Gazzetta n. 217 del 18 settembre 2001 (vai al sommario) AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS DELIBERAZIONE 7 settembre 2001 Disposizioni in materia di tariffe per il trasporto e il dispacciamento del gas naturale e per l'utilizzo dei terminali di Gnl, in attuazione della deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 maggio 2001, n. 120/01. (Deliberazione n. 193/01). L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS Nella riunione del 7 settembre 2001, Premesso che: l'art. 23, commi 2 e 3, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, di attuazione della direttiva 98/30/CE, recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'art. 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 142 del 20 giugno 2000 (di seguito: decreto legislativo n. 164/2000) prevede che l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorita) determini le tariffe per il trasporto e il dispacciamento del gas naturale, in modo da assicurare una congrua remunerazione del capitale investito, tenendo conto della necessita' di non penalizzare le aree del Paese con minori dotazioni infrastrutturali, e in particolare le aree del Mezzogiorno; con la deliberazione dell'Autorita' 30 maggio 2001, n. 120, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 147 del 27 giugno 2001 (di seguito: deliberazione n. 120/01), l'Autorita' ha emanato criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto e il dispacciamento del gas naturale e per l'utilizzo dei terminali di gas naturale liquefatto (di seguito: Gnl); ai sensi del combinato disposto dell'art. 9, comma 2, e dell'art. 16, comma 2, della deliberazione n. 120/01, ai fini della determinazione delle tariffe relative all'anno termico 2001-2002, le imprese di trasporto e le imprese di rigassificazione trasmettono all'Autorita' e alle altre imprese che svolgono le medesime attivita', entro trenta giorni dall'entrata in vigore della medesima deliberazione: E F N R E C a) i ricavi RT, RT, RT, RT, RL, RL e RA; b) la proposta relativa alla definizione dei punti di entrata e dei punti di uscita dalla rete nazionale di gasdotti; c) le proposte tariffarie relative al primo anno termico del periodo di regolazione; d) i requisiti di iniezione ed erogazione e i costi dei servizi di modulazione; ai sensi dell'art. 16, comma 3, della deliberazione n. 120/01, le imprese diverse dalla impresa maggiore possono presentare all'Autorita', entro quindici giorni dal ricevimento delle proposte di cui all'art. 16, comma 2 della medesima deliberazione, osservazioni e richieste di modifica. Le proposte si intendono approvate qualora l'Autorita' non si pronunci in senso contrario entro sessanta giorni dal ricevimento delle stesse; ai sensi dell'art. 16, comma 4, della deliberazione n. 120/01, le imprese di trasporto e le imprese di rigassificazione pubblicano, anche mediante l'utilizzo dei propri siti Internet, le tariffe approvate dall'Autorita' entro quindici giorni dalla data della loro approvazione; le tariffe rimangono in vigore per tutto l'anno termico successivo. Premesso, inoltre, che: in data 4 luglio 2001, la societa' Transmediterranean Pipeline Company Limited (di seguito: TMPC) ha trasmesso all'Autorita' le proposte relative ai propri ricavi di riferimento; in data 5 luglio 2001, la societa' Edison Gas S.p.a. (di seguito: Edison Gas) ha trasmesso all'Autorita' le proposte relative ai propri ricavi di riferimento e a quelli di SGM S.p.a., in applicazione dell'art. 7, comma 1, lettera c), della deliberazione n. 120/01, le proposte relative al corrispettivo unitario di capacita' per il trasporto sulle reti regionali, i requisiti di iniezione ed erogazione e i volumi di gas da stoccaggio e i costi del servizio di modulazione ai fini del bilanciamento del sistema; in data 11 luglio 2001, la societa' Rete Gas Italia S.p.a. (di seguito: Rete Gas Italia) ha trasmesso all'Autorita' le proposte relative ai punti di entrata e di uscita, ai ricavi di riferimento, e le proposte tariffarie, nonche' i requisiti di iniezione ed erogazione, i volumi di gas da stoccaggio e i costi del servizio di modulazione ai fini del bilanciamento del sistema; in data 31 luglio 2001, l'Edison Gas ha inviato all'Autorita' commenti alle proposte tariffarie dell'impresa maggiore; gli uffici dell'Autorita' hanno inviato alla TMPC in data 19 luglio 2001 e 27 luglio 2001, all'Edison Gas in data 19 luglio 2001 e a Rete Gas Italia in data 1 agosto 2001, richieste di approfondimenti relativamente alla determinazione dei ricavi di riferimento, ai sensi della deliberazione n. 120/01; TMPC, Edison Gas e Rete Gas Italia hanno provveduto, con comunicazioni successive, a trasmettere all'Autorita' gli approfondimenti richiesti, integrazioni e nuove proposte relative al calcolo dei ricavi di riferimento e alle tariffe; in particolare Rete Gas Italia ha presentato, in data 6 agosto 2001, una nuova proposta avente ad oggetto i punti di entrata e uscita, i corrispettivi unitari di capacita' per il trasporto sulla rete nazionale e il corrispettivo variabile recepisce, tra l'altro, anche gli ultimi dati forniti da Edison Gas e TMPC, a seguito delle richieste di approfondimenti da parte dell'Autorita'; Visti: la legge 14 novembre 1995, n. 481; il decreto legislativo n. 164/2000; Visti: il decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 22 dicembre 2000, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 18 del 23 gennaio 2001 (di seguito: decreto ministeriale 22 dicembre 2000), che individua la rete nazionale di gasdotti; la deliberazione dell'Autorita' n. 120/01; la deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 21 giugno 2001, n. 136/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 154 del 5 luglio 2001, recante la direttiva per la conversione in euro dei corrispettivi unitari delle tariffe e per la fatturazione ai clienti finali; Considerato che: a seguito di richiesta di chiarimenti da parte degli uffici dell'Autorita' e di successivi approfondimenti, Edison Gas, TMPC e Rete Gas Italia hanno provveduto a rivedere i loro calcoli e a trasmettere nuove proposte, risultate conformi alla disciplina di cui alla deliberazione n. 120/01; Considerato che: Rete Gas Italia ha dichiarato, con la comunicazione del 27 luglio 2001, che la ricostituzione degli stoccaggi procede secondo un programma che condurra' a fine campagna al completo riempimento degli stoccaggi della societa' Stoccaggi Gas Italia con gas degli utenti in misura sufficiente a fornire il "working gas" necessario per la modulazione dell'intero mercato allacciato alla propria rete, incluso il mercato civile; pertanto, ai fini degli adempimenti di cui all'art. 18, comma 1 del decreto legislativo n. 164/2000, Rete Gas Italia non ha evidenziato costi per le attivita' di cui all'art. 9, comma 1, lettera b), della deliberazione n. 120/01; inoltre, con la medesima comunicazione del 27 luglio 2001, Rete Gas Italia ha indicato i costi per l'attivita' di cui all'art. 9, comma 1, lettera a), della deliberazione n. 120/01, evidenziando che essi comprendono la gestione delle fluttuazioni di svaso/invaso e la compensazione degli sbilanciamenti che si verificano su base temporale inferiore al giorno, ma non comprendono il servizio di compensazione di sbilanciamenti generati dagli utenti, tenuto conto del sopra menzionato riempimento completo degli stoccaggi; in data 24 luglio 2001, Edison Gas ha dichiarato che, per quanto concerne i fabbisogni di modulazione dei clienti non idonei, ai sensi dell'art. 18, comma 1, del decreto legislativo n. 164/2000, ha provveduto alla copertura in qualita' di venditore e pertanto non sono stati evidenziati costi; per quanto riguarda i costi di bilanciamento di cui all'art. 9, comma 1, lettera a), della deliberazione n. 120/01, Edison Gas ha presentato una propria proposta di copertura del fabbisogno di bilanciamento, con l'ipotesi che Rete Gas Italia integri il servizio di modulazione fornito da Edison Gas; ritenuto che, tenuto conto delle dimensioni di ciascuna rete, sia la soluzione adottata da parte di Edison Gas, sia la soluzione adottata da parte di Rete Gas Italia in materia di bilanciamento del sistema siano entrambe giustificate sul piano tecnico e permettano nel tempo valutazioni comparative riguardo la loro efficacia; ritenuto che sia opportuno, a motivo della fase di avvio del nuovo ordinamento tariffario relativo alle attivita' di trasporto e dispacciamento e di rigassificazione di Gnl: dare certezza alle imprese e agli utenti del sistema attraverso l'approvazione formale delle proposte tariffarie trasmesse all'Autorita'; assicurare trasparenza al processo di approvazione delle tariffe, tenuto conto dei dati e delle informazioni trasmesse dalle imprese in applicazione della deliberazione n. 120/01; ritenuto, inoltre, che sia opportuno, ai fini della pubblicazione delle tariffe di cui all'art. 16, comma 4, della deliberazione n. 120/01: che l'impresa maggiore fornisca informazioni che consentano agli utenti di individuare a quale punto di uscita sia aggregato ciascun punto di riconsegna; che le imprese di trasporto forniscano informazioni su quale corrispettivo fisso si applichi a ciascun punto di riconsegna; Delibera: Art. 1. Definizioni 1.1. Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni dell'art. 1 della deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 30 maggio 2001, n. 120/01, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 147 del 27 giugno 2001 (di seguito: deliberazione n. 120/01).   Art. 2. Verifica delle proposte relative ai punti di entrata e uscita per l'anno termico 2001-2002 2.1. Sono approvate le proposte di cui agli articoli 5 e 16 della deliberazione n. 120/01 presentate dall'impresa maggiore per l'anno termico 2001-2002 aventi ad oggetto i punti di entrata e uscita dalla rete nazionale dei gasdotti come riportate nella tabella 1 allegata al presente provvedimento.   Art. 3. Verifica delle proposte tariffarie per l'anno termico 2001-2002 3.1. Sono approvate le proposte di cui al combinato disposto dell'art. 9 e dell'art. 16, comma 2, della deliberazione n. 120/01 presentati dall'impresa maggiore e dalle altre imprese per l'anno termico 2001-2002 aventi ad oggetto le tariffe come riportate nelle tabelle 2 e 3 allegate al presente provvedimento, i ricavi RTE, RTF, RTN, RTR, RLE, RLC e RA e i requisiti di iniezione ed erogazione e i costi dei servizi di modulazione.   Art. 4. Pubblicazione delle tariffe 4.1. L'impresa maggiore pubblica, anche nel proprio sito Internet, contestualmente alle tariffe, informazioni atte a consentire agli utenti di individuare a quale punto di uscita sia aggregato ciascun punto di riconsegna. 4.2. Le imprese di trasporto pubblicano, anche nel proprio sito Internet, contestualmente alle tariffe, informazioni idonee a consentire agli utenti di individuare quale corrispettivo fisso si applica a ciascun punto di riconsegna.   Art. 5. Disposizioni finali 5.1. Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e nel sito Internet dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas (www.autorita.energia.it) ed entra in vigore a decorrere dal 7 settembre 2001. Milano, 7 settembre 2001 Il Presidente: Ranci   Allegato Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale (anno termico 2001/2002) 1.1. Punti di entrata. 3 punti di entrata relativi ai punti di interconnessione con i metanodotti esteri di importazione: in prossimita' del confine delle acque territoriali a largo di Mazara del Vallo; in prossimita' di Passo Gries; in prossimita' di Tarvisio. 1 punto di entrata in corrispondenza dell'impianto di rigassificazione Gnl di Panigaglia. 10 punti di entrata dai principali campi di produzione nazionali o dai loro centri di raccolta e trattamento: Nord occidentale; Nord orientale; Rubicone; Falconara - Fano; Pineto; San Salvo; Candela; Monte Alpi; Crotone; Gagliano. 2 punti di entrata dagli stoccaggi: relativo ai siti di stoccaggio dell'Eni S.p.a.; relativo ai siti di stoccaggio dell'Edison Gas S.p.a. Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale (anno termico 2001/2002) 1.2. Punti di entrata da produzioni nazionali e aggregazioni di campi minori. ----> Vedere Tabella a pag. 53 della G.U. <---- Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale (anno termico 2001/2002) 1.3. Punti di uscita. A Friuli-Venezia Giulia B Trentino-Alto Adige e Veneto C Lombardia orientale D Lombardia occidentale E1 Nord Piemonte E2 Sud Piemonte e Liguria F Emilia e Liguria G Basso Veneto H Toscana e Lazio I Romagna L Umbria e Marche M Marche e Abruzzo N Lazio O Basilicata e Puglia P Campania Q Calabria R Sicilia Tabella 1 - Punti di entrata e uscita dalla rete nazionale (anno termico 2001/2002) ----> Vedere Cartina pag. 54 della G.U. <---- Tabella 2 - Tariffe di trasporto e dispacciamento (anno termico 2001/2002) 2.1. Corrispettivo unitario variabile. CV (Euro/GJ) 0,176549 2.2. Corrispettivi unitari di capacita' di rete nazionale. Cpe (Euro/Smc/g) Mazara del Vallo 3,032460 Passo Gries 0,338364 Tarvisio 0,857216 Panigaglia 0,613272 Nord Occidentale 0,077469 Nord Orientale 0,104647 Rubicone 0,077469 Falconara - Fano 0,494016 Pineto 0,720943 San Salvo 0,559849 Candela 0,633425 Monte Alpi 0,905488 Crotone 2,026530 Gagliano 2,174299 Stoccaggi Eni Spa/Edison Gas Spa 0,174442 Cpu (Euro/Smc/g) Friuli-Venezia Giulia A 0,841763 Trentino-Alto Adige - Veneto B 0,986886 Lombardia Orientale C 1,076087 Lombardia Occidentale D 1,276102 Nord Piemonte E1 1,535033 Sud Piemonte e Liguria E2 1,276102 Emilia e Liguria F 0,986886 Basso Veneto G 0,862372 Toscana e Lazio H 0,858547 Romagna I 0,697670 Umbria e Marche L 0,569331 Marche e Abruzzo M 0,524838 Lazio N 0,659117 Basilicata e Puglia O 0,735951 Campania P 0,521476 Calabria Q 0,446735 Sicilia R 0,157519 2.3. Corrispettivi unitari di capacità di rete regionale. CRr (Euro/Smc/g) Edison Gas Spa e SGM Spa 1,801000 Rete Gas Italia Spa 1,312991 2.4. Corrispettivo fisso. CF (Euro / punto di riconsegna) 1 livello 2 livello 3 livello Edison Gas Spa e SGM Spa 31,000000 2.141,300000 5.183,700000 La definizione dei livelli e' in funzione di 2 parametri: consumo annuo del punto di riconsegna e tipologia di catena di misura Rete Gas Italia Spa 3.098,700000 7.746,800000 17.570,600000 La definizione dei livelli e' in funzione di 4 parametri: metri cubi prelevati, tipologia di misura, tipologia degli apparati di misura, metodo di acquisizione dei dati di misura. 2.5. Tariffa interrompibile. Edison Gas Spa e SGM Spa riduzione del 4% di CRr per un'interruzione di 5 giorni con preavviso di 48 ore Rete Gas Italia Spa riduzione dell'8% dei cor- rispettivi CPe, CPu e CRr per un'interruzione di 5 giorni con preavviso di 3 giorni Tabella 3 - Tariffa di rigassificazione per l'utilizzo del terminale di Panigaglia di Rete Gas Italia S.p.a. (anno termico 2001/2002) 3.1. Corrispettivo unitario di CQS (Euro/mc liquido) 3,622390 impegno associato ai quan titativi di GNL scaricato 3.2. Corrispettivo unitario CNA (Euro/numero 16.271,491063 associato agli approdi di approdi in un anno) contrattuali 3.3. Corrispettivo unitario CVL (Euro/GJ) 0,064330 variabile per l'energia associata ai volumi rigassificati 3.4. Perdite per mc rigassificato 2%