Gazzetta n. 221 del 2005-09-22 AUTORITA' PER L' ENERGIA ELETTRICA E IL GAS DELIBERAZIONE 6 settembre 2005 Disposizioni generali in tema di qualita' del gas naturale, ai sensi dell'articolo 2, comma 12, lettere g) ed h), della legge 14 novembre 1995, n. 481. (Deliberazione n. 185/05). L'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS Nella riunione del 6 settembre 2005. Visti: la direttiva n. 2003/55/CE del 26 giugno 2003; la legge 6 dicembre 1971, n. 1083; la legge 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito: legge n. 481/95); la legge 23 agosto 2004, n. 239 (di seguito: legge n. 239/2004); il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (di seguito: decreto legislativo n. 164/00); la deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas (di seguito: l'Autorita) 30 maggio 1997, n. 61/97; la deliberazione dell'Autorita' 28 dicembre 2000, n. 237/00 e successive modifiche e integrazioni (di seguito: deliberazione n. 237/00); la deliberazione dell'Autorita' 30 maggio 2001, n. 120/01; la deliberazione dell'Autorita' 19 marzo 2002, n. 43/02 (di seguito: deliberazione n. 43/02); la deliberazione dell'Autorita' 11 luglio 2002, n. 130/02; la deliberazione dell'Autorita' 17 luglio 2002, n. 137/02; la deliberazione dell'Autorita' 1° luglio 2003, n. 75/03 (di seguito: deliberazione n. 75/2003); la deliberazione dell'Autorita' 4 dicembre 2003, n. 138/03 di seguito: deliberazione n. 138/03); la deliberazione dell'Autorita' 4 dicembre 2003, n. 139/03; la deliberazione dell'Autorita' 12 dicembre 2003, n. 144/03 (di seguito deliberazione n. 144/03); la deliberazione dell'Autorita' 12 dicembre 2003, n. 145/03; la deliberazione dell'Autorita' 22 luglio 2004, n. 125/04; la deliberazione dell'Autorita' 29 luglio 2004, n. 138/04; la deliberazione dell'Autorita' 5 agosto 2004, n. 144/04; la deliberazione dell'Autorita' 29 settembre 2004, n. 170/04 e successive modifiche e integrazioni; la deliberazione dell'Autorita' 19 gennaio 2005, n. 5/05; la deliberazione dell'Autorita' 17 febbraio 2005, n. 24/05 la deliberazione dell'Autorita' 27 luglio 2005, n. 157/05; la deliberazione dell'Autorita' 29 marzo 2005, n. 53/05; la deliberazione dell'Autorita' 29 luglio 2005, n. 166/05; la deliberazione dell'Autorita' 4 agosto 2005, n. 179/05; il documento per la consultazione 26 maggio 2005 «Estensione della misura su base oraria ai clienti finali con consumi di gas naturale superiori ai duecentomila metri cubi annui e ai punti di consegna delle reti di distribuzione» (di seguito: documento per la consultazione in tema di misura del gas); il documento per la consultazione 8 giugno 2005 «Regolazione del potere calorifico del gas naturale» (di seguito: documento per la consultazione in tema di PCS); il codice di trasporto di Snam Rete Gas Spa approvato dall'Autorita', ed in particolare il capitolo 11 intitolato «Qualita' del gas»; il codice di trasporto di Edison T&S Spa, ridenominata dal 31 dicembre 2004 Societa' Gasdotti Italia Spa, approvato dall'Autorita', ed in particolare il capitolo 11 intitolato «Qualita' del gas»; Considerato che: l'art. 1, comma 1, della legge n. 481/1995 prevede che l'Autorita' garantisca la promozione della concorrenza e dell'efficienza nei servizi di pubblica utilita' del settore del gas, promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori, tenuto conto della normativa comunitaria e degli indirizzi di politica generale formulati dal Governo; l'art. 2, comma 12, lettera g), della legge n. 481/1995 prevede che l'Autorita' controlli lo svolgimento dei servizi con poteri di ispezione, di accesso, di acquisizione della documentazione e delle notizie utili; l'art. 2, comma 12, lettera h), della legge n. 481/95 prevede che l'Autorita' emani direttive concernenti la produzione e l'erogazione dei servizi da parte dei soggetti esercenti i servizi medesimi; l'art. 2, comma 20, lettera c), della legge n. 481/95, prevede che l'Autorita' in caso di inosservanza dei propri provvedimenti ovvero nel caso in cui le informazioni e i documenti acquisiti non siano veritieri irroghi sanzioni amministrative pecuniarie; l'art. 2, comma 22, della legge n. 481/1995, prevede che le pubbliche amministrazioni e le imprese siano tenute a fornire all'Autorita', oltre a notizie e informazioni, la collaborazione per l'adempimento delle sue funzioni; l'Autorita' puo' imporre obblighi a garanzia della sicurezza del servizio di trasporto del gas, intesa come tutela dell'integrita' fisica delle persone e delle cose, finalizzati alla salvaguardia di diritti costituzionalmente garantiti, quali il diritto alla salute e il diritto di proprieta'; l'art. 8, comma 1, del decreto legislativo n. 164/2000 definisce l'attivita' di trasporto e dispacciamento del gas naturale come un'attivita' di interesse pubblico, disposizione confermata dall'art. 1, comma 2, lettera b), della legge n. 239/2004; l'art. 8, comma 6, del decreto legislativo n. 164/2000 stabilisce che le imprese di trasporto e dispacciamento del gas naturale garantiscono l'adempimento di ogni altro obbligo volto ad assicurare la sicurezza, l'affidabilita', l'efficienza e il minor costo del servizio; la deliberazione n. 237/00 ha disposto che le tariffe di distribuzione del gas siano adeguate al potere calorifico effettivo superiore (di seguito: PCS) del gas; la deliberazione n. 43/02 ha disposto che nell'erogazione di tutti i servizi del mercato del gas naturale l'esercente adegua la determinazione del corrispettivo per il servizio erogato al PCS del gas; in conseguenza dei due precedenti alinea ed in base a quanto stabilito dalla deliberazione n. 138/03 le condizioni di fornitura del gas naturale ai clienti finali risultano correlate al PCS del gas fornito; il PCS del gas costituisce quindi un parametro comune a tutti i servizi del sistema del gas naturale e fondamentale per la correttezza dei corrispettivi e degli importi addebitati rispettivamente ai soggetti operanti nel settore del gas naturale ed ai clienti finali; nei codici di trasporto di Snam Rete Gas Spa e di Edison T&S Spa, approvati con le deliberazioni dell'Autorita' n. 75/03 e n. 144/03, vengono regolati aspetti dell'attivita' di trasporto peculiari di ciascuno dei due soggetti; rimangono alcuni aspetti relativi al PCS e ai parametri di qualita' del gas naturale, di carattere generale ed indipendenti dal soggetto che esercita l'attivita' di trasporto del gas naturale, che richiedono una piu' puntuale regolazione; l'avvio di nuovi terminali Gnl e l'aumento delle importazioni tramite il potenziamento dei gasdotti esistenti e la realizzazione di nuovi gasdotti di importazione potrebbe provocare nel medio periodo un aumento delle zone con elevata variabilita' del PCS del gas naturale e, piu' in generale, un aumento della variabilita' delle caratteristiche chimico-fisiche del gas naturale immesso nelle reti di trasporto; sia indispensabile in tale scenario una regolazione piu' puntuale della misura e del controllo del PCS e delle caratteristiche chimico-fisiche del gas naturale fornito ai clienti finali ad integrazione e completamento dei provvedimenti gia' emanati in materia dall'Autorita'; il documento per la consultazione in tema di PCS ha proposto: per quanto riguarda la metodologia di misurazione e controllo del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale, che: a) la misura del PCS del gas naturale debba avvenire in continuo esclusivamente mediante gascromatografo con installazione fissa, prevedendo un gascromatografo per ognuna delle Aree Omogenee di Prelievo (di seguito: AOP), sulla base della norma ISO 6976; b) la misura del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale debba avvenire in corrispondenza di ogni punto di ingresso della rete di trasporto; c) l'installazione e la verifica degli apparati di misura del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale debbano essere conformi alla legislazione ed alle norme tecniche vigenti in materia; d) tutte le aziende di trasporto debbano dotarsi di una metodologia di individuazione delle AOP analoga a quella adottata da Snam Rete Gas; per i casi di gas naturale fuori specifica, l'obbligo per le aziende di trasporto di intercettare, nel rispetto delle leggi vigenti in materia e nei minimi tempi tecnici possibili, l'ingresso nella rete di trasporto di tale gas, ferme restando le responsabilita' delle parti coinvolte nell'ingresso di gas fuori specifica; per i casi di disfunzioni del sistema di misura del PCS del gas naturale che provochino la mancanza di valori della misura del PCS, che: a) vengano definiti standard generali pari al 95-98% di disponibilita' delle misure orarie per ogni mese e per ogni punto di misura dei valori del PCS del gas naturale limitatamente ai casi di responsabilita' dell'impresa di trasporto; b) vengano introdotti obblighi di registrazione e di comunicazione all'Autorita' per le imprese di trasporto relativi al numero dei giorni nei quali sono disponibili i valori del PCS del gas naturale per ogni punto di misura; c) vengano stabiliti criteri per la stima della misura nel caso di sua indisponibilita', a seconda che sia possibile o meno individuare un'AOP alternativa; d) vengano rafforzati gli obblighi di informazione dell'azienda di trasporto nei confronti dei propri utenti; di non integrare quanto previsto nei codici di trasporto approvati dall'Autorita' in relazione alle eventuali dispute tra aziende di trasporto ed utenti del sistema di trasporto in tema di correttezza delle misure del PCS; le aziende di trasporto di gas naturale hanno richiesto di: meglio definire le problematiche connesse con la responsabilita' della misura e del controllo del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale con riferimento al caso in cui gli apparati di misura non siano di proprieta' dell'impresa di trasporto; precisare che, nel caso di fuori specifica del gas naturale immesso nella rete di trasporto, la responsabilita' sia innanzitutto degli utenti del servizio di trasporto e che non sia responsabilita' dell'azienda di trasporto intercettare il gas naturale fuori specifica, tenuto conto che non sempre e' possibile impedire l'ingresso nella rete di gas fuori specifica senza causare danni alle riconsegne e senza compromettere la sicurezza ed il bilanciamento del sistema; stralciare dal provvedimento in tema di qualita' del gas ogni riferimento alla misura di volume di gas in quanto e' opportuno che tale problematica trovi una sua regolazione, pur in coerenza con il presente provvedimento, nelle determinazioni che l'Autorita' assumera' in esito all'esame delle osservazioni pervenute al documento per la consultazione in tema di misura del gas; modificare le proposte in relazione ai casi di indisponibilita' della misura del PCS del gas naturale al fine di riferire obblighi di servizio e livelli generali all'insieme dei punti di misura ed all'indisponibilita' giornaliera anziche' oraria del dato di misura; definire obblighi di servizio e standard sui punti di ingresso della rete di trasporto solo dopo un adeguato monitoraggio al fine di individuare un giusto grado di severita' delle nuove disposizioni anche in riferimento ai costi derivanti dalla loro attuazione raffrontati con gli effettivi benefici per il sistema; prevedere una maggiore gradualita' ed articolazione nel dispiegamento delle disposizioni che l'Autorita' intende emanare in tema di qualita' del gas; i soggetti diversi dalle aziende di trasporto di gas naturale hanno richiesto di: prevedere livelli generali anche per la indisponibilita' della misura oraria del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale nei punti di ingresso della rete di trasporto che, data la loro rilevanza per il sistema, siano ancora piu' stringenti di quelli proposti dall'Autorita' per i punti di misura nelle AOP; stabilire un tempo limite entro il quale l'apparato di misura del PCS del gas naturale, resosi indisponibile, debba essere reso nuovamente operativo in modo da porre un limite al periodo di indisponibilita' della misura del PCS del gas naturale; rendere piu' tempestive e complete le informazioni messe a disposizione dalle imprese di trasporto ai propri utenti in tema di qualita' del gas con particolare riferimento ai casi di immissione di gas fuori specifica o che possa comunque provocare un danno ai clienti finali; prevedere per le disposizioni diverse da quelle relative al rafforzamento degli obblighi di informazione di cui al precedente alinea, una maggiore gradualita' nella loro entrata in vigore per renderle realizzabili da parte di tutti i soggetti interessati. Ritenuto che: con riferimento alla misurazione ed al controllo del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale, sia opportuno porre in capo all'impresa di trasporto la responsabilita' della misura e del controllo ditali parametri di qualita' del gas naturale, prevedendo peraltro, nel caso in cui gli apparati di misura non siano di sua proprieta', che tale responsabilita' sia posta in capo al proprietario degli apparati; in relazione all'obbligo di intercettazione del gas naturale fuori specifica in ingresso alla rete di trasporto, sia opportuno: non accogliere la richiesta delle aziende di trasporto di eliminare dal provvedimento l'obbligo per le stesse aziende di trasporto di intercettazione del gas fuori specifica nel caso in cui tale gas non assicuri la sicurezza del suo impiego da parte dei clienti finali civili a valle della rete di trasporto; infatti, da una parte l'art. 8, comma 6, del decreto legislativo n. 164/2000 assegna alle aziende di trasporto il compito di garantire l'adempimento di ogni altro obbligo volto ad assicurare la sicurezza del servizio di trasporto e, dall'altra, le aziende di trasporto dispongono delle informazioni e dei mezzi necessari per provvedere all'adempimento di tale obbligo; stabilire che l'intercettazione del gas fuori specifica da parte dell'azienda di trasporto debba avvenire solo nei casi di rischio per la sicurezza nell'uso del gas da parte di clienti finali e fatta salva la possibilita' per l'impresa di trasporto di accettare l'immissione di gas naturale per il quale la stessa impresa di trasporto abbia rilevato una oscillazione di uno o piu' parametri di qualita' del gas naturale al di fuori delle specifiche previste, ove sia possibile assorbire tale variazione, ad esempio modificando opportunamente gli assetti delle reti in attesa dell'esaurirsi del transitorio del fuori specifica; con riferimento ai casi di disfunzioni del sistema di misura del PCS del gas naturale che provochino la mancanza di valori della misura orarie del PCS: si debba pervenire a livelli generali per ogni punto di misura e per ogni mese dell'anno riferiti all'indisponibilita' della misura oraria al fine di assicurare un adeguato monitoraggio della qualita' del gas in ogni punto di misura interno ad una AOP individuando altresi' le AOP per le quali la disponibilita' della misura oraria risulti non soddisfacente a tutela degli utenti del servizio di trasporto; in fase di prima attuazione delle disposizioni generali dell'Autorita' in tema di qualita' del gas, coincidente con gli anni termici 2005-2009, per assicurare una adeguata gradualita' di implementazione sia opportuno: a) che i livelli generali di disponibilita' della misura del PCS del gas naturale siano calcolati con riferimento all'indisponibilita' della misura giornaliera anziche' oraria del dato e che si attuino i valori proposti nel documento per la consultazione in tema di PCS nel successivo periodo di regolazione per l'attivita' di trasporto; b) far precedere l'introduzione di obblighi di servizio e di livelli generali di indisponibilita' della misura del PCS e degli altri parametri di qualita' del gas naturale nei punti di misura in ingresso alla rete di trasporto da una fase di monitoraggio di tali valori ai fini di una successiva migliore definizione di tali livelli generali; sia da accogliere la richiesta degli utenti del servizio di trasporto di definire un tempo limite per il ripristino da parte delle aziende di trasporto della misura del PCS del gas naturale e di introdurre regole specifiche per la stima di tale misura nei periodi in cui essa e' indisponibile; con riferimento alla misura di volume di gas, sia da accogliere la richiesta delle aziende di trasporto di rinviare la definizione di tale problematica, in coerenza con il presente provvedimento, nelle determinazioni che l'Autorita' assumera' in esito all'esame delle osservazioni pervenute al documento per la consultazione in tema di misura del gas; in relazione al rafforzamento degli obblighi di informazione dell'azienda di trasporto nei confronti dei propri utenti che: le proposte contenute nel documento per la consultazione in tema di PCS possano essere ritenute adeguate per il primo periodo di attuazione del presente provvedimento, fatto salvo un ulteriore successivo rafforzamento; tuttavia, sia da accogliere la richiesta dei soggetti diversi dalle imprese di trasporto di essere tempestivamente informati dalle imprese di trasporto stesse e dalle imprese di Gnl, di produzione e di stoccaggio negli eventuali casi di errata immissione in rete di trasporto di gas fuori specifica o che possa comunque provocare un danno ai clienti finali, dato che tali imprese sono le uniche in possesso di tali informazioni ed una tempestiva informazione puo' evitare danni ai clienti finali; in relazione all'arbitro nelle eventuali dispute tra aziende di trasporto ed utenti del sistema di trasporto in tema di correttezza delle misure del PCS del gas naturale, la consultazione non abbia evidenziato l'esigenza di una sua individuazione e che pertanto si possa considerare adeguato per ora quanto previsto al riguardo dai codici di trasporto approvati dall'Autorita'; con riferimento ai tempi di attuazione del provvedimento sia opportuno prevedere una maggiore articolazione nel dispiegamento degli effetti delle disposizioni generali emanate dall'Autorita' con il presente provvedimento, con particolare riferimento alla installazione dei gascromatografi, ove assenti, all'applicazione dei livelli generali di indisponibilita' nella misura del PCS del gas naturale, al fine di consentire la sua attuazione a tutti i soggetti interessati; sia opportuno prevedere che la ulteriore regolazione in tema di PCS e dei parametri di qualita' del gas naturale relativa ad aspetti peculiari del singolo soggetto che esercita l'attivita' di trasporto venga demandata alle modifiche e integrazioni dei codici di trasporto da approvarsi da parte dell'Autorita'; Delibera: 1. Di approvare le disposizioni generali dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas in tema di qualita' del gas naturale, allegate alla presente deliberazione di cui formano parte integrante e sostanziale (allegato A). Milano, 6 settembre 2005 Il presidente: Ortis Allegato A DISPOSIZIONI GENERALI DELL'AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS IN TEMA DI QUALITA' DEL GAS NATURALE Titolo I Definizioni ed ambito di applicazione Art. 1. Definizioni 1. Ai fini del presente provvedimento recante disposizioni generali dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas in tema di qualita' del gas naturale, si applicano le definizioni dell'art. 2 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (di seguito: decreto legislativo n. 164/00), e le seguenti definizioni: a) «anno termico» e' il periodo che intercorre tra il 1° ottobre di ogni anno e il 30 settembre dell'anno successivo; b) «Area Omogenea di Prelievo» (AOP) e' la porzione di rete di trasporto per la quale il valore del PCS medio mensile del gas naturale riconsegnato sia uguale per tutti i punti di riconsegna e presenti, rispetto ai valori del PCS medio mensile del gas naturale delle AOP adiacenti, una differenza non superiore al þ 2%; c) «attivita' di produzione» e' l'attivita' di cui all'art. 4, comma 2, della deliberazione n. 311/01; d) «attivita' di Gnl» e' l'attivita' di cui all'art. 4, comma 3, della deliberazione n. 311/01; e) «attivita' di importazione» e' l'attivita' disciplinata dall'articolo 3 del decreto legislativo n. 164/2000; f) «attivita' di stoccaggio» e' l'attivita' di cui all'art. 2, comma 1, lettere ff) e hh), del decreto legislativo n. 164/2000; g) «attivita' di trasporto» e' il servizio di trasporto e di dispacciamento di gas naturale o anche solo di trasporto di gas naturale svolto attraverso reti di gasdotti, esclusi i gasdotti di coltivazione e le reti di distribuzione; h) «Autorita» e' l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, istituita ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481; i) «deliberazione n. 311/01» e' la deliberazione dell'Autorita' 21 dicembre 2001, n. 311/01; j) «densita' relativa» e' il rapporto tra la densita' del gas e quella dell'aria secca entrambe calcolate alle medesime condizioni di temperatura e pressione; k) «gas naturale» e' una miscela di idrocarburi, composta principalmente da metano e, in misura minore da etano, propano, idrocarburi superiori e gas inerti, tra cui azoto e anidride carbonica; l) «gas naturale fuori specifica» e' il gas naturale caratterizzato da uno o piu' parametri di qualita' del gas naturale che non rispettano i limiti specificati dall'impresa di trasporto nel proprio codice approvato dall'Autorita'; m) «gas naturale liquefatto (Gnl)» e' il gas naturale allo stato liquido ad una temperatura minore od uguale alla temperatura di ebollizione in corrispondenza di una pressione prossima a 101,325 kPa; n) «giorno gas» e' il periodo di 24 ore consecutive che inizia alle 06.00 di ciascun giorno di calendario e termina alle 06.00 del giorno di calendario successivo; o) «impresa di produzione» e' l'impresa che svolge l'attivita' di produzione; p) «impresa di Gnl» e' l'impresa che svolge l'attivita' di Gnl; q) «impresa di importazione» e' l'impresa che svolge l'attivita' di importazione; r) «impresa di stoccaggio» e' l'impresa che svolge l'attivita' di stoccaggio; s) «impresa di trasporto» e' l'impresa che svolge l'attivita' di trasporto; t) «indice di Wobbe» e' il rapporto tra il PCS del gas naturale per unita' di volume e la radice quadrata della sua densita' relativa nelle stesse condizioni di riferimento; u) «parametri di qualita' del gas naturale» sono i parametri di qualita' del gas naturale definiti dall'art. 3, comma 1; v) «Potere Calorifico Superiore (PCS)» e' la quantita' di calore prodotta dalla combustione completa, a pressione costante di 1,01325 bar, dell'unita' di volume del gas, considerando i costituenti della miscela combustibile nelle condizioni standard (temperatura di 15 °C e pressione assoluta di 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; w) «punto di ingresso della rete di trasporto» e un punto di: i) importazione; ii) immissione da un impianto di stoccaggio; iii) immissione da un giacimento di gas naturale in produzione; iv) immissione da un impianto di Gnl; v) immissione da una rete di trasporto gestita da un'altra impresa di trasporto; x) «punto di rugiada degli idrocarburi» e' la temperatura alla quale, per ogni data pressione, ha inizio la condensazione degli idrocarburi; y) «punto di rugiada dell'acqua» e' la temperatura alla quale, per ogni data pressione, ha inizio la condensazione dell'acqua; z) «punto di misura» e' un punto nel quale avviene la misura dei parametri di qualita' del gas o la misura del solo PCS; aa) «punto di misura di una AOP» e' il punto di misura, diverso da un punto di ingresso della rete di trasporto, nel quale avviene la misura del solo PCS del gas naturale ai fini della determinazione del PCS del gas naturale riconsegnato in tutti i punti di riconsegna appartenenti a quella AOP; bb) «punto di misura in ingresso» e' il punto di misura in corrispondenza di un punto di ingresso della rete di trasporto, nel quale avviene la misura dei parametri di qualita' del gas naturale immesso in quel punto nella rete di trasporto; cc) «rete nazionale di gasdotti» e' la rete di trasporto definita con decreto del Ministero delle attivita' produttive ai sensi dell'art. 9. del decreto legislativo n. 164/2000; dd) «reti regionali di gasdotti» sono le reti di gasdotti per mezzo delle quali viene svolta l'attivita' di trasporto ai sensi dell'art. 2, comma 1, lettera ii) del decreto legislativo n. 164/2000, esclusa la rete nazionale di gasdotti. Art. 2. Ambito di applicazione 1. Sono tenute al rispetto di quanto disposto dal presente provvedimento: a) le imprese di trasporto; b) le imprese di importazione; c) le imprese di stoccaggio; d) le imprese di produzione; e) le imprese di Gnl; f) i soggetti proprietari degli apparati di misura dei parametri di qualita' del gas naturale di cui all'art. 3, comma 1, o del solo PCS del gas naturale, qualora tali apparati di misura siano gli apparati di un punto di misura. 2. Il presente provvedimento non si applica ai gas diversi dal gas naturale. Titolo II Misura dei parametri di qualita' del gas naturale Art. 3. Parametri di qualita' del gas naturale 1. Ai fini del presente provvedimento i parametri di qualita' del gas naturale, a garanzia della sicurezza del sistema di trasporto, nonche' dell'intercambiabilita' e della trasportabilita' del gas naturale, sono i seguenti: a) PCS; b) densita' relativa; c) indice di Wobbe; d) anidride carbonica - CO(base)2; e) ossigeno - O(base)2; f) solfuro di idrogeno - H(base)2 S; g) zolfo da mercaptani - S(base)RSH; h) zolfo totale - S(base)tot; i) punto di rugiada dell'acqua; j) punto di rugiada degli idrocarburi. Art. 4. Misura del PCS del gas naturale 1. La determinazione del valore del PCS del gas naturale deve avvenire prendendo in considerazione almeno i seguenti elementi: a) metano - C(base)1; b) etano - C(base)2; c) propano - C(base)3; d) isobutano - iC(base)4 e) normalbutano - nC(base)4; f) isopentano - iC(base)5; g) normalpentano - nC(base)5; h) esani e superiori - C(base)6 +; i) azoto - N(base)2; j) anidride carbonica - CO(base)2. 2. La determinazione del valore del PCS del gas naturale deve avvenire sulla base della composizione chimica del gas nel rispetto della norma ISO 6976. Art. 5. Punti di misura nelle AOP 1. L'impresa di trasporto, fatto salvo quanto previsto al successivo comma 5, dota ogni AOP, in cui ha suddiviso la rete di trasporto gestita, di un solo punto di misura che deve essere attrezzato con l'installazione fissa di uno o piu' gascromatografi, propri o di terzi, per la misura in continuo del PCS del gas naturale. 2. L'impresa di trasporto e' responsabile per ogni punto di misura nelle AOP e con riferimento al PCS del gas naturale: a) della tempestiva e affidabile misurazione; b) dell'effettuazione dei controlli e delle tarature periodiche degli apparati di misura in modo conforme alla legislazione ed alle norme tecniche di riferimento vigenti in materia o, nel caso di loro incompletezza, a linee guida emesse dal Comitato Italiano Gas; c) della telelettura dei dati di misura e del loro utilizzo ai sensi di quanto previsto dal presente provvedimento. 3. L'impresa di trasporto e' tenuta a rendere accessibili all'Autorita' gli apparati di misura del PCS del gas naturale di ogni punto di misura nelle AOP per eventuali controlli. 4. Nel caso in cui gli apparati di misura del PCS di cui al comma 1 non siano di proprieta' dell'impresa di trasporto, il proprietario di tali apparati e' tenuto: a) al rispetto di quanto previsto dal precedente comma 2, lettere a) e b); b) ad inviare all'impresa di trasporto interessata, entro il 31 ottobre di ogni anno, dichiarazione scritta di avere ottemperato a quanto previsto dal comma 2, lettera b), nell'anno termico precedente; c) ad inviare all'impresa di trasporto entro il 31 ottobre di ogni anno la documentazione attestante le cause delle eventuali mancate disponibilita' delle misure orarie del PCS del gas naturale tra quelle indicate all'art. 14, comma 1; d) a rendere accessibili all'impresa di trasporto ed all'Autorita' i propri apparati di misura per eventuali controlli. In caso di mancato rispetto da parte del proprietario degli apparati di misura di quanto disposto dal presente comma, e' fatto divieto all'impresa di trasporto di utilizzare le misure di tali apparati di misura. 5. L'impresa di trasporto non e' tenuta a dotare una AOP di un punto di misura del PCS del gas naturale nel caso di rete di trasporto con un unico punto di alimentazione da una rete di gasdotti, nazionale o regionale, gestita da un'altra impresa di trasporto. Art. 6. Metodologia di individuazione e modifica delle AOP 1. L'impresa di trasporto definisce la metodologia per: a) individuare le AOP; b) confermare o modificare a cadenza mensile i confini delle AOP; c) aggiungere nuovi punti di misura in una AOP, a seguito di eccessiva variabilita' del PCS, con conseguente individuazione di nuove AOP; d) aggregare piu' AOP esistenti, a seguito di prolungata assenza di modifiche dei confini delle AOP, con conseguente eliminazione di punti di misura del PCS esistenti; e) individuare un'AOP alternativa per l'attribuzione del valore giornaliero del PCS di una AOP in caso di indisponibilita' del valore giornaliero della misura del PCS in una AOP. 2. L'impresa di trasporto pubblica sul proprio sito internet il proprio codice di rete di trasporto integrato con la metodologia di cui al comma precedente entro i novanta giorni successivi all'approvazione di tale metodologia da parte dell'Autorita'. Art. 7. Punti di misura in ingresso 1. L'impresa di trasporto dota ogni punto di ingresso della rete di trasporto gestita con un punto di misura dei parametri di qualita' del gas naturale in corrispondenza del medesimo punto di ingresso. Tale punto di misura in ingresso deve essere attrezzato, fatto salvo quanto previsto al successivo comma 5, con apparati di misura, propri o di terzi, con l'installazione fissa di: a) gascromatografi per la misura in continuo del PCS del gas naturale, duplicati per i punti di importazione e per i punti di immissione da impianti di Gnl; b) altri apparati e sistemi di misura, limitatamente ai parametri di qualita' non misurabili mediante gascromatografi. 2. L'impresa di trasporto e' responsabile per ogni punto di misura in ingresso e con riferimento ai parametri di qualita' del gas naturale di quanto previsto all'art. 5, comma 2. 3. L'impresa di trasporto e' tenuta a rendere accessibili all'Autorita' gli apparati di misura dei parametri di qualita' del gas naturale di ogni punto di misura in ingresso per eventuali controlli. 4. Nel caso in cui gli apparati di misura dei parametri di qualita' del gas naturale di cui al comma 1 non siano di proprieta' dell'impresa di trasporto, il proprietario di tali apparati e' tenuto, con riferimento a tali apparati di misura, al rispetto di quanto previsto all'art. 5, comma 4. Qualora il proprietario degli apparati di misura dei parametri di qualita' del gas non assicuri mediante accordi sottoscritti con l'impresa di trasporto il rispetto di quanto previsto all'art. 5, comma 4, l'impresa di trasporto dota il punto di ingresso in questione con propri apparati di misura dei parametri di qualita' del gas naturale. 5. L'impresa di trasporto non e' tenuta ad attrezzare un punto di ingresso della rete di trasporto gestita degli apparati di misura di cui al comma 1 nel caso di: a) unico punto di alimentazione di una rete di trasporto da una rete di gasdotti, nazionale o regionale, gestita da un'altra impresa di trasporto; b) punto di ingresso, diverso dal caso di cui alla precedente lettera a e da un punto di importazione, caratterizzato da volumi giornalieri di gas inferiori a 100.000 standard metri cubi. 6. L'impresa di trasporto, qualora si avvalga di quanto previsto al comma 5, in alternativa a quanto previsto al comma 1: a) attrezza il punto di ingresso con un sistema di campionamento incrementale; b) fa riferimento a quanto previsto dalla norma UNI EN ISO 10715 «Gas naturale - Linee guida per il campionamento» per quanto riguarda la linea di campionamento, il controllo del processo di riempimento e la rintracciabilita' della bombola; c) effettua almeno un campionamento al mese del gas raccolto con il sistema di cui alla precedente lettera a), con successiva analisi gascromatografica in un laboratorio accreditato SINAL o SIT; d) effettua determinazioni istantanee dei punti di rugiada. Art. 8. Intercettazione del gas naturale nei punti di ingresso della rete di trasporto per fuori specifica 1. E' fatto divieto di immettere nella rete di trasporto: a) gas naturale fuori specifica; b) gas naturale che, pur non essendo fuori specifica, contenga elementi di norma non presenti nel gas naturale in quantita' che potrebbero recare danno agli utenti del servizio. 2. L'impresa di trasporto, fermo restando quanto previsto dai successivi commi 3 e 4, intercetta il gas naturale fuori specifica in un punto di ingresso della rete di trasporto gestita qualora tale fuori specifica non garantisca la sicurezza dell'impiego del gas naturale da parte di clienti finali direttamente o indirettamente serviti dalla rete di trasporto interessata dal gas naturale fuori specifica. 3. L'impresa di trasporto effettua l'intercettazione di cui al comma precedente nel rispetto delle leggi vigenti in materia e solo dopo avere svolto nei minimi tempi tecnici possibili un'adeguata analisi del fuori specifica ed una volta che siano stati utilizzati tutti gli strumenti di flessibilita' a sua disposizione per garantire il bilanciamento quali-quantitativo delle reti da essa operate. 4. L'impresa di trasporto puo' continuare ad accettare in un punto di ingresso l'immissione di gas naturale per il quale la stessa impresa di trasporto abbia rilevato una oscillazione di uno o piu' parametri di qualita' del gas naturale al di fuori delle specifiche previste, ove sia possibile assorbire tale variazione, ad esempio modificando opportunamente gli assetti delle reti in attesa dell'esaurirsi del transitorio del fuori specifica. 5. L'impresa di trasporto, in caso di intercettazione di un punto di ingresso della rete di trasporto gestita, ne da' tempestivamente comunicazione scritta agli utenti del servizio di trasporto coinvolti, al soggetto, impresa di importazione o impresa di Gnl o impresa di produzione o impresa di stoccaggio o altra impresa di trasporto, che abbia immesso fisicamente il gas naturale fuori specifica, e all'Autorita'. Titolo III Indisponibilita' delle misure dei parametri di qualita' del gas naturale Art. 9. Misura oraria disponibile del PCS del gas naturale 1. La misura oraria del PCS del gas naturale in un punto di misura relativa ad un'ora si ritiene disponibile se, con riferimento alle misure effettuate nell'ora considerata il PCS e' stato validamente rilevato per almeno la meta' delle misure effettuate. Art. 10. Misura giornaliera disponibile del PCS del gas naturale 1. La misura giornaliera del PCS del gas naturale in un punto di misura relativa ad un giorno gas si ritiene disponibile se, con riferimento alle misure orarie riferite al giorno gas considerato, sono disponibili le misure orarie relative ad almeno dodici ore anche non consecutive. Art. 11. Indisponibilita' della misura giornaliera del PCS del gas naturale in una AOP 1. L'impresa di trasporto, nel caso in cui per un punto di misura di una AOP non sia disponibile la misura giornaliera del PCS del gas naturale, attribuisce al punto di misura la misura giornaliera del PCS del gas naturale rilevata nello stesso giorno gas in un'AOP alternativa, individuata ai sensi della metodologia di cui all'art. 6, comma 1, lettera e), fatto salvo quanto previsto al comma successivo. 2. L'impresa di trasporto, qualora per un punto di misura di una AOP, per il quale non sia stato disponibile la misura giornaliera del PCS del gas naturale, non abbia reso nuovamente disponibile tale misura entro il settimo giorno gas successivo a quello in cui e' iniziata l'indisponibilita' del dato, a partire dall'ottavo giorno gas e' tenuta ad effettuare il campionamento del gas naturale nel punto di misura di cui sopra con le modalita' previste all'art. 7, comma 6, lettere a), b) e c), e ad utilizzare per l'AOP interessata il valore del PCS determinato dal laboratorio. 3. Nel caso in cui non sia possibile individuare un'AOP alternativa all'AOP per la quale non sia disponibile la misura giornaliera del PCS del gas naturale relativa ad un giorno gas, l'impresa di trasporto, qualora non abbia reso nuovamente disponibile tale misura entro il quarto giorno gas successivo a quello in cui e' iniziata l'indisponibilita' del dato, a partire dal quinto giorno gas e' tenuta ad effettuare il campionamento del gas naturale nel punto di misura di cui sopra con le modalita' previste all'art. 7, comma 6, lettere a), b) e c), e ad utilizzare per l'AOP interessata il valore del PCS determinato dal laboratorio. L'impresa di trasporto considera nei giorni gas in cui e' risultata indisponibile la misura giornaliera del PCS del gas naturale e nei quali non e' stato ancora effettuato il campionamento, il PCS medio mensile del mese precedente in quel punto di misura. 4. L'impresa di trasporto e' comunque tenuta a rendere nuovamente disponibile la misura giornaliera del PCS del gas naturale entro il quindicesimo giorno gas successivo a quello in cui e' iniziata l'indisponibilita' del dato. Art. 12. Indicatori di disponibilita' delle misure orarie del PCS del gas naturale 1. Al fine di definire gli obblighi di servizio e gli standard generali relativi alla disponibilita' delle misure del PCS del gas naturale, nel presente provvedimento si fa riferimento ai seguenti indicatori: a) percentuale minima di disponibilita' mensile delle misure orarie del PCS del gas naturale senza considerare un'AOP alternativa; b) percentuale minima di disponibilita' mensile delle misure orarie del PCS del gas naturale considerando un'AOP alternativa. Art. 13. Livelli generali di disponibilita' delle misure orarie del PCS del gas naturale 1. I livelli generali di disponibilita' mensile delle misure orarie del PCS del gas naturale nei punti di misura in una AOP sono definiti nella Tabella A. Tabella A Livelli generali di disponibilita' delle misure del PCS del gas naturale ===================================================================== Indicatore |Livello generale ===================================================================== Percentuale minima di disponibilita' mensile delle | misure orarie del PCS del gas naturale senza | considerare un'AOP alternativa - DISPPCS1 |95% --------------------------------------------------------------------- Percentuale minima di disponibilita' mensile delle | misure orarie del PCS del gas naturale considerando | un'AOP alternativa - DISPPCS2 |98% 2. Il livello effettivo di disponibilita' delle misure del PCS del gas naturale relativo all'indicatore «Percentuale minima di disponibilita' mensile delle misure orarie del PCS del gas naturale senza considerare un'AOP alternativa» DISPPCS1 si calcola con arrotondamento alla seconda cifra decimale mediante la seguente formula: {N(base)PCS1 DISP(base)PCS1 = ------------------------ x 100 N(base)PCS1 + N(base)PCSFS1 dove: a) N(base)PCS1 e' il numero delle misure orarie disponibili in un punto di misura di una AOP senza considerare un'AOP alternativa; b) N(base)PCSFS1 e' il numero delle misure orarie non disponibili in un punto di misura di una AOP senza considerare un'AOP alternativa per le cause indicate all'art. 14, comma 1, lettera c). 3. Analogamente, il livello effettivo di disponibilita' delle misure del PCS del gas naturale relativo all'indicatore «Percentuale minima di disponibilita' mensile delle misure orarie del PCS del gas naturale considerando un'AOP alternativa» DISP(base)PCS2 si calcola con arrotondamento alla seconda cifra decimale mediante la seguente formula: N(base)PCS2 DISP(base)PCS2 = ------------------------ x 100 N(base)PCS2 + N(base)PCSFS2 dove: a) N(base)PCS2 e' il numero delle misure orarie disponibili in un punto di misura di una AOP considerando un'AOP alternativa; b)N(base)PCSFS2 e' il numero delle misure orarie non disponibili in un punto di misura di una AOP considerando un'AOP alternativa per le cause indicate all'art. 14, comma 1, lettera c). 4. I livelli effettivi di disponibilita' delle misure orarie del PCS del gas naturale sono calcolati per ogni mese e per ogni punto di misura di una AOP, fatto salvo quanto previsto all'art. 5, comma 5. Art. 14. Cause dell'indisponibilita' delle misure orarie del PCS del gas naturale 1. L'impresa di trasporto registra le cause dell'indisponibilita' delle misure orarie del PCS del gas naturale con riferimento a: a) cause di forza maggiore, intese come eventi naturali eccezionali per i quali sia stato dichiarato lo stato di calamita' naturale dall'autorita' competente, scioperi, mancato ottenimento di atti autorizzativi; b) cause esterne, intese come danni provocati da terzi per fatti non imputabili all'impresa di trasporto; c) altre cause, intese come tutte le altre cause non indicate alle precedenti lettere a) e b), comprese le cause non accertate. 2. Per le misure orarie del PCS del gas naturale le cui cause di indisponibilita' rientrano nelle classi di cui al precedente comma, lettere a) e b), l'impresa di trasporto documenta la causa dell'indisponibilita' della misura. Titolo IV Obblighi di registrazione, comunicazione ed informazione Art. 15. Registrazione di informazioni e di dati 1. L'impresa di trasporto predispone appropriati strumenti, anche informatici, al fine di registrare le informazioni e i dati relativi alle attivita' regolate dal presente provvedimento. 2. L'impresa di trasporto registra per ogni punto di misura: a) il codice univoco con cui identifica il punto di misura e la sua ubicazione, distinguendo tra punti di misura di una AOP e punti di misura in ingresso della rete di trasporto, a loro volta suddivisi tra punti di importazione, punti di immissione da un impianto di stoccaggio, da un impianto di produzione, da un impianto di Gnl e da una rete di trasporto gestita da un'altra impresa di trasporto; b) le grandezze misurate distinguendo tra PCS del gas naturale e parametri di qualita' del gas; c) il soggetto che e' proprietario degli apparati di misura; d) per ciascuna delle grandezze misurate di cui alla precedente lettera b) e per ogni giorno gas, nel caso di misura con gascromatografo: i) il numero di ore nelle quali e' stata disponibile la misura; ii) il numero di ore nelle quali la misura non e' stata disponibile, distinguendo in base alle cause di cui al precedente art. 14, comma 1; e) per ciascuna delle grandezze misurate di cui alla precedente lettera b) e per ogni mese, nel caso di misura con analisi di un campione di gas naturale, il numero dei campioni analizzati. Art. 16. Verificabilita' delle informazioni e dei dati registrati 1. Al fine di consentire l'effettuazione di controlli per accertare la veridicita' delle informazioni e dei dati comunicati e assicurare il rispetto delle disposizioni contenute nel presente provvedimento, l'impresa di trasporto: a) mantiene gli strumenti di cui all'art. 15, comma 1, continuamente aggiornati con le informazioni e i dati richiesti; b) assicura la verificabilita' delle informazioni e dei dati registrati mediante adeguati sistemi di collegamento, anche informatici, tra archivi commerciali, archivi tecnici e mediante ogni altra documentazione ritenuta necessaria; c) conserva in modo ordinato ed accessibile tutta la documentazione necessaria per assicurare la verificabilita' delle informazioni e dei dati registrati, per un periodo non inferiore a cinque anni termici successivi a quello a cui si riferiscono le informazioni ed i dati. Art. 17. Comunicazione dell'impresa di trasporto all'Autorita' e pubblicazione delle informazioni e dei dati forniti 1. A partire dal 2006 l'impresa di trasporto comunica all'Autorita' entro il 31 dicembre di ogni anno con riferimento al 30 settembre dell'anno termico precedente: a) i punti di misura di una AOP e la relativa ubicazione, distinguendo tra: i) quelli dotati e quelli non dotati di gascromatografo; ii) quelli con apparati di misura di proprieta' e quelli di terzi; b) i punti di misura in ingresso della rete di trasporto e la relativa ubicazione, distinguendo tra: i) quelli dotati e quelli non dotati di gascromatografo; ii) punto di immissione da importazione, da impianto di stoccaggio, da giacimento di gas naturale in produzione, da impianto di Gnl e da altra rete di trasporto; iii) quelli con apparati di misura di proprieta' e quelli di terzi. 2. A partire dal 2007 l'impresa di trasporto comunica all'Autorita' entro il 31 dicembre di ogni anno, per ciascun mese dell'anno termico precedente: a) per ogni punto di misura di una AOP e per ogni punto di misura in ingresso della rete dotati di gascromatografo: i) il numero dei giorni nei quali sono disponibili le misure distinguendo tra misure del PCS e dei parametri di qualita' del gas; ii) il numero dei giorni nei quali non sono disponibili le misure, distinguendo tra misure del PCS e misure dei parametri di qualita' del gas e tra le cause di cui al precedente art. 14, comma 1; iii) il numero di misure orarie disponibili distinguendo tra misure del PCS e dei parametri di qualita' del gas; iv) il numero di misure orarie che non sono disponibili, distinguendo tra misure del PCS e misure dei parametri di qualita' del gas e tra le cause di cui al precedente art. 14, comma 1; b) per ogni punto di misura di una AOP e per ogni punto di misura in ingresso della rete non dotati di gascromatografo, il numero di campioni di gas analizzati. 3. L'Autorita' puo' utilizzare le informazioni ed i dati di cui al comma precedente ai fini della loro pubblicazione, anche comparativa. Art. 18. Obblighi di informazione dell'impresa di trasporto 1. L'impresa di trasporto evidenzia nel verbale mensile di misura inviato agli utenti del servizio di trasporto: a) i giorni gas per i quali la misura giornaliera del PCS del gas naturale e' risultata indisponibile; b) precisa le modalita' con le quali la misura e' stata stimata. 2. A partire dal 1° aprile 2006 l'impresa di trasporto pubblica nel proprio sito internet entro il decimo giorno lavorativo di ciascun mese: a) i valori degli ultimi dodici mesi del valore medio mensile del PCS del gas naturale per ogni punto di ingresso della rete di trasporto; b) per il mese precedente a quello in corso, l'elenco delle cabine Remi, con l'AOP di appartenenza e il PCS medio del gas naturale per ogni AOP. 3. L'impresa di trasporto, fatto salvo quanto previsto dall'art. 8, qualora rilevi la presenza di gas naturale fuori specifica in un punto di ingresso della rete di trasporto, ne da' tempestivamente comunicazione scritta agli utenti del servizio di trasporto coinvolti. Art. 19. Obblighi di informazione delle imprese di importazione, di Gnl, di produzione e di stoccaggio 1. Le imprese di importazione, di Gnl, di produzione e di stoccaggio sono tenute a dare tempestivamente comunicazione scritta all'impresa di trasporto ed agli utenti del proprio servizio coinvolti nei casi di immissione in un punto di ingresso della rete di trasporto di: a) gas naturale fuori specifica; b) gas naturale che, pur non essendo fuori specifica, contenga elementi di norma non presenti nel gas naturale in quantita' che potrebbero recare danno agli utenti del servizio. Titolo V Disposizioni transitorie e finali Art. 20. Disposizioni transitorie 1. L'impresa di trasporto: a) entro il 31 marzo 2006 comunica all'Autorita' la metodologia di cui all'art. 6, comma 1; b) entro il 30 settembre 2007 attua quanto previsto dagli articoli 5, comma 1, e 7, comma 1, per i punti di misura esistenti alla data di entrata in vigore del presente provvedimento; c) entro 12 mesi a partire da quello in cui la stessa impresa di trasporto decide di aggiungere un punto di misura in corrispondenza di una nuova AOP, ai sensi della procedura di cui all'art. 6, comma 1, lettera c), attua quanto previsto dall'art. 5, comma 1, per tale punto di misura. 2. Fino al 30 settembre 2007: a) la misura oraria del PCS del gas naturale in un punto di misura relativa ad un'ora si ritiene disponibile se, con riferimento alle misure effettuate nell'ora considerata, il PCS e' stato validamente rilevato per almeno una misura effettuata; b) la misura giornaliera del PCS del gas naturale in un punto di misura relativa ad un giorno gas si ritiene disponibile se, con riferimento alle misure orarie riferite al giorno gas considerato, e' disponibile almeno una misura oraria ai sensi della precedente lettera a). 3. Negli anni termici 2006-2009: a) al fine di definire gli obblighi di servizio e gli standard generali relativi alla disponibilita' delle misure del PCS del gas naturale si fa riferimento ai seguenti indicatori: i) percentuale minima di disponibilita' mensile delle misure giornaliere del PCS del gas naturale senza considerare un'AOP alternativa; ii) percentuale minima di disponibilita' mensile delle misure giornaliere del PCS del gas naturale considerando un'AOP alternativa; b) con riferimento agli indicatori di cui alla lettera precedente, i livelli effettivi di disponibilita' mensile delle misure giornaliere del PCS del gas naturale nei punti di misura in una AOP sono calcolati con le stesse modalita' definite all'art. 13, commi 2 e 3, considerando le misure giornaliere disponibili anziche' le misure orarie disponibili; c) i livelli generali di disponibilita' mensile delle misure giornaliere del PCS del gas naturale nei punti di misura in una AOP sono definiti nella tabella B. Tabella B Livelli generali di disponibilita' delle misure del PCS del gas naturale per gli anni termici 2006-2009 ===================================================================== Indicatore | Livello|generale ===================================================================== |Dal 1° ottobre 2006 al|Dal 1° ottobre 2007 al |30 settembre 2007 |30 settembre 2009 --------------------------------------------------------------------- Percentuale minima di | | disponibilita' mensile| | delle misure | | giornaliere del PCS | | del gas naturale senza| | considerare un'AOP | | alternativa - DISPPCS3|93% |95% --------------------------------------------------------------------- Percentuale minima di | | disponibilita' mensile| | delle misure | | giornaliere del PCS | | del gas naturale | | considerando un'AOP | | alternativa - DISPPCS4|96% |98% Art. 21. Disposizioni finali 1. Il presente provvedimento viene pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e sul sito internet dell'Autorita' www.autorita.energia.it ed entra in vigore dal 1° ottobre 2005.