficiente di ammortamento annuo del capitale investito di distribuzione, assunto pari al 2%; rD la remunerazione del capitale investito netto, assunto pari all'8,8%; APF l'anno solare in cui è stata registrata la prima fornitura di gas nella località, indipendentemente dalla titolarità della gestione, AC l'anno solare corrente, in cui viene presentata la proposta tariffaria; i coefficienti ho, h1, h2, h3 e h4 sono i coefficienti fissati dall'Autorità per tutto il territorio nazionale ed assumono i valori indicati nella tabella 2. 4.4 Qualora in una localita' il rapporto Z sia superiore a 70, in luogo del valore effettivo di Z, si utilizza il valore Z = 70. 4.5 Negli anni successivi, non sono in alcun caso riconoscibili ai fini del calcolo del vincolo sui ricavi, incrementi della lunghezza della rete superiori a 70 metri per nuovo cliente attivo. 4.6 Qualora l'esercente si serva, per l'alimentazione di una localita', di adduttori a media o alta pressione situati nel territorio di comuni limitrofi nei quali l'esercente non alimenta clienti, le lunghezze di tali adduttori sono considerate nell'ambito di quelle relative alle localita' servite e sono ripartite in proporzione ai clienti allacciati di ciascuna localita'. 4.7 Qualora l'esercente si serva per l'alimentazione di una localita', anche parzialmente, di punti di alimentazione della rete situati nel territorio di comuni limitrofi, il gas immesso in rete attraverso tali impianti e' attribuito alle singole localita' alimentate in proporzione ai volumi distribuiti in ciascuna di esse. 4.8 In caso di estensioni rilevanti del servizio, anche distribuite su piu' anni, avvenute nell'ambito del medesimo comune nei dieci anni precedenti a quello di presentazione della proposta tariffaria, il parametro APF e' calcolato come valore medio ponderato per i clienti delle diverse zone servite, assumendo l'anno AC-10 come anno di prima fornitura per i clienti gia' serviti in tale data, secondo la formula: AC NU APF (AC 10) NU t t AC 10 t AC 10 APF ------------------------------- NU dove: NU t sono i nuovi clienti a cui e' stata attivata la fornitura in ciascun anno, al netto delle cessazioni, NU AC-10 sono i clienti attivi al 31 dicembre dell'anno AC-10 NU assume il significato indicato al precedente comma 4.2. 4.9 L'applicazione della formula del comma 4.8 e' limitata ai casi di estensioni rilevanti del servizio, definite come quelle che interessano almeno il 5% dei clienti allacciati ed attivi al 30 giugno 2000, oppure quelle superiori a 200 nuovi clienti allacciati annui, risultanti da impegni assunti attraverso le convenzioni o altri accordi con i comuni concedenti, adeguatamente documentati al momento della presentazione della proposta tariffaria, di cui al successivo articolo 6. 4.10 Per le localita' trasformate a gas naturale tal quale da Gpl, gas naturale miscelato o gas manifatturato, per APF si assume l'anno di trasformazione. Qualora la trasformazione sia avvenuta nel corso di piu' anni, il parametro APF e' calcolato come valore medio ponderato per i clienti delle diverse zone trasformate, assumendo AC-10 come anno di prima fornitura per i clienti gia' serviti in tale data, secondo la formula: AC NU APF (AC 10) NU AC 10 t AC 10 APF ------------------------------ NU dove: NU t sono i clienti trasformati in ciascun anno NU AC-10 sono i clienti nuovi e quelli trasformati prima dell'anno AC-10, secondo la formula: AC NU NU NU AC 10 t T AC 10 4.11 A partire dall'1 luglio 2001, gli esercenti che servono meno di 2000 clienti possono optare, all'atto della presentazione della proposta tariffaria di cui al successivo articolo 6, per una determinazione semplificata del vincolo sui ricavi di distribuzione, utilizzando un vincolo di distribuzione forfetario VRD calcolato mediante la formula: VRD CMUD NU dove CMUD e' il costo medio annuo per cliente fissato dall'Autorita' e soggetto ad aggiornamento annuale con le modalita' di cui all'articolo 11. Per l'anno termico 2001-2002 il valore di CMUD e' determinato entro il 28 febbraio 2001. 4.12 Qualora piu' esercenti operino in un medesimo ambito tariffario, i ricavi sono ripartiti coerentemente ai criteri definiti nel presente articolo, nel rispetto delle condizioni tecnico-economiche di accesso alla rete previste dal decreto legislativo n. 164/00.   Articolo 5 Fondo per la compensazione temporanea di costi elevati di distribuzione 5.1 E' istituito con decorrenza dall'1 luglio 2001 un fondo per la compensazione temporanea di costi elevati di distribuzione (di seguito: fondo di compensazione), alimentato da versamenti annuali costituiti dalle componenti del vincolo sui ricavi QFNC relative agli ambiti tariffari diversi da quelli a costo elevato, per i quali QFNC e' positiva. 5.2 La componente QFNC a carico degli ambiti tariffari diversi da quelli a costo elevato e' determinata annualmente dall'Autorita' come percentuale uniforme del costo di distribuzione riconosciuto in misura non superiore al due per cento, in modo da coprire i costi delle componenti QFNC relative agli ambiti tariffari a costo elevato. 5.3 Per gli ambiti tariffari a costo elevato, la componente QFNC e' negativa ed e' pari ad una percentuale del maggior costo di distribuzione riconosciuto per i suddetti ambiti, rispetto al limite dei costi elevati fissato annualmente dall'Autorita'. 5.4 Per ciascun ambito tariffario a costo elevato, la componente QFNC e' riconosciuta agli esercenti per un periodo non superiore ai tre anni.   Articolo 6 Opzioni tariffarie per l'attivita' di distribuzione 6.1 Gli esercenti formulano e presentano annualmente una proposta tariffaria avente ad oggetto l'opzione tariffaria base e le eventuali opzioni tariffarie speciali, secondo uno schema definito dall'Autorita'. 6.2 I limiti degli scaglioni di consumo, in numero massimo di sette, sui quali possono essere articolate le opzioni tariffarie, devono essere scelti tra i valori indicati nella tabella 3. 6.3 Tutte le opzioni tariffarie sono offerte in modo non discriminatorio a tutti i clienti del medesimo ambito tariffario, come definito all'articolo 3. 6.4 La spesa unitaria annua, espressa in lire/MJ, derivante dall'applicazione di ogni opzione tariffaria, non puo' risultare crescente al crescere dei volumi distribuiti o venduti a ciascun cliente. 6.5 La spesa unitaria annua derivante dall'applicazione di ogni opzione tariffaria relativa all'attivita' di distribuzione non puo' essere in alcun caso inferiore a T min definito dalla formula: T min = g h4 (lire/MJ) dove g e h4 assumono il significato indicato al precedente articolo 4, comma 3.   Articolo 7 Opzioni tariffarie base e speciali per l'attivita' di distribuzione 7.1 L'opzione tariffaria base e' costituita da quote tariffarie fisse e variabili, determinate rispettando un corretto equilibrio tra costi fissi e variabili; le quote variabili sono rapportate all'energia consumata, espressa in MJ, eventualmente articolate per fasce di consumo, in numero non superiore a sette, aventi come limiti valori scelti tra quelli indicati nella tabella 3. L'opzione tariffaria base e' soggetta ai vincoli del precedente articolo 6 e del successivo comma 7.2. 7.2 L'opzione tariffaria base non puo' comportare per ogni esercente un ricavo superiore al vincolo sui ricavi VRD per le tariffe di distribuzione. Al fine di verificare il rispetto di tale vincolo, gli esercenti calcolano i ricavi convenzionali derivanti dall'applicazione dell'opzione tariffaria base, considerando: a) i clienti attivi al 30 giugno dell'anno termico precedente quello della proposta tariffaria, eventualmente suddivisi per gli scaglioni di consumo previsti dall'opzione tariffaria base; b) i consumi complessivi dell'anno termico precedente quello della proposta tariffaria, suddivisi per gli scaglioni di consumo previsti dall'opzione tariffaria base. Per la prima applicazione, in mancanza di tale dato, gli esercenti utilizzano la media dei consumi degli anni solari 1999 e 2000. 7.3 Qualora piu' esercenti operino in un medesimo ambito tariffario, l'opzione tariffaria base e' definita dall'esercente con il maggior numero di clienti finali. 7.4 Gli ambiti tariffari in cui la prima fornitura di gas ha avuto luogo nei tre anni precedenti la presentazione della proposta tariffaria sono esclusi dal rispetto del vincolo sui ricavi di cui al precedente comma 7.2. 7.5 Gli esercenti possono proporre opzioni tariffarie speciali, non soggette ai vincoli sui ricavi, comprendenti quote tariffarie fisse, quote variabili commisurate alle quantita' vendute, all'impegno o al periodo di prelievo, ed eventualmente articolate in relazione alla qualita' del servizio reso o alle modalita' di riscossione. Le opzioni tariffarie sono approvate contestualmente e con le stesse modalita' dell'opzione tariffaria base.   Articolo 8 Codice di condotta commerciale 8.1 Nell'offerta delle opzioni tariffarie, base e speciali l'esercente osserva le disposizioni contenute nel codice di condotta commerciale definito nell'allegato 1 del presente provvedimento.   Articolo 9 Tariffe di fornitura ai clienti del mercato vincolato 9.1 La tariffa di fornitura ai clienti del mercato vincolato e' composta da una quota fissa e da una quota variabile, eventualmente articolate secondo i criteri di cui al precedente articolo 7, comma 1. Le quote variabili sono rapportate all'energia consumata, espressa in MJ, e sono imputate in lire per metro cubo applicando il potere calorifico superiore e la correzione tariffaria degli errori di misura, secondo i criteri degli articoli 16 e 17 del presente provvedimento. 9.2 La quota fissa applicabile corrisponde alla quota fissa della tariffa per la distribuzione determinata ai sensi della presente deliberazione, prevista nell'opzione tariffaria base oppure, su richiesta del cliente, in un'opzione tariffaria speciale. 9.3 La quota variabile TV e' cosi composta: TV = QE + QVI + QT + QS + QL + TD + QVD dove: QE e' la quota a copertura dei costi di approvvigionamento all'ingrosso della materia prima energetica utilizzata; QVI e' la quota a copertura dei costi di commercializzazione all'ingrosso per la vendita a clienti del mercato vincolato; QT e' la quota a copertura dei costi di trasporto e dispacciamento, calcolata in base alle tariffe determinate ai sensi dell'articolo 23, commi 2 e 3 del decreto legislativo n. 164/00; QS e' la quota a copertura dei costi di stoccaggio minerario, strategico e di modulazione, calcolata in base alle tariffe determinate ai sensi dell'articolo 23, commi 2 e 3 del decreto legislativo n. 164/00; QL e' la quota a copertura dei costi di utilizzo dei terminali di gas naturale liquefatto, calcolata in base alle tariffe determinate ai sensi dell'articolo 23, commi 2 e 3 del decreto legislativo n. 164/00; TD e' la quota variabile della tariffa per la distribuzione determinata ai sensi del presente provvedimento, prevista nell'opzione tariffaria base oppure, su richiesta del cliente, in un'opzione tariffaria speciale; QVD e' la quota rappresentativa dei costi di vendita al dettaglio del gas distribuito, calcolata secondo i criteri di cui al successivo comma 9.4. 9.4 La quota rappresentativa dei costi di vendita al dettaglio del gas distribuito QVD e' calcolata, per ciascuna localita' servita dall'esercente, secondo la formula: QVD = VRVD/VCV dove: VRVD = v NV e' il vincolo sui ricavi, per ciascuna localita', relativo ai costi riconosciuti di vendita al dettaglio del gas distribuito; v e' un coefficiente rappresentativo dei costi unitari, operativi e di capitale, dell'attivita' di vendita al dettaglio, pari a 62.100 lire/cliente; NV e' il numero dei clienti attivi del mercato vincolato al 30 giugno dell'anno precedente la presentazione della proposta tariffaria. Per l'anno base gli esercenti utilizzano il numero dei clienti allacciati ed attivi al 31 dicembre 1999 che hanno registrato nell'anno termico 1999-2000, o come media degli anni solari 1999 e 2000, consumi inferiori a 200.000 metri cubi standard; VCV e' il volume del gas venduto ai clienti del mercato vincolato nell'anno termico precedente la presentazione della proposta tariffaria, espresso in MJ. Per l'anno base gli esercenti utilizzano i valori relativi ai consumi dei clienti allacciati ed attivi al 30 giugno 2000 che hanno registrato nell'anno termico 1999-2000, o come media degli anni solari 1999 e 2000, consumi inferiori a 200.000 metri cubi standard. 9.5 Fino alla determinazione da parte dell'Autorita' delle quote QE, QVI, QT, QS, QL queste sono sostituite dalla componente transitoria CMP, espressa in lire/MJ, calcolata per ogni bacino tariffario per mezzo della formula: CMP = (V1 Qm1+V2 Qm2+V3 Qm3)/E v dove: V1 e' la quantita' di gas naturale da metanodotto tal quale o miscelato, espressa in MJ, venduta a clienti del mercato vincolato nell'anno termico precedente a quello della presentazione della proposta tariffaria; Qm1 e' il valore della componente di costo "materia prima" (Qm), espressa in lire/MJ, determinata con la seguente formula: cm 58,5 QM1 -------- 38,52 cm assume i valori determinanti ai sensi del provvedimento CIP n. 16/93 e successive modificazioni, per ciascun ambito tariffario, aggiornati con i criteri della deliberazione dell'Autorita' 22 aprile 1999, n. 52/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 100 del 30 aprile 1999; V2 e' la quantita' di gas liquido (Gpl) o di gas naturale trasportato con carri bombolai, tal quale o miscelato, espressa in MJ, venduta a clienti del mercato vincolato nell'anno termico precedente a quello della presentazione della proposta tariffaria; Qm2 e' il valore della componente di costo "materia prima" (Qm), espressa il L/MJ, determinata ai sensi del punto 1.a.2) del provvedimento CIP n. 16/93, come modificato dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 4 agosto 1994 e dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 novembre 1996, in vigore; V3 e' la quantita' di gas manifatturato ottenuto da materie prime diverse, prodotto e distribuito, espressa in MJ, venduta a clienti del mercato vincolato nell'anno termico precedente a quello della presentazione della proposta tariffaria; Qm3 e' il valore della componente di costo "materia prima" (Qm), espressa in lire/MJ, determinata ai sensi del punto 1.a.3) del provvedimento CIP n. 16/93, come modificato dal decreto del Ministero dell'industria 4 agosto 1994 e dal decreto del Ministero dell'industria 19 novembre 1996; Ev e' la somma di VI, V2 e V3 9.6 I valori di Qm2 e Qm3 sono quelli aggiornati per ciascun ambito tariffario con i criteri della deliberazione dell'Autorita' 22 aprile 1999, n. 52/99, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 100 del 30 aprile 1999. 9.7 Il valore numerico del coefficiente correttivo cnc da utilizzare per il calcolo delle componenti di costo "materia prima" di cui ai precedenti commi 9.5 e 9.6 e' pari ad uno per tutti i tipi di gas distribuito. 9.8 Qualora piu' esercenti operino in un medesimo ambito tariffario, i ricavi sono ripartiti in proporzione ai vincoli, calcolati separatamente per ciascuna quota di ambito tariffario servita dal medesimo esercente.   Articolo 10 Contributi a favore di clienti economicamente disagiati, anziani e disabili. 10.1 Ciascun comune puo' richiedere all'esercente dell'attivita' di distribuzione l'applicazione, a partire dall'1 luglio 2001, di una quota aggiuntiva non superiore all'uno per cento delle tariffe di distribuzione, al netto delle imposte, da destinarsi a contributi alle spese connesse alla fornitura del gas a clienti in condizioni economiche disagiate, ad anziani e disabili. 10.2 Le amministrazioni comunali destinano i contributi di cui al comma precedente, tenendo conto dei criteri unificati di valutazione della situazione economica dei soggetti che richiedono prestazioni agevolate, di cui al decreto legislativo 3 maggio 2000, n. 130, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana, Serie generale n. 118, del 23 maggio 2000, considerando altresi' le esigenze degli anziani e dei disabili. 10.3 Le amministrazioni comunali trasmettono annualmente all'Autorita' un rendiconto delle somme percepite ed erogate e dei criteri di destinazione adottati. 10.4 Gli esercenti notificano all'Autorita' le richieste pervenute dai comuni ed applicano le relative quote aggiuntive alle tariffe approvate dall'Autorita', per i soli clienti dei comuni richiedenti, tenendo separate le quote relative a ciascun comune.   Articolo 11 Aggiornamento del vincolo sui ricavi 11.1 Per ciascuna localita', i vincoli sui ricavi calcolati per il precedente anno termico sono aggiornati con il metodo del price cap, in base alle seguenti formule: VRD = VRD (1+I -RP +Y +Y +Y )+VRD(NU ,LR , E )-VRD T t-1 t-1 1 2 3 t t t t-1 VRVD = VRVD (1+I -RP )+VRVD (NV ) - VRVD T t-1 t-1 v t-1 dove: VRDt e' il vincolo sui ricavi di distribuzione del nuovo anno termico; VRDt-1 e' il vincolo sui ricavi di distribuzione del precedente anno termico; VRD (NUt, LRt , Et) e' il vincolo sui ricavi di distribuzione calcolato in base ai valori di NU, LR ed E, definiti all'articolo 4; VRVDt e' il vincolo sui ricavi di vendita ai clienti del mercato vincolato del nuovo anno termico; VRVDt -i e' il vincolo sui ricavi di vendita del precedente anno termico; VRVD (NVt) e' il vincolo sui ricavi di distribuzione calcolato in base ai valori di NV, definito all'articolo 9, comma 4; It-1 e' il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat; RPo e' il recupero annuo di produttivita' dei costi dell'attivita' di distribuzione, fissato nella misura del 3%; RPv e' il recupero annuo di produttivita' dei costi dell'attivita' di vendita al dettaglio, fissato nella misura del 3%; Y1 e' il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale; Y2 e' il tasso di variazione collegato a costi relativi a interventi di controllo della domanda attraverso l'uso efficiente delle risorse, inclusa la promozione del ricorso a fonti rinnovabili; Y3 e' il tasso di variazione collegato ad aumenti dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualita' del servizio. 11.2 Fino alla determinazione dei tassi di variazione Y1, Y2, Y3, questi sono sostituiti da un tasso di variazione Y determinato per ciascun ambito tariffario in relazione ai costi degli interventi, relativi alla promozione della sicurezza di impianti degli utenti, predisposti dagli esercenti contestualmente alle proposte tariffarie ed approvati dall'Autorita', in misura tale da dare luogo a maggiorazioni non superiori all'1 per cento del valore complessivo delle componenti CGD e CCD dell'esercente determinate ai sensi del precedente articolo 4. 11.3 I vincoli sui ricavi sono rivisti per il periodo di regolazione successivo al 30 giugno 2004, avendo come riferimento le informazioni economico-tecniche relative agli anni 2001 e 2002.   Articolo 12 Gradualita' nell'applicazione dei vincoli sui ricavi di distribuzione. 12.1 Per l'anno termico 2001 - 2002, con riferimento agli ambiti tariffari di cui all'articolo 3, l'esercente procedera' come segue: a) calcola i ricavi complessivi convenzionali da fornitura a clienti allacciati alle reti di distribuzione (RCo), al netto della componente materia prima determinata ai sensi dell'articolo 9, commi 5 e 6, sulla base delle tariffe e prezzi in vigore al 31 dicembre 2000 e delle vendite ai clienti attivi all'ultimo giorno dell'anno base; per le utenze in deroga alla metodologia tariffaria vigente si includono i ricavi da vettoriamento previsti ai punti B.2, B.3, B.4 e B.5 dell'accordo tra Snam, Anci, Anig, Assogas e Federgasacqua del 14 ottobre 1996, applicati alla clientela nel secondo semestre dell'anno 2000; b) calcola per ciascuna localita' il valore di VRD per l'anno termico 2001-2002, sulla base dell'utenza servita al 30 giugno 2000; ai fini del calcolo i vincoli sui ricavi sono aggiornati con i criteri di cui all'articolo 11, utilizzando i seguenti parametri riferiti al primo semestre 2001: It-1 = 1,4% RPo = 1,5%; c) calcola per ciascuna localita' il valore di VRVD per l'anno termico 2001-2002, sulla base dei clienti del mercato vincolato serviti al 30 giugno 2000 che hanno registrato nell'anno solare 1999 consumi inferiori a 200.000 metri cubi standard; ai fini del calcolo i vincoli sui ricavi sono aggiornati con i criteri di cui all'articolo 11, utilizzando i seguenti parametri riferiti al primo semestre 2001: It-1 = 1,4% RPo = 1,5%; d) calcola i valori di VR, come somma di VRD e VRVD; e) per ciascun ambito tariffario, determina i valori transitori del vincolo sui ricavi VRD1 come segue: qualora il rapporto VR1/RC0 sia inferiore a 0,85 applica la formula: VRD1 = 0,85 VRD qualora il rapporto VR1/RC0 sia superiore a 1,15 applica la formula: VRD1 = 1,15 VRD qualora il rapporto VR1/RC0 sia compreso tra 0,85 e 1,15, inclusi gli estremi, applica il valore del vincolo sui ricavi a regime VRD. 12.2 Entro il 31 marzo 2001 gli esercenti presentano le proposte di aggiornamento delle tariffe ai sensi del successivo articolo 13, utilizzando i vincoli sui ricavi determinati ai sensi del precedente comma 12.1. 12.3 Per l'anno termico 2002 - 2003, l'esercente procedera' come segue: a) determina i ricavi da distribuzione RD1, sulla base delle tariffe e prezzi in vigore nell'anno termico 2001-2002, delle vendite dell'anno termico 2000-2001 e degli altri parametri relativi all'ultimo giorno dell'anno termico 2000-2001; b) calcola per ciascuna localita' il valore VRD per l'anno termico 2002-2003, sulla base delle vendite dell'anno termico 2000-2001 e degli altri parametri relativi all'ultimo giorno dell'anno termico 2000-2001; ai fini del calcolo i vincoli sui ricavi sono aggiornati con i criteri di cui all'articolo 11, utilizzando i seguenti parametri: It-1 = tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat; Rpo = 3%; c) calcola per ciascuna localita' ed applica il valore VRVD per il semestre luglio - dicembre 2002, sulla base dei clienti del mercato vincolato serviti al 30 giugno 2001; ai fini del calcolo i vincoli sui ricavi sono aggiornati con i criteri di cui all'articolo 11, utilizzando i seguenti parametri: IT-1 = tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati, rilevato dall'Istat; R-Pv = 3 %; d) per ciascun ambito tariffario, si applicano i valori transitori del vincolo sui ricavi VRD2, cosi' determinati: qualora il rapporto VRD/RD1 sia inferiore a 0,85 applica la formula: VRD2 = 0,85 - VRD qualora il rapporto VRD/RD, sia superiore a 1,15 applica la formula: VRD2 = 1,15 - VRD qualora il rapporto VRD/RD1 sia compreso tra 0,85 e 1,15 inclusi gli estremi, si applica il valore del vincolo sui ricavi a regime VRD. 12.4 A partire dall'1 luglio 2003 si applicano in ogni caso i vincoli sui ricavi di cui ai precedenti articoli 4 e 11 del presente provvedimento. 12.5 L'applicazione delle variazioni tariffarie in aumento previste ai sensi dei commi precedenti e' sospesa dall'Autorita' nelle localita' il cui il servizio non risulta erogato in conformita' ai livelli di qualita', sicurezza e continuita' ed alle condizioni contrattuali determinati dall'Autorita' con proprie direttive ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettera h) della legge 14 novembre 1995, n. 481.   Articolo 13 Aggiornamento delle tariffe 13.1 Entro il 31 marzo di ogni anno, gli esercenti presentano all'Autorita' la proposta tariffaria definita secondo le modalita' indicate al precedente articolo 6. 13.2 La proposta tariffaria e' approvata dall'Autorita' se l'opzione tariffaria base e le eventuali opzioni tariffarie speciali rispettano i vincoli previsti ai titoli II e III del presente provvedimento. 13.3 Qualora siano state presentate ed approvate opzioni tariffarie speciali l'esercente applica l'opzione tariffaria base salvo diversa ed esplicita scelta per altra opzione tariffaria da parte del cliente, al quale deve essere riconosciuta almeno una volta all'anno la facolta' di modificare la propria scelta. 13.4 Gli elementi costitutivi dell'opzione tariffaria base sono segnalati al cliente nei documenti di fatturazione e nei prospetti sottoposti ai fini della stipula, modifica o rinnovo del contratto di fornitura. 13.5 La proposta tariffaria e' approvata qualora l'Autorita' non si pronunci in senso contrario entro novanta giorni dal ricevimento della proposta; le opzioni tariffarie contenute nella proposta tariffaria approvata entrano in vigore dal successivo 1 luglio. 13.6 Nel caso in cui la proposta tariffaria presentata non sia conforme ai criteri enunciati nella presente deliberazione, ovvero qualora non sia stata presentata alcuna proposta, gli uffici dell'Autorita' ne danno comunicazione all'esercente, che ha facolta' di presentare una seconda proposta modificata entro 30 giorni dal ricevimento della comunicazione. 13.7 Qualora la seconda proposta tariffaria non sia presentata ovvero sia ritenuta non conforme, ovvero non sia presentata alcuna proposta, l'Autorita' provvede con propria deliberazione adottata entro novanta giorni dalla comunicazione di cui al comma precedente, alla determinazione dell'opzione tariffaria base. 13.8 Le tariffe determinate, ai sensi dei precedenti commi 13.5 e 13.7, hanno comunque vigore dall'1 luglio dell'anno in cui e' presentata la proposta tariffaria. L'esercente provvede agli eventuali conguagli in occasione della prima fatturazione successiva mediante il criterio che individua i consumi in maniera proporzionale ai giorni di validita' dell'opzione tariffaria (criterio pro-die).   Articolo 14 Obblighi dipubblicazione delle opzioni tariffarie 14.1 L'esercente deve indicare l'opzione tariffaria base approvata dall'Autorita' e le altre opzioni tariffarie nei documenti di fatturazione inviati ai clienti e provvedere a dare adeguata pubblicita' agli aggiornamenti. 14.2 L'esercente e' tenuto a pubblicare una volta l'anno, nel mese di gennaio, le opzioni tariffarie in vigore nel Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma ovvero nel Foglio annunzi legali delle province interessate. 14.3 L'esercente, ogni anno, da' comunicazione a ciascun cliente dell'opzione tariffaria piu' conveniente, date le caratteristiche della fornitura, nell'anno precedente, qualora essa sia diversa dall'opzione tariffaria applicata. 14.4 L'esercente fornisce, in allegato al primo documento di fatturazione emesso successivamente all'introduzione di opzioni tariffarie base e speciali, al singolo cliente del mercato vincolato idonea spiegazione in ordine alle caratteristiche dell'opzione tariffaria base applicata a detto cliente.   Articolo 15 Obblighi di comunicazione 15.1 L'esercente, entro il mese di ottobre di ciascun anno, trasmette all'Autorita' i dati e le informazioni relative all'attivita' di distribuzione e fornitura ai clienti del mercato vincolato, sulla base di un questionario definito dall'Autorita'. 15.2 L'esercente e' tenuto a comunicare all'Autorita', entro trenta giorni dal suo verificarsi, ogni variazione relativa alla societa', alle localita' servite e al tipo di gas distribuito, intervenuta successivamente alla trasmissione del questionario di cui al precedente comma 15. 1.   Articolo 16 Potere calorifico superiore 16.1 Qualora il gas distribuito sia gas naturale, il potere calorifico superiore convenzionale P di un metro cubo standard di gas distribuito in una localita' e' rappresentato dal potere calorifico superiore effettivo del gas distribuito nel precedente anno termico nell'impianto di distribuzione che alimenta la localita', cosi' determinato per l'anno termico t: a) in un impianto di distribuzione con singolo punto di alimentazione, mediante la media ponderale del potere calorifico superiore effettivo del gas consegnato all'esercente (PCSi) rispetto ai volumi mensili consegnati (Vi), espressi in metri cubi, nel precedente anno termico t-1; 12 Vi * PCSi i 1 P ----------------- 12 Vi i 1 b) in un impianto di distribuzione con n punti di alimentazione, mediante la media ponderale del potere calorifico superiore effettivo annuo del gas consegnato all'esercente in ogni punto di alimentazione (Pj), calcolato come alla precedente lettera a), rispetto ai volumi annui (Vj), espressi in metri cubi, consegnati nei punti di alimentazione nell'impianto di distribuzione nel precedente anno termico t-1: n Vj * Pj j 1 P --------------- n Vj j 1 16.2 Il potere calorifico superiore effettivo mensile e' misurato dall'impresa di trasporto in punti di prelievo campioni, ubicati sulle reti di trasporto, in prossimita' dei punti di alimentazione delle reti di distribuzione. Esso viene evidenziato nei verbali di misura mensili che l'impresa di trasporto redige e invia agli esercenti il servizio di distribuzione. Tale documentazione deve essere tenuta a disposizione per eventuali controlli da parte dell'Autorita'. 16.3 La procedura sopra descritta si applica fino all'entrata in vigore dei codici di rete per l'attivita' di distribuzione nei quali verranno definite le modalita' e le procedure per la determinazione del potere calorifico superiore effettivo. 16.4 Qualora i gas distribuiti siano Gpl, miscele di gas naturale o Gpl con aria, gas manifatturato o gas proveniente da processi di raffinazione il potere calorifico superiore convenzionale P e' determinato mediante la media ponderale del potere calorifico superiore effettivo del gas distribuito rispetto ai volumi, espressi in metri cubi, immessi nell'impianto di distribuzione nel precedente anno termico. La misurazione del potere calorifico superiore effettivo del gas distribuito deve essere effettuata in laboratori specializzati tramite il prelievo di campioni di gas da effettuarsi almeno due volte all'anno e a distanza di sei mesi, a cura dell'esercente dell'attivita' di distribuzione. La documentazione deve essere tenuta a disposizione per eventuali controlli da parte dell'Autorita'. 16.5 Qualora al termine dell'anno termico si registrino scostamenti tra il potere calorifico superiore effettivo del gas distribuito calcolato per l'anno termico stesso (P effettivo) e il potere calorifico superiore convenzionale P, determinato ai sensi dei precedenti commi, maggiori del 5%, l'esercente provvede, entro il 31 dicembre successivo, all'emissione di fattura di conguaglio. 16.6 Per la determinazione del potere calorifico superiore effettivo del gas distribuito ai clienti idonei restano in vigore gli accordi tra le parti. 16.7 Sono fatti salvi i diversi patti relativi alle materie del presente articolo, contenuti nelle convenzioni tra enti locali e concessionari del servizio di distribuzione.   Articolo 17 Calcolo delle quote tariffarie rapportate ai volumi di gas misurati e relativa pubblicita' 17.1 A partire dall'1 luglio 2001, le quote tariffarie rapportate all'energia consumata, espresse in lire/MJ, delle tariffe di distribuzione e delle tariffe di fornitura ai clienti finali del mercato vincolato sono trasformate in quote tariffarie rapportate ai volumi misurati, espresse in lire/mc, mediante la formula: Tv = Te P M dove: a) Tv e' la quota tariffaria per unita' di volume, espressa in lire/mc; b) Te e' la quota tariffaria per unita' di energia, espressa in lire/MJ, definita con le modalita' di cui al Titolo III; c) P e' il potere calorifico superiore convenzionale della localita' calcolato come definito al precedente articolo 16; d) M e' il coefficiente di adeguamento alla quota altimetrica e alla zona climatica per i clienti del mercato vincolato dotati di gruppi di misura volumetrici con misura del gas in bassa pressione e non provvisti di correttori, come definito nell'allegato 2. 17.2 Qualora il gas fornito al cliente sia misurato in media pressione o in bassa pressione, con l'installazione presso il cliente di un gruppo di misura di classe non inferiore alla classe G40, i clienti possono richiedere che il gruppo di misura utilizzato per la determinazione dei volumi fatturati sia corredato di un idoneo correttore omologato. I clienti gia' allacciati e non dotati di correttore omologato possono richiederne l'installazione. L'installazione dei correttori e' realizzata dall'esercente entro 180 giorni dalla richiesta a carico del cliente, al quale puo' essere richiesto un contributo non superiore al costo delle opere da calcolarsi, ove disponibile, sulla base del listino prezzi della Camera di commercio, industria, agricoltura e artigianato in vigore nella provincia di appartenenza. In caso di utilizzo dei correttori il coefficiente M e' pari ad uno. 17.3 Con decorrenza dall'1 luglio 2001, l'articolo 4, comma 2 della deliberazione dell'Autorita' 14 aprile 1999, n. 42, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, n. 110 del 13 maggio 1999 e' sostituito dal seguente: "Nella parte della bolletta contenente le informazioni di cui al titolo III della presente direttiva sono riportati i seguenti fattori di conversione: il potere calorifico superiore convenzionale P di un metro cubo di gas distribuito nella localita' misurato in condizioni standard; il coefficiente M di adeguamento alla quota altimetrica ed alla zona climatica.   Articolo 18 Disposizioni transitorie 18.1 Per il semestre gennaio - giugno 2001 l'esercente applica al servizio di distribuzione non interrompibile verso clienti idonei, per ogni sito di prelievo, le seguenti tariffe: a) quota fissa: lire/mese 15.000; b) quota variabile per lo scaglione di prelievo fino a 20.000 metri cubi/mese nei mesi di gennaio, febbraio e marzo: lire/mc 110; c) quota variabile per lo scaglione di prelievo oltre 20.000 mc/mese nei mesi di gennaio, febbraio e marzo: lire/mc 55; d) quota variabile per lo scaglione di prelievo fino a 20.000 mc/mese nei mesi di aprile, maggio, giugno: lire/mc 20; e) quota variabile per lo scaglione di prelievo oltre 20.000 mc/mese nei mesi di aprile, maggio, giugno: lire/mc 10. 18.2 Per il semestre gennaio - giugno 2001 l'esercente applica al servizio di distribuzione interrompibile verso clienti idonei, per ogni sito di prelievo, le seguenti tariffe: f) quota fissa: lire 0 (zero); g) quota variabile per lo scaglione di prelievo fino a 20.000 mc/mese: lire/mc 20; h) quota variabile per lo scaglione di prelievo oltre 20.000 mc/mese: lire/mc 10. 18.3 Fino all'entrata in vigore dei codici di rete di cui all'articolo 24, comma 5 del decreto legislativo n. 164/00, le immissioni nelle reti di distribuzione dalle reti di trasporto a fini di vettoriamento verso clienti idonei allacciati alle stesse sono considerate pari ai prelievi dei clienti stessi, a condizione che per tali forniture sia stato sottoscritto un contratto per il trasporto. 18.4 Per la determinazione delle tariffe di fornitura ai clienti del mercato vincolato nel semestre gennaio - giugno 2001 l'esercente, con riferimento agli ambiti tariffari di cui all'articolo 3: a) calcola, per i clienti con consumi fino a 200.000 metri cubi standard nell'anno base, i ricavi convenzionali da quota fissa (RQF) ottenuti applicando le quote fisse delle tariffe T1, T2, T3 e T4 in vigore al 31 dicembre 2000, ai clienti attivi all'ultimo giorno dell'anno base e alle relative vendite; b) calcola, per i clienti con consumi fino a 200.000 metri cubi standard nell'anno base, i ricavi convenzionali da quote variabili (RV) ottenuti applicando le quote variabili, al netto della componente materia prima, delle tariffe T1, T2, T3 e T4 in vigore al 31 dicembre 2000, alle vendite ai clienti attivi all'ultimo giorno dell'anno base; c) calcola, per le utenze in deroga alla metodologia tariffaria vigente, il margine medio da deroghe in base ai margini di vettoriamento previsti ai punti B.2, B.3, B.4 e B.5 dell'accordo tra Snam, Anci, Anig, Assogas e Federgasacqua del 14 ottobre 1996, applicati alla clientela nel secondo semestre dell'anno 2000 ed alle vendite ai clienti attivi all'ultimo giorno dell'anno base; d) calcola, per i clienti con consumi superiori a 200.000 metri cubi standard nell'anno base, il ricavo convenzionale da distribuzione (RCI), derivante dall'applicazione del margine medio da deroghe, come calcolato alla lettera precedente, alle vendite ai clienti attivi all'ultimo giorno dell'anno base; e) calcola i vincoli sui ricavi VRD e VRVD determinati in base all'articolo 4 e all'articolo 9, comma 4; f) calcola il coefficiente di variazione transitoria delle quote variabili delle tariffe (CVT) pari a: VRD VRVD RQF RCI CVT ---------------- RV g) determina le quote variabili delle tariffe T1, T2, T3 e T4, al netto della componente materia prima, come segue: qualora il coefficiente CVT sia inferiore a 0,9, le quote variabili delle tariffe T1, T2, T3 e T4, al netto della componente materia prima, sono diminuite del 10%; qualora il coefficiente CVT sia superiore a 1,1 le quote variabili delle tariffe T1, T2, T3 e T4, al netto della componente materia prima sono aumentate del 10%; qualora il coefficiente CVT sia compreso tra 0,9 e 1,1, inclusi gli estremi, le quote variabili delle tariffe T1, T2, T3 e T4, al netto della componente materia prima sono moltiplicate per il coefficiente CVT; h) applica ai clienti del mercato vincolato le quote variabili ottenute sommando alle quote variabili di distribuzione determinate in base alla lettera precedente la componente materia prima di cui all'articolo 9, commi 3, 5 e 6; i) applica ai clienti del mercato vincolato le quote fisse delle tariffe T1, T2, T3 e T4 in vigore al 31 dicembre 2000. 18.5 Qualora gli esercenti, per ragioni organizzative, non emettano il documento di fatturazione dei consumi del mese di gennaio 2001 in applicazione delle disposizioni del presente provvedimento, essi effettuano il conguaglio con il successivo documento di fatturazione. 18.6 Le tariffe, calcolate ai sensi del presente articolo ed in vigore dalla data di pubblicazione del presente provvedimento nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana devono essere comunicate all'Autorita' entro il 15 febbraio 2001 e pubblicate nel Bollettino ufficiale della regione o della provincia autonoma ovvero nel Foglio annunzi legali delle province interessate entro il mese di febbraio 2001.   Articolo 19 Disposizioni finali 19.1 Con separato provvedimento da adottarsi entro il 30 giugno 2001, l'Autorita' definisce le modifiche delle unita' monetarie e delle unita' di misura derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea. 19.2 Qualora le componenti tariffarie previste dal presente provvedimento siano ottenute come prodotto di elementi, parametri o coefficienti, le suddette componenti espresse in lire devono intendersi arrotondate alla prima cifra decimale con criterio commerciale, oppure alla seconda cifra decimale se espresse in lire/MJ. 19.3 Dall'entrata in vigore del presente provvedimento sono abrogate tutte le disposizioni con esso incompatibili. 19.4 Il presente provvedimento si applica fino al 30 giugno 2004 e, per quanto riguarda le disposizioni tariffarie riguardanti la fornitura del gas, sino al 31 dicembre 2002. 19.5 La presente deliberazione e' pubblicata nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana e nel sito internet dell'Autorita' (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore l'1 gennaio 2001. Milano, 28 dicembre 2000 Il presidente: Ranci   Allegato 1. Codice di condotta commerciale Articolo 1 L'esercente fornisce al cliente, prima della sottoscrizione del contratto ed in occasione della proposta di opzioni tariffarie e di loro eventuali modifiche, informazioni, documenti e il necessario supporto affinche' il cliente sia posto in grado di scegliere la soluzione o le soluzioni piu' vantaggiose e di conoscere i contenuti del contratto da sottoscrivere e le garanzie previste nel presente codice di condotta commerciale. Articolo 2 In occasione di campagne pubblicitarie, l'esercente individua e rende disponibili gli strumenti idonei a garantire al cliente informazioni complete per l'offerta di opzioni tariffarie, qualora il mezzo di comunicazione utilizzato non consenta di fornire tali informazioni direttamente. Articolo 3 In occasione dell'offerta delle opzioni tariffarie base e speciali, l'esercente fornisce individualmente a tutti i clienti ai quali vengono offerte tali opzioni, compresi i nuovi clienti, stime comparative della spesa associata alle diverse opzioni che tengano conto delle caratteristiche di consumo proprie del cliente interessato. Articolo 4 Quando l'esercente non ripropone tra le nuove opzioni tariffarie una tariffa corrispondente a quella applicata l'anno precedente, ne da' informazione al cliente con adeguato preavviso, indicando in termini comparativi la tariffa piu' conveniente in base ai dati di consumo del cliente nel corso degli ultimi dodici mesi. Articolo 5 L'esercente fornisce ai clienti informazioni sull'uso efficiente dell'energia con riferimento alle opzioni tariffarie offerte e sulle modalita' da seguire per una corretta e sicura gestione di impianti e apparecchiature. Articolo 6 L'esercente diffonde il codice di condotta commerciale, affinche' tutti i clienti ne abbiano notizia anche informando i clienti circa le condizioni e le caratteristiche tecniche di fornitura del gas e i livelli di qualita' commerciale dei servizi erogati.   Allegato 2. Coefficiente, M di adeguamento delle quote tariffarie rapportate all'energia consumata Nel caso di fornitura del gas a clienti del mercato vincolato dotati di gruppi di misura volumetrici, sprovvisti di apparecchiature per la correzione del volume, per i quali la misura del gas avviene in bassa pressione, la tariffa di fornitura viene adeguata mediante l'utilizzo di un coefficiente M riportato nelle tabelle 4, 5, 6, 7 e 8 per il gas naturale, per le miscele di gas naturale o di gas di petrolio liquefatti con aria e per i gas manifatturati, e nelle tabelle 9, 10, 11, 12 e 13 per le miscele di gas di petrolio liquefatti e per gli altri tipi di gas. I coefficienti indicati nelle tabelle corrispondono a combinazioni di altitudine e di gradi giorno (di seguito: GG). Per valori intermedi sia di altitudine che di gradi giorno si adottera' il valore piu' prossimo previsto nella tabella, per valori equidistanti sia di altitudine che di gradi giorno si adotta il limite inferiore della relativa tabella (ad esempio: in caso di altitudine pari a 950 metri sul livello del mare (di seguito: s.l.m.), si adotta il valore del coefficiente M corrispondente a 900 s.l.m.). Per l'altitudine del capoluogo e per la zona climatica di appartenenza si fa riferimento all'allegato A del decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412 pubblicato nel Supplemento ordinario della Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 242 del 14 ottobre 1993 e successive modificazioni. Per i clienti situati in comuni al di sotto di 0 metri s.l.m., si utilizza il coefficiente M corrispondente a 0 metri s.l.m.. Per i clienti situati in comuni appartenenti alla zona climatica F e al di sopra di 1.500 metri s.l.m., si utilizza il coefficiente M corrispondente a 1.500 metri s.l.m.. Per i clienti situati in comuni appartenenti alla zona climatica F e con numero di GG superiore a 5.000, si utilizza il coefficiente M corrispondente a 5.000. Tabella 1 Coefficienti di calcolo del costo di gestione della distribuzione ------------------- a0 35.700 ------------------- a1 1,0512 ------------------- a2 0,2085 ------------------- cncd 0,007 ------------------- Tabella 2 Coefficienti di calcolo del costo di capitale della distribuzione -------------------------------------------------- h0 114.900 -------------------------------------------------- h1 (zona altimetrica: montagna) 0,6521 -------------------------------------------------- h1 (zone altimetrica: collina) 0,6449 -------------------------------------------------- h1 (zona altimetrica: pianura) 0,6377 -------------------------------------------------- h2 0,1110 -------------------------------------------------- h3 (gas naturale) 161.700 -------------------------------------------------- h3 (altri gas) 989.500 -------------------------------------------------- h4 1,519 -------------------------------------------------- Tabella 3 Fasce di consumo espresse in MJ: i limiti minimo e massimo rappresentano gli estremi delle fasce di consumo ============================================================== Numero di fascia Minimo della fascia Massimo della fascia ============================================================== 1 1 4.000 -------------------------------------------------------------- 2 4.001 10.000 -------------------------------------------------------------- 3 10.001 20.000 -------------------------------------------------------------- 4 20.001 30.000 -------------------------------------------------------------- 5 30.001 40.000 -------------------------------------------------------------- 6 40.001 60.000 -------------------------------------------------------------- 7 60.001 100.000 -------------------------------------------------------------- 8 100.001 200.000 -------------------------------------------------------------- 9 200.001 400.000 -------------------------------------------------------------- 10 400.001 1.000.000 -------------------------------------------------------------- 11 1.000.001 2.000.000 -------------------------------------------------------------- 12 2.000.001 3.000.000 -------------------------------------------------------------- 13 3.000.001 4.000.000 -------------------------------------------------------------- 14 4.000.001 6.000.000 -------------------------------------------------------------- 15 6.000.001 8.000.000 -------------------------------------------------------------- 16 8.000.001 12.000.000 -------------------------------------------------------------- 17 12.000.001 20.000.000 -------------------------------------------------------------- 18 20.000.001 40.000.000 -------------------------------------------------------------- 19 40.000.001 160.000.000 -------------------------------------------------------------- 20 160.000.001 infinito -------------------------------------------------------------- ----> Vedere Tabelle da 4 a 13 <----