Informat Paper News - Intersezioni
Nuove regole per la privacy Intersezioni - Pubblicato 2018.05.23
Il 25 maggio prossimo entrerà in vigore il Regolamento (UE) 2016/679 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 27 aprile 2016 relativo alla protezione delle persone fisiche con riguardo al trattamento dei dati personali, nonché alla libera circolazione di tali dati e che abroga la direttiva 95/46/CE (Regolamento generale sulla protezione
Tecnico ispettore del biologico per le produzioni vegetali e agroalimentari Intersezioni - Pubblicato 2017.01.24
L'Ordine dei dottori agronomi e dei dottori forestali, in
collaborazione con la Federazione italiana agricoltura biologica e
biodinamica, organizza un corso per Tecnico ispettore del biologico
per le produzioni vegetali e agroalimentari, riconosciuto ai sensi
del Reg. CE 834/07 e succ. mod. Scopo del corso è la
qualifica del personale incaricato di svolgere le attività
ispettive disciplinate dal Reg. CE 834/07 nel settore delle
produzioni vegetali e dei prodotti trasformati biologici.
Programma: qui allegato. Periodo di svolgimento: 9, 10, 11, 16, 17
febbraio 2017. Iscrizione: compilare in ogni sua parte il modulo al
seguente link (indicare nella sezione Indicazione del corso il
codice 4.02). Contributo di partecipazione: 660 euro +IVA per i
dottori agronomi e i dottori forestali iscritti allOrdine di Milano
e allOrdine di Varese (700 euro + IVA per gli iscritti di altri
Ordini). Il corso partecipa al programma di formazione permanente
dei dottori agronomi e dei dottori forestali per 5 CFP. Sede del
corso: Ordine dei dottori agronomi e dei dottori forestali di
Milano, Via Giovanni Pacini 13, Milano. Mezzi pubblici: MM2 Piola,
Autobus 39, 62, Filobus 90, 91, Tram, 23, 33, FS Milano Lambrate.
Rischio e valutazioni biologiche Intersezioni - Pubblicato 2017.01.24
Dopo la presentazione delle Linee guida per la valutazione di
stabilità delle piante arboree ornamentali, elaborate dal
Dipartimento Sistemi verdi della Federazione regionale degli Ordini
dei dottori agronomi e dei dottori forestali della Lombardia (cfr.
Giorgetti M., Linee guida per la valutazione di stabilità
delle piante arboree ornamentali, Intersezioni, 73, 20 aprile 2016)
molti collegi si sono posti il problema di come affrontare il
concetto di rischio introdotto per la prima volta dalle Linee guida
nella prassi di valutazione della stabilità nel nostro
Paese. Il coordinatore delle Linee guida ricorda che la valutazione
del rischio di possibili danni a cose e persone
nelleventualità che si verifichi un cedimento, sebbene sia
stata fino a oggi facoltativa, viene sempre più richiesta
dai committenti, soprattutto quando questi sono compagnie
assicurative a livello europeo e internazionale. D'altra parte, vi
sono esperienze e metodi elaborati in altri paesi, soprattutto
negli Stati Uniti d'America e in Gran Bretagna, che integrano
l'analisi del rischio nella valutazione "biologica" della
stabilità degli alberi. Il seminario, che si terrà a
Milano il 27 febbraio prossimo, intende approfondire questi aspetti
partendo dai profili culturali che si rifanno alla storia della
probabilità, esaminando gli approcci cognitivi e
psicologici, inquadrando giuridicamente la responsabilità
professionale conseguente alle attività di valutazione,
indagando gli elementi essenziali degli aspetti assicurativi
connessi alla materia per proporre, infine, una breve rassegna dei
criteri adottati nei paesi anglosassoni per la qualificazione
professionale nell'ambito di procedimenti standardizzati per la
valutazione del "rischio albero". Programma: qui allegato.
Coordinamento scientifico: Ginevra Galli, Consigliere Segretario
dell'Ordine dei dottori agronomi e dei dottori forestali di Milano.
Sede: Aula G09 Università degli studi di Milano, Via Camillo
Golgi 19, Milano (Mezzi pubblici: MM2 Lambrate, Autobus 61, Filobus
93, Tram 5, 23, 33, FS Milano Lambrate). Ammissione: preadesione a
odaf@odaf.mi.it entro il 17 febbraio 2017. Vale l'ordine di
preadesione fino a esaurimento dei posti disponibili. Contributo di
partecipazione: 45 euro, seminario grauito per studenti e personale
dell'Università degli Studi di Milano. Il seminario
partecipa al programma di formazione permanente dei dottori
agronomi e dei dottori forestali per 0,875 CFP di cui 0,5 CFP
metaprofessionali.
Valutazione della stabilità degli alberi Intersezioni - Pubblicato 2017.01.24
Lobiettivo principale del corso è la comprensione globale
della pianta e dei segnali che questa esprime in quanto,
considerata la continua evoluzione delle conoscenze nel settore e
il rapido miglioramento degli strumenti diagnostici, le
apparecchiature elettroniche non sono da sole sufficienti alla
diagnosi. Trattandosi di un campo in cui si utilizzano anche
diversi strumenti diagnostici, oltre a unampia descrizione degli
strumenti, delle loro capacità e potenzialità, si
prevede di farne comprendere il funzionamento, i pregi e i difetti,
mediante esercitazioni in campo. Una parte del programma
sarà rivolta agli aspetti legali connessi alla
stabilità degli alberi con particolare rilievo alla
responsabilità penale e civile nel caso di caduta degli
alberi. Durata: 4 giornate (dalle ore 9 alle 13 e dalle ore 14 alle
18) nei mesi di marzo-aprile 2017 (date da definirsi). Programma
Biologia e anatomia degli alberi finalizzata agli aspetti
diagnosticie statici, Giovanni Morelli Aspetti legali, Paolo
Agnoletto Fitopatologia: agenti di decadimento del legno con
riconoscimentipratici, Lobis Valentin Lanalisi della stazione e dei
problemi stazionali, Luigi Sani Elementi di dendrometria, Antonella
Tedesco Strumentazioni per le analisi: pregi e difetti, Marcello
Parisini La redazione della perizia di stabilità, Fiorella
Castellucchio Approccio allalbero: vta sia bta e workshop in unarea
verde urbana con uso delle strumentazioni, Alessandro Pestalozza
Docenti Paolo Agnoletto avvocato, Milano Fiorella Castellucchio
dottore agronomo, Milano Giovanni Morelli dottore agronomo, Ferrara
Marcello Parisini dottore agronomo, Fondazione Minoprio Alessandro
Pestalozza dottore agronomo, Milano Luigi Sani dottore forestale,
Firenze Antonella Tedesco dottore forestale, Milano Lobis Valentin
laureato in fitopatologia allUniversità di Innsbruck Tutor:
Fiorella Castellucchio Coordinatore Commissione di studio Verde
urbano dell'Ordine dei dottori agronomi e dei dottori forestali di
Milano. Segreteria: Elisa Cipriani Ordine dei dottori agronomi e
dei dottori forestali di Milano Sede del corso: Ordine dei dottori
agronomi e dei dottorei forestali di Milano, Via Giovanni Pacini
13, Milano. Mezzi pubblici: MM2 Piola, Autobus 39, 62, Filobus 90,
91, Tram, 23, 33, FS Lambrate). Partecipazione: preadesione entro
il 21 febbraio 2017 inviando una mail a odaf@odaf.mi.it. Vale
lordine di preadesione fino a esaurimento dei 25 posti disponibili.
Contributo di partecipazione (da versare entro il 28 febbraio
2017): 400 euro (esente IVA) per gli iscritti agli Ordini dei
dottori agronomi e dei dottori forestali di Milano e di Varese, la
quota di iscrizione è di 350 euro (esente IVA) per i giovani
iscritti, fino a 3 anni di iscrizione e meno di 30 anni di
età, 440 euro (oltre IVA) per gli iscritti ad altri Ordini
dei dottori agronomi e dei dottori forestali. Il corso partecipa al
programma di formazione permanente dei dottori agronomi e dei
dottori forestali per 4 CFP.
Non sparate sul notaio Intersezioni - Pubblicato 2016.12.21
Il modello di notariato italiano, di tipo latino (civil law
notaries), è presente in 86 Paesi del mondo, in 22 su 28
Paesi europei, e copre oltre il 60% della popolazione mondiale. In
tutti questi paesi i notai sono giuristi di elevata formazione
selezionati dallo Stato, per legge super partes rispetto alle parti
e quindi in grado di offrire un'assistenza imparziale di cui sono
garanti e responsabili. Il fatto che le operazioni economicamente
più importanti per i cittadini siano sottoposte al controllo
di legalità preventivo di uno specialista, indipendente
dalle parti, riduce in modo molto significativo il contenzioso
successivo. I vantaggi del notariato di tipo latino,
internazionalmente riconosciuti, hanno condotto negli ultimi anni a
seguito della globalizzazione a una considerevole diffusione di
questo modello nel mondo: sono entrati a far parte della famiglia
paesi anche culturalmente assai distanti come Cina, Giappone,
Indonesia e Vietnam, e si è ulteriormente rinforzata la
presenza nell'area europea, con l'ingresso della Russia e della
quasi totalità dei Paesi dell'Est europeo. Il notariato
italiano, il più antico e tra i più autorevoli del
mondo, sostiene attivamente la crescita delle organizzazioni
notarili di più recente fondazione. La cooperazione tra
notariato italiano e cinese è intensa e proficua. Nel 2003
il Ministro della Giustizia cinese aveva scelto Roma per
annunciare, nel corso di una visita al Consiglio Nazionale del
Notariato, l'adozione da parte del suo Paese del modello di
notariato latino e nel settembre 2014 è tornato per
approfondire i temi della trasmissione telematica degli atti ai
registri immobiliari e delle imprese azzerando problemi noti
altrove come identity frauds, identity thefts, e real estate
frauds. A tal fine, in questi anni si sono tenuti corsi di
formazione a Roma, a cura del nostro Ministero degli Esteri,
dell'Unione internazionale del Notariato e del Consiglio nazionale
del Notariato. La validità del sistema notarile di tipo
latino si è affermata anche in contesti politico-economici
totalmente diversi. Alabama e Florida hanno affiancato al sistema
anglosassone un nuovo corpo di notai latini, da tempo esistente
anche in Louisiana; altri Stati nordamericani ne stanno seguendo
lesempio. Il notariato italiano è stato chiamato a
collaborare alla formazione dei nuovi colleghi statunitensi. Come
funziona dove manca il notaio Ben diverso è il ruolo del
public notary di tipo anglosassone (presente in Gran Bretagna,
negli Usa e in altri Paesi), il quale è responsabile solo
dell'autenticità delle firme: questo obbliga chi, ad
esempio, compra e vende una casa a ricorrere alla consulenza di un
avvocato per ciascuno e alle spese dellassicurazione, con costi
complessivamente molto più elevati di quelli che si
sostengono in Italia, a parità di garanzie. La mancanza
della figura del notaio di tipo latino determina inoltre la non
attendibilità dei dati inseriti nei registri immobiliari e
societari di questi paesi, come specifica chiaramente chi li
gestisce. Il valore economico della funzione pubblica del notaio
è testimoniato anche dalla richiesta dellAmerican Bar
Association di tre notai italiani nel gruppo di lavoro istituito
con i rappresentanti della Casa Bianca e del FBI per trovare
soluzioni efficaci ai problemi legati alla gestione delle
identità digitali e alla prevenzione delle frodi
elettroniche connesse anche al mercato immobiliare che hanno
portato tra laltro alla falsificazione di migliaia di documenti
preparati per favorire le espropriazioni dei beni dei debitori
(foreclosure-gate and robosigning). Il contributo del notaio Un
esempio del contributo che il notariato italiano può dare
allattrazione degli investimento si legge nel rapportò Doing
business 2011. In tale anno, infatti, lItalia ha recuperato cinque
posizioni a seguito della dimostrazione che lefficienza del sistema
di circolazione immobiliare in Italia è ai vertici a livello
mondiale. Per quanto ovviamente possono valere i metodi di
misurazione di questo rapporto siamo stati considerati secondi solo
agli Stati Uniti. Tale risultato è la conseguenza
dellinformatizzazione dellintero sistema degli adempimenti post
stipula (si tratta per il 2011 di 2.700.000 atti immobiliari),
realizzata dal notariato senza oneri per lo Stato. La categoria nel
2011 ha incassato e versato allerario senza aggi esattoriale 5,6
miliardi di euro di imposte indirette. Negli Stati Uniti, dove non
cè la figura del notaio, il costo di una transazione
immobiliare è di gran lunga superiore a quello italiano.
Occorre pagare un avvocato per ciascuna parte e una polizza
assicurativa per il caso vi sia una rivendita del bene, ma il
contenzioso immobiliare ha un valore pari a oltre quattro punti del
Pil. In Italia tale contenzioso è pari sempre in percentuale
del Pil a meno di un decimo di quello americano. Ciò
significa che il sistema notarile è quello migliore
nellinteresse del cittadino e per la crescita del paese. In questo
momento occorre dare certezze ancora maggiori ai mercati,
specialmente a quello immobiliare, nel quale si registra una caduta
di oltre il 40 per cento delle transazioni. Chi pone il problema
dellattribuzione ad altre categorie professionali delle competenze
del notaio si presta a una competizione tra lobby, ma non guarda
allinteresse del cittadino, interesse che risiede nella certezza e
legalità degli atti destinati ai registri di
pubblicità immobiliare e commerciale. Lordinamento del
notariato è stato costruito per la tutela di questo valore:
quello delle altre categorie professionali è finalizzato a
tutelarne altri. È nellinteresse dei cittadini che le
competenze degli ordini professionali citati restino distinte. Il
notariato esercita una funzione pubblica di grande rilevanza
sociale ai fini della tutela delle volontà e degli interessi
patrimoniali dei soggetti più deboli e, in particolare, dei
consumatori, dei minori, degli incapaci e degli anziani.In Italia
la presenza del notaio-controllore ha realizzato il quasi completo
annullamento del contenzioso immobiliare attraverso il test di
legalità in entrata e la conseguenze certezza dell'atto
notarile. In Italia il contenzioso è pari a circa lo 0,003%
degli atti. La figura del notaio costituisce un presidio di
legalità sul territorio: il 76% delle segnalazioni
antiriciclaggio inoltrate da professionisti e operatori non
finanziari all'UIF della Banca d'Italia provenivano dai notai. Il
notaio, quale pubblico ufficiale, è un partner essenziale
dello Stato nel monitoraggio su migliaia di operazioni economiche
(legalità, trasparenza, tracciabilità). Le normative
antiriciclaggio AML/TF sono un buon esempio di collaborazione fra
pubblica amministrazione e Notariato. Inoltre il notaio ha funzione
di prevenzione dei furti di identità. La globalizzazione e
l'informatizzazione dei mercati rende cruciale la
tracciabilità dei dati di persone e cose. Se i dati non sono
accurati ed esatti, introdurli in un computer non aiuterà
(rapporto Doing business 2005). L'utilizzo fraudolento di dati
anagrafici altrui (Id theft) provoca danni enormi nei Paesi non
dotati di sistemi di controllo preventivo. Un rapporto della
Federal Trade Commission (FTC) Usa del 2003 stimava in 52,5
miliardi di dollari i danni ai cittadini derivanti da Id theft.
Nello stesso periodo gli stessi danni venivano stimati in 2,5
miliardi di dollari in Canada e 2,38 miliardi di Euro in Gran
Bretagna. Queste cifre si sono fortemente incrementate nel periodo
seguente, sulla spinta della globalizzazione e dello sviluppo delle
transazioni informatiche.In Italia il fenomeno è, per ora,
poco rilevante, proprio a causa del sistema dei controlli ex ante
richiesti dalla maggior parte delle operazioni economiche di una
certa importanza. Inoltre il sistema del notariato svolge una
funzione essenziale, anche se difficilmente quantificabile in
termini monetari, di difensore della pubblica fiducia. Il notariato
rappresenta infatti una infrastruttura pubblica con il compito di
riempire con la propria competenza e con la presenza capillare sul
territorio gli spazi di protezione del cittadino (che sia parte in
una transazione, possibile creditore o, anche, futuro acquirente),
altrimenti in balia di poteri economici tendenti a operare senza
interferenze pubbliche e senza controlli. Può essere utile
notare che anche Russia e Cina hanno scelto un modello di tipo
europeo e, recentemente, nella Repubblica popolare cinese sono
stati inseriti in ruolo 20.000 notai per far fronte alle
necessità di certezza del diritto derivanti dallo sviluppo
delle attività economiche. Modelli a confronto Nel confronto
con una transazione immobiliare negli Stati Uniti occorre
considerare che nel caso di un acquisto di un appartamento del
valore di 400.000-500.000 a New York, con mutuo non inferiore a
400.000 dollari, i costi professionali e assicurativi sostitutivi
del costo notarile sono i seguenti: avvocato della banca (bank
attorney), minimo 500 dollari; avvocato del promotore
delliniziativa immobiliare (sponsors attorney) 1.500 dollari;
avvocato del venditore (sellers attorney) da 1700 a 3000 dollari o
più (è anche consentito applicare una percentuale di
0,75-1% del prezzo di vendita); avvocato del compratore (purchasers
attorney) come lavvocato del venditore; deposito fiduciario per il
pagamento delle tasse, da 100 a 2400 dollari in base alla durata
(2-6 mesi) per un prezzo fino a 100.000 dollari, 3000 per un prezzo
fino a 400.000 dollari; title insurance, 0,50% del prezzo; in
pratica, circa 2600 dollari, per acquisti da 500.000 con mutuo di
400.000 dollari, 5400 dollari, per acquisti da 1.000.000 con mutuo
di 800.000 dollari, 7600 dollari, per acquisti da 1.500.000 con
mutuo di 1.200.000 dollari; premio per il responsabile della
compagnia che rilascia la title insurance, 150-200 dollari; title
search (verifica del titolo di piena e libera proprietà), da
450 a 600 dollari. Per un totale di 14.000-19.400 dollari o
più. Non tutte le voci sono sempre presenti, ad es.
lonorario dellavvocato del promotore potrebbe non esserci, mentre
la spesa del deposito fiduciario è variabile. Tuttavia, se
lavvocato calcola il proprio onorario in percentuale sul prezzo di
vendita, questo costo complessivo cresce di ulteriori 5.000/10.000
dollari per un acquisto di 500.000, portando il totale fra 19.000 e
29.400 dollari. Per confrontare il costo complessivo di un atto
notarile italiano, il conteggio va fatto aggregando tutte le voci
di spesa, a prescindere dal fatto che alcune siano a carico del
venditore e altre a carico del compratore. Si tratta solo di
onorari e assicurazione, sono escluse tasse comunali e statali, e
accessori, che si aggiungono alla spesa, ma qui non interessano.La
title insurance (assicurazione sulla bontà del titolo di
proprietà) è computata perché si confronta
direttamente con lassenza della performance notarile. È
inevitabile per proteggersi contro questo rischio, che da noi
è surrogato dalla due diligence notarile e dalla
combinazione dellinfrastruttura di certezza giuridica
notariato-registri pubblici. La title insurance peraltro non
è una garanzia reale, ma solo indennitaria, e non segue gli
incrementi di valore nel tempo. Nessuno negli Usa ne fa a meno,
onde va considerato come un costo implicito (costo socialmente
obbligatorio). Lo stesso va detto per il deposito delle imposte,
che da noi è implicito nellonorario notarile. La title
insurance, è per noi un costo inesistente per effetto
diretto dellatto pubblico.In Italia, l'acquisto di un appartamento
del valore di 370.000 euro, con contestuale mutuo ipotecario
dell'importo di 300.000 euro ha, approssimativamente, il costo (Iva
compresa) di 2000 euro per la compravendita e 2000 euro per il
mutuo. Occorre, peraltro, ricordare che le tariffe sono state
abrogate e, pertanto, tali importi sono meramente indicativi
poiché con la liberalizzazione e lapertura della concorrenza
fra notai le cifre si stanno ulteriormente riducendo. Se si
analizzano i dati con il metodo Doing business, che fraziona
loperazione in cosiddette procedure (ciascuna singola interazione
con una parte esterna, come unagenzia pubblica, vale una
procedura), si nota inoltre che il sistema americano è
frantumato in una serie di segmenti (fra cui anche il pagamento di
tributi), assai lontano dal sistema one-stop-shop (sportello unico)
che il notaio garantisce. Gli abusi delle banche Negli Usa il
sistema legale di accertamento della proprietà immobiliare,
di documentazione dei contratti e di iscrizione delle ipoteche in
pubblici registri è informale, privo di controllo di
legalità e, di fatto, lasciato a una modulistica autogestita
dagli operatori bancari. Nel periodo della crisi dei mutui subprime
è emerso che almeno un milione di contratti di mutuo erano
stati firmati in modo fraudolento o falso e che le attestazioni di
proprietà erano altrettanto contraffatte. Negli Stati Uniti
i soli avvenimenti legati ai mutui subprime del 2011/2012 hanno
costretto 23 Stati a sospendere le procedure a causa
dell'incertezza sulla identità dei proprietari. Le
transazioni relative a falsi atti immobiliari (e alla conseguente
perdita di possesso da parte dei proprietari) ammontano per questo
periodo ad almeno 35 miliardi di dollari. Un primo accordo da 25
miliardi di dollari nel febbraio 2012 ha chiuso le cause civili
promosse contro cinque colossi del credito ipotecario: 750.000
mutuatari che hanno perso la casa fra il 2008 e il 2011 riceveranno
un risarcimento di 2000 dollari ciascuno. Ora sembra prossima la
transazione di altre 14 banche a conclusione degli sforzi per farne
valere la responsabilità. Limporto dei risarcimenti pagati
sarà di altri 10 miliardi di dollari, senza che tutte le
conseguenze dello scandalo siano chiuse e, soprattutto, senza
recare alcun beneficio ai mutuatari che hanno subito levizione.
L'importo descrive con chiarezza il valore delle esternalità
negative che si producono dove manca il paradigma del controllo
preventivo di legalità e tutto viene lasciato
allautodeterminazione del mercato e alla sua presunta
capacità di autoregolazione a dimostrazione che un mercato
lasciato a sé stesso non è in grado di autoregolarsi
e che un sistema di auto-certificazione può falsificare i
documenti. Il premio Nobel Robert Schiller, dell'Università
di Yale, nel suo libro The sub-prime solution afferma che la
presenza di un sistema notarile avrebbe potuto contenere in modo
sostanziale i danni. Il mondo americano si vanta di non avere costi
transattivi (quali le spese notarili) che aggravano i mutui
ipotecari nel momento in cui si stipulano, ma se i giocatori
barano, si producono danni di dimensioni enormi. In Italia, con la
tecnica di controllo latina basata sul test di legalità in
entrata svolto dallinfrastruttura notariato/pubblici registri
immobiliari, il problema della regolarità dellistruttoria e
della documentazione contrattuale è risolto allorigine
grazie alla certezza dellatto notarile. Fiducia e funzionamento del
mercato La fiducia è uno degli assets fondamentali del
sistema economico. Latto notarile bene-fiducia non solo crea, ma
sostituisce la fiducia negli scambi impersonali, perché per
legge è irrevocabilmente presunto come accurato (fede
pubblica). Così latto pubblico è il mezzo per
liberare gli individui dal costoso bisogno di munirsi di
informazioni e di prendere decisioni per dare e avere la fiducia
nellaltro soggetto. I servizi notarili consumano tempo e catturano
risorse, ma il costo dellatto notarile è una
esternalità positiva (costo efficiente) perché il
costo della formalizzazione con controllo di legalità
sostanziale, è minore della spesa che, a posteriori, si deve
affrontare per ricostruire la certezza del diritto. Perciò
è il più basso costo transattivo tra quelli possibili
per mantenere un sistema giuridico di sostegno al sistema
economico: rende inutili ulteriori spese per far valere legalmente
i propri diritti e abbatte i costi di transazione. Perciò
latto notarile non introduce costi aggiuntivi, ma riduce i costi
duso del mercato al livello più basso. Lalternativa è
il modello di common law che surroga il vuoto dellassenza
dellinfrastruttura notaio-pubblico registro imponendo
strutturalmente lassicurazione (title insurance), produttiva di
maggiori costi, e assumendo il rischio di un forte incremento dei
comportamenti opportunistici che sfociano in contenziosi legali.
Nei sistemi di common law inoltre una o più parti spesso
restano prive di rappresentanza, costrette ad assumersi il rischio
di mancata assistenza perché non possono permettersi il
costo del proprio avvocato. Il contraente forte, ad es. la banca,
non rinunzia mai al proprio avvocato, mentre i piccoli finiscono
per fare riferimento a lui, sperando, ma senza alcun diritto e
alcuna sicurezza, che gli interessi coincidano.
Il cambiamento climatico in musica Intersezioni - Pubblicato 2016.12.21
LArte contemporanea spesso interagisce con i temi ambientali,
divenendo forma di comunicazione e sensibilizzazione del vasto
pubblico. Mai, tuttavia, era accaduto che unopera in musica,
comunemente definita opera lirica, affrontasse il tema della
salvaguardia del pianeta e del rapporto tra uomo e natura a scala
globale. È il caso di CO2, opera con la musica del
compositore contemporaneo Giorgio Battistelli, uno degli autori
più eseguiti al mondo, la raffinata e visionaria regia di
Robert Carsen, il libretto ecologista di Ian Burton, diretta dal
giovane direttore dorchestra Cornelius Meister in prima assoluta
mondiale al Teatro alla Scala di Milano, in occasione di Expo 2015.
Lopera, in un unico atto di 95 minuti articolato in un prologo,
nove scene e un epilogo, affronta il tema globale del cambiamento
climatico, una delle questioni più importanti che
lumanità si trova oggi ad affrontare. Tema che, dagli anni
Ottanta dello scorso secolo, è stato oggetto di dibattiti,
confronti e scontri nellambito scientifico e politico. La scelta
inedita e innovativa di rappresentare questo soggetto nella forma
del teatro musicale e il grande successo di critica e di pubblico
conseguito ci conducono a riflettere su come il tema del
cambiamento climatico sia divenuto ormai materia popolare, in grado
di catturare linteresse di un pubblico eterogeneo, non sempre
facilmente coinvolto dai temi ambientali. CO2, inoltre, conferma
limportanza e le potenzialità dellarte, in questo caso di
una forma artistica totale e complessa come lopera lirica, che
unisce musica, canto, teatro, arti plastiche, danza, nel rivestire
un ruolo comunicativo e di sensibilizzazione sociale nei confronti
di temi scientifici e legati alla sostenibilità. In CO2, la
regia, le luci, la fotografia, il testo, la musica svolgono un
ruolo non solo teatrale ma inducono alla riflessione sulle
capacità espressive ed estetiche dellarte come forma di
denuncia e accusa in grado di colpire profondamente lo spettatore,
risvegliare un sentimento di partecipazione e indurre ad agire in
modo consapevole a favore di una rinascita del pianeta e
dellumanità. Lopera, ispirata inizialmente dal libro Una
scomoda verità. Come salvare la Terra dal riscaldamento
globale, dellex vicepresidente degli Stati Uniti, Al Gore,
pubblicato in Italia nel 2006, può essere interpretata come
un lamento e una denuncia dellattività delluomo sul nostro
pianeta e nel contempo come una storia damore tra luomo e la
natura, con le drammaticità, ma anche le speranze, trasmesse
attraverso il linguaggio creativo e universale della musica e la
drammaturgia delle scene. Siamo trasportati in una dimensione
universale come avviene in molte grandi opere del repertorio
classico. Il personaggio principale, il climatologo immaginario
David Adamson, durante il prologo, apre lopera con una conferenza
sul cambiamento climatico, arricchita da coreografie e suggestivi
filmati video della Terra vista dallo spazio e del cambiamento del
clima. Adamson, tramite la narrazione, guida lo spettatore nel
corso delle scene, le quali affrontano il problema unendo il
contenuto scientifico riportato con versi, citazioni, rimandi,
concetti e dati numerici riferiti alla realtà, con lestetica
dellarte. Questultima si esprime tramite brani solistici o
sinfonici, il canto in varie lingue morte o vive sanscritto, greco
antico, latino, ebraico, russo, arabo, cinese, giapponese, italiano
e inglese per rimarcare luniversalità e
linternazionalità del tema, i testi e la recitazione, le
splendide scenografie di Paul Steinberg, accompagnate da
spettacolari video, curati dal giovane video designer Finn Ross, le
apocalittiche immagini fotografiche, la danza con la coreografia di
Marco Berriel, le luci intense e penetranti di Robert Carsen e
Peter Van Praet, i costumi di Petra Reinhardt. Così, nella
prima scena, intensamente evocativa, le teorie scientifiche,
religiose e mitiche sulla creazione delluniverso e della Terra,
sono integrate con affascinanti immagini video rappresentative
della realtà, e da informazioni sullo stato del pianeta e le
sue malattie: inquinamento, effetto serra, riscaldamento globale,
desertificazione, incremento demografico, urbanizzazione. Un
caotico aeroporto internazionale, con i viaggiatori impazziti,
bloccati per uno sciopero dei controllori di volo, riempie la
seconda scena simboleggiando linsostenibilità e
lincontrollabilità del traffico aereo. La terza scena
affronta la Babele della Conferenza per il Protocollo di Kyoto, un
trionfo e un disastro1, presenta lallegato A del Protocollo,
ripercorre le principali tappe degli accordi internazionali sul
cambiamento del clima, ricordando il futuro appuntamento di COP21 a
Parigi nel dicembre 2015, introduce i temi dellesaurimento dei
combustibili fossili e della diffusione delle tecnologia per
lenergia solare, cita dati reali sulla quantità di carbonio
nellatmosfera e laumento della temperatura terrestre. Tramite un
messaggio di denuncia, lo spettatore scopre limpatto del sistema
del trasporto aereo e dei veicoli a motore sul riscaldamento del
pianeta: nel mondo circolano 1 miliardo e mezzo di auto su strada e
di veicoli a motore; ogni anno si producono 60 milioni di auto il
cui impatto in termini di riscaldamento equivale a 1 miliardo di
tonnellate di biossido di carbonio; un Boeing 747 consuma energia
pari allenergia consumata da 3.500 utilitarie in una settimana. Gli
effetti sono, tra laltro, laumento della frequenza e della violenza
degli eventi meteorologici estremi, ben rappresentati, nella quarta
scena, da una vorticosa danza di ballerini sufi turchi, a
raffigurare gli ultimi venticinque uragani che hanno colpito il
mondo nello scorso secolo, tra cui El Niño, Mitch, Sandy. Lo
scienziato Adamson continua la narrazione e ci conduce nella quinta
scena, nella quale si apre il Giardino dellEden con Adamo, Eva,
lalbero della conoscenza e il serpente immersi nella vegetazione
lussureggiante dalle diverse sfumature di verde, tra suoni di
uccelli e animali, gorgoglii dacqua, vibrazioni del vento. Il
Giardino diviene pretesto per introdurre il tema della fotosintesi
clorofilliana, della biodiversità vegetale e animale. La
scena si chiude nel buio più profondo, al morso della mela
da parte di Eva, e improvvisamente lo spettatore viene catapultato
in un enorme, coloratissimo supermercato, sesta scena, con alcune
donne intente ad acquistare decine di prodotti provenienti da
migliaia di chilometri di distanza, dai più disparati Paesi
del mondo. È un grido di allarme verso la globalizzazione e
il trasporto a lunga distanza del cibo e la conseguente immissione
di carbonio nellatmosfera. La scena settima, dallaria poetica e
commovente, conduce lo spettatore su una spiaggia della Tailandia,
di fronte allOceano indiano, a ricordo della drammaticità e
delle vittime dello Tsunami del 2004. Sullo sfondo scorrono le
toccanti immagini reali della gigantesca onda oceanica e della
sciagura, mentre i due protagonisti, una turista inglese e il
direttore di un albergo tailandese, riflettono sulle cause del
tragico evento. La scena seguente, lottava, può essere
considerata la parte centrale dellopera. Nello spazio cosmico,
compare Gea, la dea primordiale della Terra nella mitologia greca,
mentre Adamson racconta lipotesi Gaia, teoria olistica, formulata
da James Lovelock, nel 19792, per la quale la Terra, con tutte le
sue funzioni, è considerata un unico organismo vivente in
continua evoluzione, in grado di autoregolarsi. Gaia ricorda la sua
generosità nel fornire risorse e induce gli spettatori a
riflettere sulle scale del tempo: 14 miliardi di anni letà
delluniverso, 4 miliardi e mezzo lesistenza della stessa Gaia e
meno di 4 milioni di anni, un battito di ciglio, la presenza
delluomo sul pianeta. Denuncia con fermezza i danni catastrofici
che gli uomini le hanno inflitto con la loro arroganza, cercando di
distruggerla: foreste bruciate, pianure allagate, rocce depredate,
mutamenti del clima, della temperatura e dellatmosfera,
sconvolgimento delle stagioni, distruzione della
biodiversità. La forza e la potenza di Gaia si manifestano
nel drammatico e accorato monito pronunciato da lei stessa: &Ma
(gli uomini) non distruggeranno me, è loro stessi che
distruggeranno! Gaia non sarà sfruttata per il semplice
vantaggio degli umani. Segue la nona scena con le bellissime e
struggenti gigantografie del famoso fotografo canadese Edward
Burtynsky, di grande impatto, a testimoniare lapocalisse e la
distruzione della Terra: unautostrada a dieci corsie invasa dal
traffico, iceberg che sprofondano, immense torri per il
raffreddamento, immagini dei disastri di Chernobyl e Fukoshima,
siccità, inondazioni, distruzioni da terremoti, discariche,
impianti petroliferi, minieri di carbone, gigantesche dighe, fiumi
rosso fuoco inquinati. Adamson prevede una fine apocalittica del
mondo. Nellepilogo viene espressa la drammaticità dellopera
accompagnata dalla presa di consapevolezza da parte del
protagonista e da una lieve speranza. Adamson, dopo avere trascorso
il fine settimana in una capanna, solo, immerso nella natura e
nella lettura di libri sul riscaldamento globale, si commuove fino
a piangere per la tanta bellezza che lo circonda e la tristezza nel
pensare alla distruzione di questa meraviglia. Osserva la vita
intorno a lui e percepisce un amore di tale intensità che
crede di scoppiare. Rapito dal forte sentimento, a sintesi e a
conclusione dellopera, pone tre domande percepibili come un
messaggio di riflessione rivolto a sé stesso e soprattutto
al pubblico: Se questo non è il mio pianeta, di chi
è? Se questa non è la mia responsabilità, di
chi è? Se sono io la causa, non sono allora anche la vera
cura? CO2 per il suo compositore, Battistelli, esprime le
potenzialità della musica nel toccare anche argomenti
scientifici e sociali, questi ultimi evidenziati dalluso del coro,
offrendo unangolatura di osservazione di tipo estetico e artistico,
diversa dalla pura scientificità. La musica, in quanto
linguaggio ed espressione darte, non ha solo la funzione di
intrattenimento ma, come forma creativa in grado di parlare a
tutti, diviene mezzo per porre domande anche scomode, suscitare
emozioni, proporre chiavi di lettura su temi complessi e delicati
di drammatica attualità per indurre allapprofondimento e
alla riflessione sul nostro presente. Per Battistelli lopera lirica
diviene una forma di impegno etico e sociale nella quale la musica
ci può insegnare a ritrovare la capacità di fare
rinascere i sentimenti per ascoltare gli altri, la natura e noi
stessi.
Informat Paper News - AEEGSI
Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico - Approvazione dell’istanza di deroga dall’obbligo di apertura dello sportello unico provinciale, presentata dall’ATO Idrico Est Provincia della Spezia, d’intesa con il gestore Ireti S.p.a. AEEGSI - Pubblicato 2017.12.15
l’articolo 2, comma 461, della legge 244/07, dispone che gli enti locali devono prevedere l’obbligo per il soggetto gestore di emanare una Carta dei servizi - “da redigere e pubblicizzare in conformità ad intese con le associazioni di tutela dei consumatori e con le associazioni imprenditoriali interessate” recante, fra l’altro, standard di qualità relativi alle prestazioni erogate, nonché le modalità di accesso alle informazioni garantite e quelle per proporre reclamo, le modalità di ristoro dell'utenza - unitamente a un sistema di monitoraggio permanente del rispetto dei parametri fissati nel contratto di servizio e di quanto stabilito nelle Carte medesime, svolto sotto la diretta responsabilità dell’ente locale o dell’Ente d’Ambito;
Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico - Determinazione dell’acconto del corrispettivo di reintegrazione relativo alle unità di produzione essenziali isolate nella disponibilità di Enel Produzione S.p.a., per l’anno 2014 AEEGSI - Pubblicato 2017.12.15
Il presente provvedimento è finalizzato a determinare
limporto dellacconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi
per lanno 2014, in relazione alle unità di produzione di
Enel Produzione S.p.A. che operano su reti elettriche con obbligo
di connessione di terzi non interconnesse con la rete di
trasmissione nazionale.
Testo Allegato
1
DELIBERAZIONE 14 DICEMBRE 2017
864/2017/R/EEL
DETERMINAZIONE DELLACCONTO DEL CORRISPETTIVO DI REINTEGRAZIONE
RELATIVO ALLE UNITÀ DI PRODUZIONE ESSENZIALI ISOLATE NELLA
DISPONIBILITÀ DI
ENEL PRODUZIONE S.P.A., PER LANNO 2014
LAUTORITÀ PER LENERGIA ELETTRICA IL GAS
E IL SISTEMA IDRICO
Nella riunione del 14 dicembre 2017
VISTI:
" la direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
del 26 giugno 2003;
" la legge 14 novembre 1995, n. 481 e sue modifiche e
integrazioni;
" il decreto legislativo 16 marzo 1999, 79/99 e sue modifiche e
provvedimenti applicativi;
" la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
" la legge 23 agosto 2004, n. 239;
" la legge 3 agosto 2007, n. 125;
" la legge 28 gennaio 2009, n. 2;
" il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio
2004;
" il decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 29 aprile
2009;
" lAllegato A alla deliberazione dellAutorità per lenergia
elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità)
9 giugno 2006, 111/06, come successivamente modificato e integrato
(di seguito: deliberazione 111);
" lAllegato A alla deliberazione dellAutorità 7 luglio 2009,
ARG/elt 89/09 (di seguito: deliberazione ARG/elt 89/09);
" la deliberazione dellAutorità 21 aprile 2016,
192/2016/R/eel (di seguito: deliberazione 192/2016/R/eel);
" la lettera di Enel Produzione S.p.a. (di seguito: Enel
Produzione), in data 8 agosto 2016, prot. Autorità 23265,
del 17 agosto 2016 (di seguito: lettera Enel Produzione).
CONSIDERATO CHE:
" le unità di produzione che operano su reti elettriche con
obbligo di connessione di terzi non interconnesse, neppure
indirettamente, con la rete di trasmissione nazionale (di seguito:
unità isolate) sono essenziali per la sicurezza degli ambiti
territoriali serviti da tali reti, essendo le uniche risorse in
grado di garantire la 2
continuità del servizio elettrico su detti ambiti e di
fornire anche i diversi servizi ancillari indispensabili
allerogazione di tale servizio;
" il comma 3.1, della deliberazione ARG/elt 89/09, prevede che
Terna individui e pubblichi lelenco delle unità isolate
secondo le stesse modalità previste per gli impianti
essenziali interconnessi con la rete di trasmissione nazionale, di
cui allarticolo 63, della deliberazione 111;
" ai sensi del comma 3.3, della deliberazione ARG/elt 89/09, se un
soggetto diverso dalle imprese elettriche minori dispone di
unità isolate, lo stesso ha diritto a ricevere da Terna per
ciascuna unità ammessa a reintegrazione dei costi un
corrispettivo determinato dallAutorità e pari alla
differenza tra i costi di produzione riconosciuti e i ricavi
conseguiti nel periodo di validità dellelenco;
" lelenco degli impianti essenziali pubblicato da Terna per lanno
2014 include le seguenti unità isolate, che sono nella
disponibilità di Enel Produzione: a) Stromboli;
b) Ginostra;
c) Panarea Lipari;
d) Alicudi Lipari;
e) Filicudi;
f) Capraia;
g) Ventotene;
h) Vulcano termo;
i) S. Marina Salina;
j) Malfa;
" con la lettera Enel Produzione, lomonima società ha
avanzato istanza di reintegrazione dei costi, allegando alla stessa
una relazione tecnica volta a esplicitare le partite economiche
relative alle unità isolate sopra menzionate, in relazione
allanno 2014;
" i titolari di unità isolate sono tipicamente esposti sotto
il profilo finanziario per la differenza positiva tra la parte dei
costi che ha determinato un flusso di cassa negativo e i ricavi
percepiti; e che, con riferimento alle unità isolate in
regime di reintegrazione, il riconoscimento di un acconto del
corrispettivo di reintegrazione consente di limitare la menzionata
esposizione finanziaria e i connessi oneri sopportati dal titolare
delle stesse;
" le unità isolate di Enel Produzione sopra elencate sono
state annoverate da Terna tra gli impianti essenziali anche per gli
anni 2015, 2016, 2017 e 2018 e, quindi, è ragionevole
ritenere che Enel Produzione risulti creditrice nei confronti del
sistema elettrico per importi ulteriori rispetto a quelli oggetto
delle istanze di reintegrazione sinora presentate.
RITENUTO OPPORTUNO CHE:
" Terna riconosca, a Enel Produzione, un acconto del corrispettivo
di reintegrazione relativo allanno 2014 per le unità isolate
di cui detta società è titolare, precisando che, in
sede di determinazione del corrispettivo di reintegrazione, di cui
al comma 3
63.13 della deliberazione 111, si terrà conto degli esiti
delle verifiche sugli importi delle voci del margine di
contribuzione e dei costi fissi;
" limporto del citato acconto sia cautelativamente determinato come
pari allammontare riconosciuto a titolo di acconto del
corrispettivo di reintegrazione per lanno 2013, ai sensi della
deliberazione 192/2016/R/eel, in modo da mantenere un margine di
sicurezza per eventuali rettifiche del corrispettivo che
risultassero necessarie a valle delle verifiche
DELIBERA
1. di prescrivere a Terna che riconosca, a Enel Produzione, nei
termini indicati in premessa e con riferimento alle unità
isolate nella disponibilità della stessa Enel Produzione,
limporto indicato nellAllegato A, a titolo di acconto del
corrispettivo di reintegrazione dei costi per lanno 2014;
2. di prescrivere a Terna che dia seguito alla disposizione di cui
al punto 1, entro il 31 dicembre 2017;
3. di trasmettere lAllegato A a Terna e ad Enel Produzione;
4. di pubblicare la presente deliberazione, ad eccezione
dellAllegato A, in quanto contenente informazioni commercialmente
sensibili, sul sito internet dellAutorità
www.autorita.energia.it.
14 dicembre 2017 IL PRESIDENTE Guido Bortoni
Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico - Determinazioni in merito alle istanze per il riconoscimento del corrispettivo di reintegrazione relativo agli impianti essenziali ex deliberazione dell’Autorità 111/06, per l’anno 2016 AEEGSI - Pubblicato 2017.12.15
Il presente provvedimento è volto a determinare gli importi
di un acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi, in
relazione agli impianti essenziali ex deliberazione 111/06 per
lanno 2016.
Testo Allegato
1
DELIBERAZIONE 14 DICEMBRE 2017
863/2017/R/EEL
DETERMINAZIONI IN MERITO ALLE ISTANZE PER IL RICONOSCIMENTO DEL
CORRISPETTIVO DI REINTEGRAZIONE RELATIVO AGLI IMPIANTI ESSENZIALI
EX
DELIBERAZIONE DELLAUTORITÀ 111/06, PER LANNO 2016
LAUTORITÀ PER LENERGIA ELETTRICA IL GAS
E IL SISTEMA IDRICO
Nella riunione del 14 dicembre 2017
VISTI:
" la legge 14 novembre 1995, n. 481 e sue modifiche e
integrazioni;
" il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99 e sue modifiche e
provvedimenti applicativi;
" la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
" la legge 28 gennaio 2009, n. 2;
" il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio
2004;
" il decreto del Ministero delle Attività Produttive 20
aprile 2005;
" il decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 29 aprile
2009;
" lAllegato A alla deliberazione dellAutorità per lenergia
elettrica il gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità)
9 giugno 2006, 111/06 come successivamente integrato e modificato
(di seguito: deliberazione 111);
" la deliberazione dellAutorità 28 dicembre 2010, ARG/elt
247/10 (di seguito: deliberazione ARG/elt 247/10);
" la deliberazione dellAutorità 30 dicembre 2011, ARG/elt
208/11 (di seguito: deliberazione ARG/elt 208/11);
" la deliberazione dellAutorità 27 dicembre 2013,
635/2013/R/eel (di seguito: deliberazione 635/2013/R/eel);
" la deliberazione dellAutorità 28 dicembre 2015,
663/2015/R/eel (di seguito: deliberazione 663/2015/R/eel);
" la deliberazione dellAutorità 22 settembre 2016,
519/2016/R/eel (di seguito: deliberazione 519/2016/R/eel);
" la deliberazione dellAutorità 15 dicembre 2016,
760/2016/R/eel (di seguito: deliberazione 760/2016/R/eel);
" la comunicazione della società E.ON ENERGY TRADING S.p.a.
(di seguito: E.ON) del 30 novembre 2010, prot. Autorità
39463, dell1 dicembre 2010;
" la comunicazione di ENEL PRODUZIONE S.p.a. (di seguito: ENEL
PRODUZIONE), dell1 dicembre 2011, prot. Autorità 32084, del
9 dicembre 2011;
2
" la comunicazione di ACEA ENERGIA HOLDING S.p.a. (oggi ACEA
ENERGIA S.p.a., di seguito: ACEA ENERGIA), del 5 dicembre 2013,
prot. Autorità 38714, del 6 dicembre 2013;
" la comunicazione congiunta di EP PRODUZIONE S.p.a. (di seguito:
EP PRODUZIONE) ed E.ON GLOBAL COMMODITIES SE, del 13 novembre 2015,
prot. Autorità 35313, del 25 novembre 2015 (di seguito:
comunicazione congiunta E.ON ed EP PRODUZIONE);
" la comunicazione di ENEL PRODUZIONE, del 2 dicembre 2015, prot.
Autorità 36058, del 2 dicembre 2015;
" la comunicazione di EDIPOWER S.p.a. (di seguito: EDIPOWER), del
30 novembre 2015, prot. Autorità 36426, del 9 dicembre
2015;
" la comunicazione congiunta di EDIPOWER ed A2A ENERGIEFUTURE
S.p.a. (di seguito: A2A ENERGIEFUTURE), del 21 luglio 2016, prot.
Autorità 21023, del 22 luglio 2016 (di seguito:
comunicazione congiunta EDIPOWER e A2A ENERGIEFUTURE);
" la comunicazione di OTTANA ENERGIA S.p.a. (di seguito: OTTANA
ENERGIA), del 10 agosto 2016, prot. Autorità 23035, dell11
agosto 2016;
" la comunicazione di Terna S.p.a. (di seguito: Terna), del 31
marzo 2017, prot. Autorità 13177, del 3 aprile 2017 (di
seguito: prima comunicazione Terna);
" la comunicazione di Terna, del 14 luglio 2017, prot.
Autorità 24090, del 17 luglio 2017 (di seguito: seconda
comunicazione Terna);
" la comunicazione di A2A ENERGIEFUTURE, del 31 luglio 2017, prot.
Autorità 25770, dell1 agosto 2017 (di seguito: comunicazione
A2A ENERGIEFUTURE);
" la comunicazione di ENEL PRODUZIONE, del 4 agosto 2017, prot.
Autorità 26700, dell8 agosto 2017 (di seguito: prima
comunicazione ENEL PRODUZIONE);
" la comunicazione di ENEL PRODUZIONE, del 4 agosto 2017, prot.
Autorità 26703, dell8 agosto 2017 (di seguito: seconda
comunicazione ENEL PRODUZIONE);
" la comunicazione di ACEA ENERGIA, del 2 ottobre 2017, prot.
Autorità n32133, del 3 ottobre 2017 (di seguito:
comunicazione ACEA ENERGIA);
" la comunicazione di OTTANA ENERGIA, del 30 ottobre 2017, prot.
Autorità 35600, del 31 ottobre 2017 (di seguito:
comunicazione OTTANA ENERGIA);
" la comunicazione di EP PRODUZIONE, del 14 novembre 2017, prot.
Autorità 37420, del 15 novembre 2017 (di seguito:
comunicazione EP PRODUZIONE).
CONSIDERATO CHE:
" il comma 63.1, della deliberazione 111 (laddove non diversamente
specificato, i commi citati nel prosieguo sono da considerarsi
relativi alla deliberazione 111) prevede che Terna predisponga e
pubblichi lelenco degli impianti essenziali per la sicurezza del
sistema (di seguito: elenco degli impianti essenziali);
" il comma 63.11 stabilisce che lutente del dispacciamento di un
impianto di produzione essenziale per la sicurezza possa richiedere
allAutorità lammissione 3
alla reintegrazione dei costi di generazione per il periodo di
validità dellelenco di cui al precedente alinea;
" ai sensi del comma 63.13, lAutorità determina con cadenza
annuale un corrispettivo a reintegrazione dei costi di generazione
(di seguito anche: corrispettivo ex comma 63.13) per ciascun
impianto ammesso al regime di reintegrazione e che detto
corrispettivo è pari alla differenza tra i costi di
produzione riconosciuti allimpianto medesimo e i ricavi allo stesso
riconducibili con riferimento al periodo rispetto al quale
limpianto è inserito nellelenco degli impianti
essenziali;
" i seguenti impianti sono stati ammessi al regime di
reintegrazione dei costi per lanno 2016: a) Trapani Turbogas di
E.ON, ai sensi della deliberazione ARG/elt 247/10;
b) Porto Empedocle di ENEL PRODUZIONE, ai sensi della deliberazione
ARG/elt 208/11;
c) Montemartini di ACEA ENERGIA, ai sensi della deliberazione
635/2013/R/eel;
d) Assemini e Portoferraio di ENEL PRODUZIONE e San Filippo del
Mela 150kV di EDIPOWER, ai sensi della deliberazione
663/2015/R/eel;
e) Ottana Biopower di OTTANA ENERGIA, ai sensi della deliberazione
519/2016/R/eel, alle condizioni descritte al successivo alinea;
" lammissione al regime di reintegrazione dellimpianto Ottana
Biopower di OTTANA ENERGIA, prevista dalla deliberazione
519/2016/R/eel, è stata stabilita per il periodo compreso
tra il giorno 1 ottobre 2016 e il giorno 31 dicembre 2017 (di
seguito: periodo di riferimento Ottana); questultimo provvedimento,
tra laltro, delinea i criteri di dettaglio per la determinazione
del corrispettivo di reintegrazione dei costi relativo al
menzionato impianto per lanno 2016, tenendo conto degli effetti
della ammissione a tale regime per una parte dellanno solare;
" con la deliberazione 760/2016/R/eel, a seguito di apposite
istanze avanzate da A2A ENERGIEFUTURE, ENEL PRODUZIONE ed EP
PRODUZIONE ai sensi del comma 65.30, lAutorità ha definito
limporto dellacconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi
relativo al primo semestre dellanno 2016 per gli impianti San
Filippo del Mela 150kV di A2A ENERGIEFUTURE, Assemini, Porto
Empedocle e Portoferraio di ENEL PRODUZIONE e Trapani Turbogas di
EP PRODUZIONE;
" al fine di ottenere il riconoscimento del corrispettivo ex comma
63.13, relativo a uno specifico impianto ammesso al regime di
reintegrazione dei costi, lutente del dispacciamento è
tenuto a inviare allAutorità e a Terna una relazione,
corredata da un bilancio riclassificato attinente allimpianto
medesimo; e che, secondo quanto stabilito dal comma 65.28, detti
documenti sono preventivamente sottoposti a revisione contabile,
effettuata dallo stesso soggetto cui, ai sensi di legge, è
demandato il controllo sulla contabilità dellutente del
dispacciamento;
" con la comunicazione congiunta E.ON ed EP PRODUZIONE, le due
società hanno: - comunicato, tra laltro, la decorrenza del
trasferimento del ruolo di utente del dispacciamento con
riferimento ad alcuni impianti, tra cui Trapani Turbogas;
- richiesto allAutorità, sulla base degli accordi intercorsi
tra le predette società, che sia riconosciuto a EP
PRODUZIONE limporto di ciascun Corrispettivo e 4
acconto dello stesso, relativamente allimpianto Trapani Turbogas
per ogni anno di competenza successivo al 2014;
" con comunicazione congiunta EDIPOWER e A2A ENERGIEFUTURE, le due
società hanno: - comunicato, tra laltro, la decorrenza del
trasferimento del ruolo di utente del dispacciamento con
riferimento allimpianto San Filippo del Mela 150kV;
- richiesto allAutorità, sulla base degli accordi intercorsi
tra le predette società, che sia riconosciuto a A2A
ENERGIEFUTURE limporto del corrispettivo ex comma 63.13 per lanno
2016 relativo allimpianto San Filippo del Mela 150kV;
" è stata presentata istanza per il riconoscimento del
corrispettivo ex comma 63.13 per lanno 2016 da: - A2A
ENERGIEFUTURE, in relazione allimpianto San Filippo del Mela 150kV,
con la comunicazione A2A ENERGIEFUTURE;
- ENEL PRODUZIONE, in relazione agli impianti Assemini, Porto
Empedocle e Portoferraio, con la prima e la seconda comunicazione
ENEL PRODUZIONE;
- ACEA ENERGIA, in relazione allimpianto Montemartini, con la
comunicazione ACEA ENERGIA;
- OTTANA ENERGIA, per limpianto Ottana Biopower, con la
comunicazione OTTANA ENERGIA;
- EP PRODUZIONE, per limpianto Trapani Turbogas, con la
comunicazione EP PRODUZIONE;
" rispetto agli impianti ammessi al regime di reintegrazione per
lanno 2016, gli utenti del dispacciamento sono, al momento, esposti
finanziariamente per la differenza positiva tra la parte dei costi
che ha determinato un flusso di cassa negativo e i ricavi sinora
percepiti, che includono leventuale acconto ex comma 65.30
già riconosciuto; e che, peraltro, detto acconto ha ridotto
soltanto parzialmente la menzionata esposizione finanziaria e i
connessi oneri sopportati dagli utenti interessati, essendo
relativo esclusivamente al primo semestre dellanno 2016 ed essendo
stato determinato con un approccio prudenziale;
" ai fini del presente provvedimento, con la locuzione costi fissi
benchmark si intende: - nel caso degli impianti per i quali
lAutorità ha già determinato il conguaglio del
corrispettivo ex comma 63.13 per anni anteriori al 2016 (Assemini,
Montemartini, Porto Empedocle, Portoferraio, San Filippo del Mela
150kV e Trapani Turbogas), il maggior valore tra i costi fissi
riconosciuti relativi allultimo anno con riferimento al quale
è stata effettuata la suddetta determinazione e i costi
fissi stimati per lanno 2016 che lutente del dispacciamento ha
indicato nella istanza di ammissione alla reintegrazione dei costi
per il medesimo anno;
- nel caso dellimpianto Ottana Biopower, limporto massimo di cui
allistanza di ammissione alla reintegrazione dei costi - al quale
OTTANA ENERGIA si è impegnata a limitare i costi fissi
riconosciuti per lanno 2016, riproporzionato per tenere conto del
periodo di applicazione del regime di reintegrazione nel medesimo
anno.
5
RITENUTO OPPORTUNO:
" che, al fine di contenere lonerosità dellesposizione
finanziaria cui sono soggetti A2A ENERGIEFUTURE, ACEA ENERGIA, ENEL
PRODUZIONE, EP
PRODUZIONE e OTTANA ENERGIA, Terna riconosca a dette società
un acconto del corrispettivo ex comma 63.13 (di seguito: Acconto),
con riferimento agli impianti ammessi al regime di reintegrazione
per lanno 2016, precisando che, in sede di determinazione del
conguaglio del menzionato corrispettivo ex comma 63.13, si
terrà conto, tra laltro, degli esiti delle verifiche sui
tassi di indisponibilità, di cui alla prima e seconda
comunicazione Terna, sui costi fissi e sugli importi delle voci che
compongono il margine di contribuzione;
" stabilire limporto dellAcconto in modo da mantenere un margine di
sicurezza per eventuali imprecisioni compiute dagli utenti del
dispacciamento interessati nel calcolo del margine di contribuzione
e dei costi fissi o da Terna nellelaborazione dei dati sulle
indisponibilità;
" per le finalità esplicitate al precedente alinea,
determinare lAcconto, per ciascun impianto, come pari al 70% della
differenza tra: - il minore valore tra limporto dei costi fissi
richiesti dallutente del dispacciamento interessato per lanno 2016
(per il periodo di riferimento Ottana, nel caso dellimpianto Ottana
Biopower), escludendo le eventuali decurtazioni per eccesso di
indisponibilità effettuate dallutente del dispacciamento sui
menzionati costi, e limporto dei costi fissi benchmark; detto
valore è ridotto in ragione delleventuale eccesso di
indisponibilità che, con la prima e seconda comunicazione
Terna e con riferimento allo specifico impianto, la suddetta
società ha indicato rispetto al valore medio storico,
secondo quanto previsto dal comma 65.22;
- il margine di contribuzione risultante dallistanza di
reintegrazione avanzata dallo stesso utente per lanno 2016 (per il
periodo di riferimento Ottana, nel caso dellimpianto Ottana
Biopower), iscrivendo tra i ricavi leventuale acconto, di cui al
comma 65.30, riconosciuto da Terna in applicazione della
deliberazione 760/2016/R/eel
DELIBERA
1. di prevedere che Terna eroghi, ad A2A ENERGIEFUTURE, nei termini
indicati in premessa e con riferimento allimpianto San Filippo del
Mela 150kV, un acconto del corrispettivo di reintegrazione dei
costi per lanno 2016, il cui importo è riportato
nellAllegato A;
2. di prevedere che Terna eroghi, ad ACEA ENERGIA, nei termini
indicati in premessa e con riferimento allimpianto Montemartini, un
acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi per lanno
2016, il cui importo è indicato nellAllegato B;
6
3. di prevedere che Terna eroghi, a ENEL PRODUZIONE, nei termini
indicati in premessa e con riferimento agli impianti Assemini,
Porto Empedocle e Portoferraio, un acconto del corrispettivo di
reintegrazione dei costi per lanno 2016, il cui importo è
indicato nellAllegato C;
4. di prevedere che Terna eroghi, ad EP PRODUZIONE, nei termini
indicati in premessa e con riferimento allimpianto Trapani
Turbogas, un acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi
per lanno 2016, il cui importo è indicato nellAllegato
D;
5. di prevedere che Terna eroghi, a OTTANA ENERGIA, nei termini
indicati in premessa e con riferimento allimpianto Ottana Biopower,
un acconto del corrispettivo di reintegrazione dei costi per lanno
2016, il cui importo è riportato nellAllegato E;
6. di stabilire che Terna dia seguito alle disposizioni di cui ai
punti precedenti entro il giorno 31 dicembre 2017;
7. di trasmettere gli Allegati A, B, C, D ed E a Terna e,
rispettivamente, ad A2A ENERGIEFUTURE, ACEA ENERGIA, ENEL
PRODUZIONE, EP PRODUZIONE
e OTTANA ENERGIA;
8. di pubblicare la presente deliberazione, ad eccezione degli
Allegati A, B, C, D ed E, in quanto contenenti informazioni
commercialmente sensibili, sul sito internet dellAutorità
www.autorita.energia.it.
14 dicembre 2017 IL PRESIDENTE Guido Bortoni
Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico - Modifiche al Testo integrato della regolazione output-based del servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica AEEGSI - Pubblicato 2017.12.15
Il presente provvedimento aggiorna e precisa alcuni aspetti della
regolazione della qualità del servizio di distribuzione
dellenergia elettrica: accesso al Fondo per Eventi Eccezionali,
comunicazione dei dati di qualità della tensione, computo
dei tempi per le prestazione di qualità commerciale del
servizio elettrico
Testo Allegato
1
DELIBERAZIONE 14 DICEMBRE 2017
861/2017/R/EEL
MODIFICHE AL TESTO INTEGRATO DELLA REGOLAZIONE OUTPUT-BASED DEL
SERVIZIO
DI DISTRIBUZIONE E MISURA DELLENERGIA ELETTRICA
LAUTORITÀ PER LENERGIA ELETTRICA IL GAS
E IL SISTEMA IDRICO
Nella riunione del 14 dicembre 2017
VISTI:
" la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio,
del 13 luglio 2009;
" la legge 14 novembre 1995, n. 481 e sue modifiche e
integrazioni;
" la deliberazione dellAutorità per lenergia elettrica il
gas e il sistema idrico (di seguito: Autorità) 12 dicembre
2013, 574/2013/R/gas ed il relativo Allegato A, come
successivamente modificato e integrato (di seguito: RQDG);
" la deliberazione dellAutorità 22 dicembre 2015,
646/2015/R/eel ed il relativo Allegato A, come successivamente
modificato e integrato (di seguito: TIQE);
" la deliberazione dellAutorità 23 dicembre 2015,
653/2015/R/eel ed il relativo Allegato A, come successivamente
modificato e integrato;
" la deliberazione dellAutorità 23 dicembre 2015,
654/2015/R/eel ed il relativo Allegato A, come successivamente
modificato e integrato (di seguito: TIT);
" la deliberazione dellAutorità 9 marzo 2017,
127/2017/R/eel;
" la determinazione del 18 febbraio 2016, 5/2016 del Direttore
della Direzione Infrastrutture, Unbundling e Certificazione;
" la lettera della Direzione Infrastrutture, Unbundling e
Certificazione, di istituzione del Tavolo di lavoro sulla
qualità della tensione (prot. 2153 del 24 gennaio 2012);
" la lettera della Direzione Infrastrutture, Unbundling e
Certificazione, di ripresa delle attività del Tavolo di
lavoro sulla qualità della tensione (prot. 37621 del 26
novembre 2013);
" i verbali delle riunioni del Tavolo di lavoro sulla
qualità della tensione, comprensivi di successivi
addendum;
" le specifiche tecnico-funzionali delle apparecchiature di
monitoraggio della qualità della tensione per le reti MT
(ed. 1 ottobre 2012), pubblicate nel sito internet
dellAutorità.
2
CONSIDERATO CHE:
" il Titolo 7, del TIQE, disciplina la regolazione delle
interruzioni prolungate o estese per il periodo 2016-2023; tale
regolazione prevede indennizzi automatici agli utenti (art. 53) in
caso di superamento degli standard relativi al tempo massimo di
ripristino dellalimentazione di energia elettrica (art. 51); in
sintesi, gli indennizzi automatici sono: - a carico delle imprese
distributrici e di Terna per interruzioni di loro
responsabilità o la cui durata eccede le 72 ore;
- a carico del Fondo Eventi Eccezionali (FEE), istituito presso la
Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA), per
interruzioni non di responsabilità delle imprese
distributrici e di Terna di durata inferiore a 72 ore o per
interruzioni dovute a sospensione o posticipazione delle operazioni
di ripristino per motivi di sicurezza;
" larticolo 53, del TIQE, prevede il pagamento degli indennizzi
automatici entro 60 giorni (elevati a 180 in caso di interruzioni
che interessano più di 2 milioni di utenti) dalla data di
accadimento delle interruzioni;
" per le interruzioni, che sono a carico del FEE, sulla base di
quanto disposto dallarticolo 56, del TIQE, le imprese possono fare
istanza allAutorità e alla CSEA per il reintegro delle somme
erogate agli utenti (indennizzi automatici), con facoltà per
lAutorità di pronunciarsi entro 30 giorni;
" in base al combinato delle tempistiche disciplinate dagli
articoli 53 e 56, del TIQE, le imprese tipicamente ricevono, dal
FEE, il rintegro delle somme solamente dopo aver corrisposto gli
indennizzi agli utenti;
" per tale motivo, in caso di interruzioni di lunga durata che
coinvolgono molti utenti, le imprese distributrici, in particolare
quelle di minore dimensione, possono esporsi ad oneri finanziari
eccessivi, se commisurati ai ricavi riconosciuti per
lattività di distribuzione;
" nel corso degli ultimi anni, si è registrato un notevole
aumento dellintensità e della frequenza di accadimento di
eventi meteorologici severi e di vasta estensione.
CONSIDERATO CHE:
" larticolo 100, del TIQE, disciplina il computo dei tempi di
esecuzione delle prestazioni soggette a livelli specifici e
generali di qualità commerciale del servizio di
distribuzione e misura dellenergia elettrica;
" a differenza dellRQDG, tale computo dei tempi non esclude in modo
esplicito il giorno di ricevimento della richiesta e il giorno
della festa patronale del Comune nel quale è ubicato il
punto di consegna cui si riferisce la richiesta.
3
CONSIDERATO CHE:
" il comma 72.1, del TIQE, prevede che, con successive
disposizioni, lAutorità disciplini le comunicazioni tra
imprese distributrici in materia di qualità della
tensione;
" tali comunicazioni sono funzionali alla comunicazione dei dati di
qualità della tensione agli utenti MT da parte delle imprese
distributrici sottese in MT;
" il TIQE prevede, al comma 71.1, che le imprese distributrici
trasmettano i dati di qualità della tensione agli utenti MT
entro il 30 giugno di ogni anno, congiuntamente ai dati di
continuità del servizio;
" in esito alle attività del Tavolo di lavoro sulla
qualità della tensione e considerata la complessità
di registrazione e analisi dei dati di qualità della
tensione, la data del 30 giugno non è adeguata per la
trasmissione agli utenti MT dei dati di qualità della
tensione da parte delle imprese distributrici;
" sempre in esito alle attività del Tavolo di lavoro sulla
qualità della tensione, sono emerse posizioni non omogenee
tra i gestori di rete in merito allottimizzazione del criterio
finalizzato alla determinazione dellorigine di alcune tipologie di
buchi di tensione.
RITENUTO CHE:
" sia opportuno prevedere che le imprese distributrici possano
richiedere, al FEE, lanticipo delle somme da corrispondere agli
utenti, nei casi in cui queste superino il 15% dei ricavi
riconosciuti annualmente per l'attività di
distribuzione;
" sia necessario prevedere che tale opportunità avvenga nel
rispetto dei seguenti criteri: - lerogazione degli indennizzi agli
utenti avvenga con la massima tempestività (prima
fatturazione utile successiva allottenimento dellanticipazione) e
sulla base della durata effettiva delle interruzioni;
- nel caso in cui la somma richiesta alla CSEA ecceda limporto
effettivo degli indennizzi, la restituzione alla CSEA di tale quota
eccedente, comprensiva degli interessi legali, avvenga entro e non
oltre 30 giorni dallerogazione degli indennizzi;
- decorsi i predetti 30 giorni, la mancata restituzione alla CSEA
della quota eccedente comporti lapplicazione degli interessi di
mora di cui al comma 48.4 del TIT;
" sia opportuno aggiornare il TIQE, anche per effetto dellaumento
dellintensità e della frequenza di accadimento di eventi
metereologici severi e di vasta estensione.
RITENUTO CHE:
" sia opportuno modificare larticolo 100, del TIQE, esplicitando
che, al fine del computo dei tempi di esecuzione delle prestazioni
soggette a livelli specifici e 4
generali di qualità commerciale del servizio di
distribuzione e misura dellenergia elettrica: a. non deve essere
conteggiato il giorno di ricevimento della richiesta;
b. il giorno della festa patronale del Comune nel quale è
ubicato il punto di consegna cui si riferisce la richiesta deve
essere considerato festivo.
RITENUTO CHE:
" sia opportuno fissare, al 31 luglio di ogni anno, la data entro
la quale le imprese distributrici comunichino i dati di
qualità della tensione alle imprese distributrici sottese in
MT;
" sia opportuno fissare, al 30 settembre di ogni anno, la data
entro la quale le imprese distributrici comunichino ai propri
utenti MT i dati di qualità della tensione;
" tali dati non debbano comprendere linformazione relativa
allorigine dei buchi di tensione
DELIBERA
1. di modificare il TIQE, come di seguito specificato: a) le parole
Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico sono sostituite dalle
parole Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali;
b) allarticolo 56 è aggiunto il comma 56.8 Qualora
lammontare dei rimborsi di cui al comma 56.4 sia superiore al 15%
dei ricavi riconosciuti per l'attività di distribuzione per
lanno precedente quello cui si riferiscono le interruzioni,
è facoltà dellimpresa distributrice richiedere al FEE
lanticipo di tale ammontare, in conformità a quanto disposto
ai commi 56.5, 56.6 e 56.7.;
c) allarticolo 56 è aggiunto il comma 56.9 Limpresa
distributrice che si avvale della facoltà di cui al comma
precedente: a) eroga i rimborsi agli utenti con la prima
fatturazione utile successiva allottenimento dellanticipo
nonché sulla base della durata effettiva delle
interruzioni;
b) restituisce alla Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali,
entro e non oltre 30 giorni dallerogazione dei rimborsi agli
utenti, la quota eccedente limporto effettivo dei rimborsi,
comprensiva degli interessi legali; decorsi i predetti 30 giorni,
la mancata restituzione alla Cassa per i Servizi Energetici e
Ambientali della predetta quota eccedente comporta lapplicazione
degli interessi di mora di cui al comma 48.4 dellAllegato A alla
deliberazione dellAutorità 23 dicembre 2015,
654/2015/R/eel.;
d) al comma 71.1 del TIQE: i. le parole Con la comunicazione di cui
al comma 17.1 sono sostituite dalle parole Entro il 30 settembre di
ciascun anno;
ii. sono eliminate le parole da in riferimento sino al termine del
comma;
5
e) il comma 72.1 del TIQE è sostituito dal comma 72.1 Entro
il 31 luglio di ciascun anno ogni impresa distributrice comunica
alle imprese distributrici sottese e connesse in media tensione, le
informazioni di cui al comma 65.1 relative alle semisbarre MT
alimentanti dette imprese distributrici sottese.;
f) allarticolo 100 è aggiunto il comma 100.10 Ai fini del
computo dei tempi di esecuzione delle prestazioni valgono
altresì le seguenti regole: a) non si tiene conto del giorno
di ricevimento della richiesta;
b) il giorno della festa patronale del Comune nel quale è
ubicato il punto di consegna si considera festivo.;
2. di dare mandato al Direttore della Direzione Infrastrutture
Energia e Unbundling per monitorare le iniziative dei gestori di
rete in merito allottimizzazione del criterio finalizzato alla
determinazione dellorigine di alcune tipologie di buchi di
tensione;
3. di pubblicare il presente provvedimento e il TIQE, come
risultanti dalle modifiche apportate, sul sito internet
dellAutorità www.autorita.energia.it.
14 dicembre 2017 IL PRESIDENTE Guido Bortoni
Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico - Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l’anno 2018 AEEGSI - Pubblicato 2017.12.15
Con il presente provvedimento vengono approvate le tariffe
obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e
commercializzazione del gas naturale, di cui allarticolo 40 della
RTDG, le opzioni tariffarie gas diversi, di cui allarticolo 65
della RTDG, e gli importi di perequazione bimestrale dacconto
relativi al servizio di distribuzione del gas naturale, di cui
allarticolo 45 della RTDG, per lanno 2018. Con il medesimo
provvedimento viene approvato lammontare massimo del riconoscimento
di maggiori oneri derivanti dalla presenza di canoni di
concessione, di cui allarticolo 59 della RTDG, per le imprese
distributrici che hanno presentato istanza e fornito idonea
documentazione.
Testo Allegato
1
DELIBERAZIONE 14 DICEMBRE 2017
859/2017/R/GAS
AGGIORNAMENTO DELLE TARIFFE PER I SERVIZI DI DISTRIBUZIONE E MISURA
DEL GAS,
PER LANNO 2018
LAUTORITÀ PER LENERGIA ELETTRICA IL GAS
E IL SISTEMA IDRICO
Nella riunione del 14 dicembre 2017
VISTI:
" la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio,
del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno
del gas naturale;
" la legge 14 novembre 1995, n. 481, come successivamente
modificata e integrata (di seguito: legge 481/95);
" il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, come
successivamente modificato e integrato;
" il decreto del Presidente della Repubblica 9 maggio 2001, n.
244;
" la legge 27 ottobre 2003, n. 290, come successivamente modificata
e integrata;
" la legge 23 agosto 2004, n. 239, come successivamente modificata
e integrata;
" il decreto-legge 1 ottobre 2007, n. 159, convertito in legge, con
modificazioni, dalla legge 29 novembre 2007, n. 222 (di seguito:
decreto-legge 159/07);
" la legge 23 luglio 2009, n. 99, come successivamente modificata e
integrata;
" il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, come successivamente
modificato e integrato;
" il decreto-legge 21 giugno 2013, n. 69, recante Disposizioni
urgenti per il rilancio dell'economia, come convertito, con
modificazioni, dalla legge 9 agosto 2013, n. 98 e come
successivamente modificato e integrato;
" il decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, come convertito, con
modificazioni, dalla legge 21 febbraio 2014, n. 9 e come
successivamente modificato e integrato;
" il decreto ministeriale 12 novembre 2011, n. 226, recante
Regolamento per i criteri di gara e per la valutazione dell'offerta
per l'affidamento del servizio della distribuzione del gas
naturale, in attuazione dell'articolo 46-bis del decreto-legge 1
ottobre 2007, n. 159, convertito in legge, con modificazioni, dalla
legge 29 novembre 2007, n. 222, come modificato con il decreto
ministeriale 20 maggio 2015, n. 206;
" la Parte II del Testo Unico delle disposizioni della regolazione
della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2009-2012 (TUDG),
recante Regolazione delle tariffe dei servizi di 2
distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione
2009-2012(RTDG 2009-2012), come modificata in ultimo con la
deliberazione dellAutorità per lenergia elettrica il gas e
il sistema idrico (di seguito: Autorità) 10 ottobre 2013,
447/2013/R/GAS (di seguito: RTDG 2009-2012);
" la deliberazione dellAutorità 24 luglio 2014,
367/2014/R/GAS (di seguito: deliberazione 367/2014/R/GAS);
" la Parte II del Testo Unico delle disposizioni della regolazione
della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (TUDG),
recante Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG
2014-2019), approvata con la deliberazione 367/2014/R/GAS, come
successivamente modificata e integrata;
" la deliberazione dellAutorità 4 settembre 2014,
437/2014/R/GAS (di seguito: deliberazione 437/2014/R/GAS);
" la deliberazione dellAutorità 2 dicembre 2015,
583/2015/R/COM, come successivamente modificata e integrata;
" la deliberazione dellAutorità 22 dicembre 2016,
774/2016/R/GAS (di seguito: deliberazione 774/2016/R/GAS);
" la deliberazione dellAutorità 22 dicembre 2016,
775/2016/R/GAS (di seguito: deliberazione 775/2016/R/GAS);
" la Parte II del Testo Unico delle disposizioni della regolazione
della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (TUDG),
recante Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG
2014-2019), in vigore dall1 gennaio 2017, approvata con la
deliberazione 775/2016/R/GAS (di seguito: RTDG);
" la deliberazione dellAutorità 18 aprile 2017,
252/2017/R/COM, come successivamente modificata e integrata (di
seguito: deliberazione 252/2017/R/COM);
" la deliberazione dellAutorità 14 dicembre 2017,
858/2017/R/GAS;
" il documento per la consultazione 16 novembre 2017,
759/2017/R/GAS (di seguito: documento per la consultazione
759/2017/R/GAS);
" la determinazione del Direttore della Direzione Infrastrutture
Energia e Unbundling dellAutorità 30 gennaio 2015, 3/2015.
CONSIDERATO CHE:
" larticolo 3, comma 1, della RTDG, prevede che lAutorità
definisca e pubblichi entro il 15 dicembre 2017 i seguenti valori
riferiti allanno 2018: × le tariffe obbligatorie e gli
importi di perequazione bimestrale dacconto per i servizi di
distribuzione e misura del gas naturale;
× le opzioni tariffarie per i servizi di distribuzione e
misura di gas diversi dal naturale (di seguito: opzioni tariffarie
gas diversi);
3
× le componenti a copertura dei costi operativi e dei costi
di capitale centralizzati della tariffa di riferimento TVD,
relative al servizio di distribuzione;
× le componenti a copertura dei costi operativi della tariffa
di riferimento TVM, relative al servizio di misura del gas
naturale;
× la tariffa di riferimento COT, relativa al servizio di
commercializzazione dei servizi di distribuzione e misura del gas
naturale;
" larticolo 4 della RTDG definisce i criteri per le decorrenza
delle rettifiche relative a dati patrimoniali e dati fisici ai fini
tariffari.
CONSIDERATO CHE:
" in relazione alla definizione delle tariffe obbligatorie per i
servizi di distribuzione e misura del gas naturale: ×
larticolo 40, comma 1, della RTDG, prevede che ciascuna impresa
distributrice applichi, alle attuali e potenziali controparti di
contratti aventi ad oggetto i servizi di distribuzione e misura del
gas naturale, una tariffa obbligatoria fissata dallAutorità
a copertura dei costi relativi ai servizi di distribuzione, misura
e commercializzazione;
× larticolo 40, comma 2, della RTDG prevede che le tariffe
obbligatorie siano differenziate per ambito tariffario, come
definito al successivo articolo 41 della medesima RTDG, e che
riflettano i costi del servizio in ciascuno di tali ambiti
tariffari;
× larticolo 40, comma 3, della RTDG, individua struttura e
componenti della tariffa obbligatoria;
× larticolo 40, comma 4, della RTDG, prevede che lelemento
Ä1(dis) della tariffa obbligatoria, espresso in euro per punto
di riconsegna, sia destinato alla copertura di quota parte dei
costi di capitale relativi al servizio di distribuzione;
× larticolo 40, comma 5, della RTDG, stabilisce che lelemento
)(3 dis fÄ della tariffa obbligatoria, espresso in centesimi
di euro per standard metro cubo, sia articolato per scaglioni
tariffari, secondo quanto riportato nella Tabella 6 della RTDG, e
sia destinato alla copertura dei costi operativi e della quota
parte dei costi di capitale relativi al servizio di distribuzione
che non trovano copertura dallapplicazione delle quote fisse di cui
allarticolo 40, comma 4, della medesima RTDG;
× larticolo 40, comma 7, della RTDG, prevede che lelemento
Ä1(mis) della tariffa obbligatoria, espresso in euro per punto
di riconsegna, sia destinato alla copertura dei costi operativi e
di capitale relativi al servizio di misura e sia differenziato per
ambito tariffario;
× larticolo 40, comma 8, della RTDG, stabilisce che lelemento
Ä1(cot) della tariffa obbligatoria, espresso in euro per punto
di riconsegna, sia destinato alla copertura dei costi del servizio
di commercializzazione e sia uguale in tutto il territorio
nazionale;
4
× larticolo 40, comma 9, della RTDG, stabilisce che, le
componenti Ä1(dis) e Ä1(mis) sono articolate nei seguenti
scaglioni: o classe di gruppo di misura inferiore o uguale a
G6;
o classe di gruppo di misura superiore a G6 e inferiore o uguale a
G40;
o classe di gruppo di misura superiore a G40;
× le componenti Ä1(mis) della tariffa obbligatoria di
cui al precedente alinea sono fissate in modo da riflettere il
costo medio dei gruppi di misura di ciascuna delle classi di cui al
punto precedente e le componenti Ä1(dis) sono determinate con
criteri analoghi a quelli utilizzati per larticolazione delle
componenti Ä1(mis);
" larticolo 45, della RTDG, fissa le regole per la determinazione
degli importi in acconto del meccanismo di perequazione dei ricavi
relativi al servizio di distribuzione del gas naturale;
" in relazione alla determinazione delle opzioni tariffarie gas
diversi: × larticolo 64, comma 3, della RTDG, stabilisce che
rientrano nellambito di applicazione della regolazione tariffaria
le reti canalizzate di gas diversi dal naturale gestite in
concessione che servano almeno 300 punti di riconsegna;
× larticolo 65, comma 2, della RTDG, prevede che, ai fini
della determinazione delle opzioni tariffarie gas diversi, la quota
parte del costo riconosciuto a copertura dei costi operativi
relativi alla gestione delle infrastrutture di rete sia calcolata
in base ai valori riportati nella Tabella 5 della RTDG;
× larticolo 65, comma 3, della RTDG, stabilisce che le
opzioni tariffarie gas diversi riflettano i costi del servizio,
come determinati dallAutorità, e siano differenziate per
ambito gas diversi;
× il medesimo articolo della RTDG, prevede che le opzioni
tariffarie gas diversi siano composte dalle componenti ot1, ot3 e
Ä1(mis);
× larticolo 66, comma 1, della RTDG, stabilisce che nel
periodo di avviamento, nelle singole località interessate,
limpresa distributrice applichi opzioni tariffarie gas diversi
liberamente determinate.
CONSIDERATO CHE:
" ai fini dellaggiornamento delle componenti a copertura dei costi
operativi e dei costi di capitale centralizzati della tariffa TVD
relativi al servizio di distribuzione, riportate nella Tabella 4 e
nella Tabella 5, della RTDG: × larticolo 47, della RTDG,
prevede che, ai fini dellaggiornamento annuale delle componenti ope
rdtdist ,,)( e ope gdtdist ,,)( a copertura dei costi operativi
relativi al servizio di distribuzione, si applichino: o il tasso di
variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei
prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati, rilevato
dallIstat;
o il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti, di
cui allarticolo 11, comma 1, della RTDG, per le vecchie gestioni
comunali o sovracomunali;
5
o il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti, di
cui allarticolo 19, della RTDG, per le gestioni dambito;
o il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamento del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
× larticolo 49, della RTDG, prevede che, ai fini
dellaggiornamento annuale della componente avvdist )( a copertura
dei costi operativi nelle località in avviamento, riportata
nella Tabella 5, della RTDG, si applichino: o il tasso di
variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi precedenti, dei
prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati, rilevato
dallIstat;
o il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamento del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
× larticolo 52, della RTDG, prevede che laggiornamento della
componente cap tcent )( a copertura dei costi di capitale
centralizzati, riportata nella Tabella 5, della RTDG, sia
effettuato in funzione del tasso di variazione medio annuo del
deflatore degli investimenti fissi lordi rilevato dallIstat,
riferito agli ultimi quattro trimestri disponibili sulla base del
calendario di pubblicazione dellIstat;
" i criteri di aggiornamento annuale delle componenti a copertura
dei costi di capitale della tariffa TVD, relativa al servizio di
distribuzione, e della tariffa TVM, relativa al servizio di misura,
sono disciplinati dagli articoli 53 e 54, della RTDG;
" in relazione allaggiornamento delle componenti a copertura dei
costi operativi della tariffa TVM, relativa al servizio di misura,
e della tariffa COT, relativa al servizio di commercializzazione,
riportate nella Tabella 5, della RTDG: × larticolo 50, della
RTDG, prevede che, ai fini dellaggiornamento annuale delle
componenti bopetinst ,)( , opetract )( e t(cot)t, a copertura dei
costi operativi dei servizi di misura e commercializzazione, si
applichino: o il tasso di variazione medio annuo, riferito ai
dodici mesi precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di
operai e impiegati, rilevato dallIstat;
o il tasso di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti, di
cui allarticolo 11, comma 2, della RTDG;
o il tasso di variazione collegato a modifiche dei costi
riconosciuti derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da
mutamento del quadro normativo e dalla variazione degli obblighi
relativi al servizio universale;
× larticolo 51, della RTDG, prevede che laggiornamento
annuale della quota parte della componente vopetinst ,)( a
copertura dei costi operativi di base, riportata nella Tabella 5,
della RTDG, sia effettuato applicando le regole previste
dallarticolo 50, della RTDG per la componente bopetinst ,)( e le
6
regole previste dallArticolo 15 in relazione alla maggiorazione
CVERunit,t, destinata alla copertura degli extra-costi connessi con
lestensione degli obblighi di verifica dei dispositivi di
conversione;
× in relazione alla revisione della componente CVERunit,t, il
punto 5 della deliberazione 775/2016/R/GAS ha previsto che siano
svolti approfondimenti, da concludersi entro il 30 novembre
2017;
× nel documento per la consultazione 759/2017/R/GAS sono
stati illustrati gli orientamenti dell'Autorità in relazione
alle modalità di copertura degli extra- costi connessi con
lestensione degli obblighi di verifica dei dispositivi di
conversione e, più in generale, dei costi relativi alle
verifiche metrologiche per i gruppi di misura di classe maggiore di
G6, per gli anni tariffe 2018 e 2019; in particolare,
lAutorità ha ipotizzato ladozione di soluzioni di
riconoscimento dei costi basate su logiche a consuntivo;
× con separato provvedimento, entro il 31 dicembre 2017,
lAutorità procederà a fissare le regole per la
copertura degli extra-costi connessi con lestensione degli obblighi
di verifica dei dispositivi di conversione e, più in
generale, dei costi relativi alle verifiche metrologiche per i
gruppi di misura di classe maggiore di G6, per gli anni tariffe
2018 e 2019;
" in relazione alla determinazione delle componenti t(tel)t e
t(con)t a copertura rispettivamente dei costi dei sistemi di
telelettura/telegestione e dei costi dei concentratori, il punto 2
della deliberazione 775/2016/R/GAS ha previsto che siano svolti
approfondimenti, da concludersi entro il 30 novembre 2017;
" nel documento per la consultazione 759/2017/R/GAS sono stati
illustrati gli orientamenti dell'Autorità in relazione alle
modalità di riconoscimento dei costi relativi ai sistemi di
telelettura/telegestione e dei costi dei concentratori, per gli
anni tariffe 2018 e 2019, ipotizzando ladozione di riconoscimenti
su base parametrica con una tariffa di riferimento differenziata in
funzione della dimensione delle imprese;
" in relazione allaggiornamento annuale delle opzioni tariffarie
gas diversi, larticolo 67, della RTDG, prevede che lAutorità
aggiorni annualmente le componenti ot1, ot3 e Ä1(mis) in
funzione dei tassi di variazione delle variabili che influenzano il
costo del servizio, determinati in coerenza con le regole previste
per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale;
" il tasso di variazione medio annuo, riferito ai dodici mesi
precedenti, dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e
impiegati, rilevato dallIstat è risultato pari a 0,58%;
" il tasso di variazione medio annuo del deflatore degli
investimenti fissi lordi rilevato dallIstat, riferito agli ultimi
quattro trimestri disponibili sulla base del calendario di
pubblicazione dellIstat è pari a 0%.
CONSIDERATO CHE:
" con la deliberazione 252/2017/R/COM, lAutorità ha adottato
disposizioni in materia di agevolazioni tariffarie e rateizzazione
dei pagamenti per le 7
popolazioni colpite dagli eventi sismici verificatisi nei giorni
del 24 agosto 2016 e successivi;
" in particolare, in relazione a utenti connessi a reti canalizzate
gestite in affidamento dagli enti locali da esercenti che svolgano
lattività di distribuzione, misura e vendita di altri gas a
mezzo di reti canalizzate come definita nel TIUC, larticolo 11,
comma 2, della deliberazione prevede modalità differenziate
di determinazione delle agevolazioni, distinguendo tra reti
canalizzate che rispettino i requisiti di cui allarticolo 64, comma
3, della RTDG e che quindi risultino soggette alla regolazione
tariffaria ex ante dellAutorità e altre reti;
" larticolo 20, comma 2, della deliberazione 252/2017/R/COM,
prevede che lAutorità, sulla base dellandamento dei punti
serviti dalle imprese distributrici, valuti se possano ricorrere le
condizioni per lattivazione di meccanismi di compensazione dei
ricavi per le imprese distributrici, conseguenti alla riduzione del
numero di punti serviti in conseguenza degli eventi sismici.
CONSIDERATO CHE:
" in data 17 novembre 2017, si è chiusa la raccolta dai dati
fisici, economici e patrimoniali necessari per determinare il costo
dei servizi di distribuzione e misura del gas per lanno 2018;
" in relazione ai servizi di distribuzione e misura di gas diversi
dal naturale, delle 74 imprese distributrici che hanno partecipato
alla raccolta: × 32 imprese distributrici hanno compilato e
trasmesso per via telematica in modo completo la modulistica
predisposta dalla Direzione Infrastrutture, Energia e Unbundling
dellAutorità;
× 34 imprese hanno dichiarato di servire, alla data del 31
dicembre 2016, in tutte le località gestite un numero di
punti di riconsegna inferiore a 300;
× 8 imprese non hanno trasmesso alcun dato;
" sulla base delle informazioni a disposizione della Direzione
Infrastrutture, Energia e Unbundling, dellAutorità, delle 8
imprese che non hanno trasmesso alcun dato: × le imprese
SERVIZI & IMPIANTI RETI GAS S.r.l. ID 3344, QUATTROPETROLI
S.p.a. ID 669, PA.LA.GAS. S.r.l. ID 781, LIGURIA GAS S.r.l. ID 1843
e LAMPOGAS EMILIANA S.r.l. ID 1183 risultano servire, negli anni
precedenti, località con un numero di punti di riconsegna
inferiore a 300;
× limpresa ISGASTRENTATRE ID 23895 risulta servire
località in avviamento;
× limpresa ULTRAGAS C.M. S.p.a. ID 793 risulta servire, negli
anni precedenti, un numero di punti di riconsegna superiore a 300
nella località TORRE ORSAIA (SA) - ID Località
5796;
× limpresa distributrice ESSENERGIA Sas ID 14505, per la
quale con deliberazione 437/2014/R/GAS sono state determinate le
opzioni tariffarie gas diversi e le condizioni economiche di
fornitura di gas di petrolio liquefatti per gli anni dal 2003 al
2013, non ha ad oggi reso disponibili 8
informazioni che consentano di stabilire se la medesima sia oggetto
degli obblighi previsti in materia tariffaria dalla RTDG;
" limpresa BRIONGAS S.r.l. ID 90, che svolge il servizio di
fornitura di gas diversi dal naturale in alcuni Comuni colpiti
dagli eventi sismici verificatisi nei giorni del 24 agosto 2016 e
successivi, ha comunicato di aver subito la perdita di numerosi
utenti per effetto di tali eventi sismici e risulta servire meno di
300 punti di riconsegna.
CONSIDERATO CHE:
" in relazione al riconoscimento dei maggiori oneri derivanti dalla
presenza di canoni di concessione: × larticolo 59, comma 2,
della RTDG, prevede che, qualora i Comuni concedenti abbiano
incrementato il canone delle concessioni di distribuzione ai sensi
di quanto previsto dallarticolo 46-bis, comma 4, del decreto-legge
159/07, le imprese distributrici interessate possano presentare
apposita istanza allAutorità per il riconoscimento dei
maggiori oneri derivanti per effetto di tali disposizioni;
× larticolo 59, comma 3, della RTDG, stabilisce che
condizioni necessarie perché lAutorità riconosca i
maggiori oneri di cui allarticolo 59, comma 2, della RTDG sono che
il Comune non abbia assegnato una nuova concessione successivamente
allentrata in vigore del decreto-legge 159/07 e che la concessione
sia scaduta;
× larticolo 59, comma 5, della RTDG, dispone che il
riconoscimento dei maggiori oneri di cui allarticolo 59, comma 2,
sia limitato al periodo che intercorre dalla data di efficacia
dellaumento del canone fino alla data in cui viene aggiudicata la
nuova gara;
× nel caso in cui il coefficiente GPi, di cui allarticolo 59,
comma 4, della RTDG assuma valore pari a 1, ovvero il valore di
04/170 ,,0807 icVRD cui al medesimo comma della RTDG sia pari a 0,
ovvero limpresa distributrice non abbia indicato lammontare massimo
dei maggiori oneri riconosciuti (COLc,i) allatto dellinvio dei dati
tariffari, il valore di COLc,i assume valore pari a zero;
× larticolo 59, comma 6, della RTDG, prevede che limpresa
distributrice possa istituire unapposita componente tariffaria a
copertura dei maggiori oneri di cui allarticolo 59, comma 2, della
RTDG, denominata canoni comunali, di cui è data separata
evidenza in bolletta;
× il medesimo articolo 59, comma 6, della RTDG, stabilisce
che il valore della componente tariffaria di cui al punto
precedente sia determinato dividendo lammontare massimo dei
maggiori oneri riconosciuti COLc,i per il numero di punti di
riconsegna atteso per lanno t, sulla base della miglior stima
disponibile;
9
× larticolo 59, comma 7, della RTDG, prevede che, nellistanza
di cui allarticolo 59, comma 2, della RTDG, limpresa distributrice
proponga per lapprovazione dellAutorità il valore della
componente COLc,i;
× come indicato nelle FAQ pubblicate in relazione alla RTDG
2009-2012, la documentazione prodotta deve dimostrare leffettiva
attivazione, da parte dei Comuni, dei meccanismi di tutela nei
confronti delle fasce deboli di utenti di cui al comma 4, articolo
46-bis del decreto-legge 159/07, con un impegno formalizzato,
scritto e pubblico, che non può limitarsi a una
documentazione da cui si evinca una mera indicazione dellintenzione
del Comune di attivare tali meccanismi di tutela;
× al fine di valutare lesistenza di un impegno formale dei
Comuni ad attivare, a fronte dellincremento dei canoni di
concessione, dei meccanismi di tutela nei confronti delle fasce
deboli di utenti, sono stati ritenuti idonei documenti prodotti
nella forma di delibere della giunta comunale o di altri organi
competenti, provvedimenti del sindaco e determinazioni
dirigenziali;
× la documentazione prodotta non è valutata
rispondente alle prescrizioni della RTDG nei seguenti casi: o
produzione di documentazione incompleta o nella forma di proposta
di deliberazione;
o produzione di deliberazioni sospese per effetto di successivi
provvedimenti;
o mancanza di un riferimento esplicito allattivazione di meccanismi
di tutela nei confronti delle fasce deboli di utenti nel deliberato
o nel determinato dei documenti prodotti o negli atti aggiuntivi
allegati;
o mancanza nella documentazione prodotta dellindicazione della
destinazione prioritaria dei fondi raccolti con lincremento dei
canoni allattivazione dei meccanismi di tutela o indicazione di
destinazioni alternative di tali fondi;
× 16 imprese distributrici hanno presentato, nellambito della
raccolta dati per la definizione delle tariffe 2018, nuova istanza
per lapplicazione della componente canoni comunali di cui
allarticolo 59, comma 6, della RTDG, con riferimento a 30
località, indicando gli elementi per il calcolo
dellammontare massimo del riconoscimento dei maggiori oneri
derivanti dalla presenza di canoni di concessione.
RITENUTO OPPORTUNO:
" procedere secondo quanto previsto dallarticolo 3, comma 1, della
RTDG e in coerenza con quanto indicato nei considerata, alla
definizione e alla pubblicazione dei valori, validi per lanno 2018,
relativi a: × tariffe obbligatorie e importi di perequazione
bimestrale dacconto per i servizi di distribuzione e misura del gas
naturale;
× opzioni tariffarie gas diversi;
× componenti a copertura dei costi operativi e dei costi di
capitale centralizzati della tariffa di riferimento TVD, relativa
al servizio di distribuzione;
10
× componenti a copertura dei costi operativi della tariffa di
riferimento TVM, relativa al servizio di misura del gas naturale,
ad eccezione della componente vope tinst ,)( , che eventualmente,
potrà essere fissata con il provvedimento
dellAutorità, la cui pubblicazione è prevista entro
il 31 dicembre 2017, che disciplinerà le modalità di
copertura dei costi relativi alle verifiche metrologiche per i
gruppi di misura di classe maggiore di G6, per gli anni tariffe
2018 e 2019;
× tariffa di riferimento COT, relativa al servizio di
commercializzazione dei servizi di distribuzione e misura del gas
naturale;
" in relazione alla determinazione delle tariffe obbligatorie per
il servizio di distribuzione del gas naturale: × tenere conto
delle rettifiche di dati patrimoniali e fisici, secondo le
decorrenze di cui allarticolo 4, della RTDG;
× in coerenza con lapproccio adottato per la determinazione
delle tariffe obbligatorie negli anni 2014-2017, al fine di
incrementare la stabilità delle tariffe, prevedere che i
volumi di gas rilevanti utilizzati nelle determinazioni delle quote
variabili delle tariffe obbligatorie a copertura dei costi del
servizio di distribuzione siano determinati come media mobile dei
dati relativi al gas distribuito nellultimo quadriennio
disponibile;
× nel dimensionamento della componente Ä1(mis) della
tariffa obbligatoria tenere conto di una stima degli oneri previsti
per la copertura dei costi relativi alle verifiche metrologiche e
dei costi dei sistemi di telelettura/telegestione e dei
concentratori, tenendo anche conto dei possibili scenari connessi
agli orientamenti espressi nel documento per la consultazione
759/2017/R/GAS;
" determinare le opzioni gas diversi secondo le disposizioni
dellarticolo 2, comma 6, della RTDG, che disciplinano il caso di
mancata comunicazione dei dati fisici relativi al numero di punti
di riconsegna serviti, con riferimento allimpresa ULTRAGAS C.M.
S.p.a. ID 793 per la regione Campania e allimpresa ESSENERGIA Sas
ID 14505 per la regione Lazio;
" prevedere che per limpresa BRIONGAS SRL ID 90, in via
provvisoria, siano confermate le opzioni tariffarie gas diversi
approvate per il 2017 con la deliberazione 774/2016/R/GAS, in
attesa che siano completati i necessari approfondimenti sulla
situazione delle reti di distribuzione di gas diversi dal naturale
in alcuni Comuni colpiti dagli eventi sismici verificatisi nei
giorni del 24 agosto 2016 e successivi, anche in relazione
allipotesi di attivazione di meccanismi di compensazione dei ricavi
per le imprese distributrici, conseguenti alla riduzione del numero
di punti serviti in conseguenza degli eventi sismici, prevista
dalla richiamata deliberazione 252/2017/R/COM.
11
RITENUTO OPPORTUNO:
" in relazione alle istanze per il riconoscimento dei maggiori
oneri derivanti dagli incrementi dei canoni di concessione ai sensi
di quanto previsto dal comma 4, articolo 46-bis, del decreto-legge
159/07: × procedere allapprovazione dellammontare massimo del
riconoscimento dei maggiori oneri COLc,i di cui allarticolo 59,
comma 4, della RTDG per le imprese distributrici che hanno fornito
gli elementi necessari per la valorizzazione di tale ammontare e
completa documentazione;
× prevedere che qualora ricorrano le condizioni previste
dallarticolo 59, comma 2, e dallarticolo 59, comma 3, della RTDG,
anche in relazione a quanto precisato nelle FAQ pubblicate, il
recupero di eventuali periodi pregressi debba essere effettuato nel
primo anno utile;
× escludere dal riconoscimento dei maggiori oneri COLc,i le
imprese distributrici che non forniscano idonea documentazione di
cui allarticolo 59, comma 3, lettera a), della RTDG o che non
forniscano gli elementi necessari per la valorizzazione
dellammontare massimo del riconoscimento dei maggiori oneri;
× in particolare, escludere dal riconoscimento di cui al
precedente punto le imprese che non dimostrino che le risorse
aggiuntive derivanti dallaumento del canone siano state destinate
dai Comuni allattivazione di meccanismi di tutela nei confronti
delle fasce deboli di utenti, poiché è solo questa la
destinazione prevista dalle disposizioni di legge che si riflette
favorevolmente sul sistema e può quindi configurare un costo
riconoscibile in tariffa, in linea con la finalità di cui
allarticolo 1 della legge 481/95;
× su queste basi, procedere al riconoscimento dellammontare
COLc,i con riferimento alle località riportate nella Tabella
4 dellAllegato A al presente provvedimento, in relazione alle quali
la documentazione allegata è risultata rispondente alle
prescrizioni della RTDG, valutando invece come non idonee le
istanze di riconoscimento con riferimento alle località di
cui alla Tabella 5 dellAllegato A al presente provvedimento, in
relazione alle quali dalla documentazione allegata non risulta
limpegno formale dei Comuni ad attivare, a fronte dellincremento
dei canoni di concessione, meccanismi di tutela nei confronti delle
fasce deboli di utenti o non sono stati forniti gli elementi
necessari per la valorizzazione dellammontare massimo del
riconoscimento dei maggiori oneri
12
DELIBERA
Articolo 1 Approvazione delle tariffe obbligatorie per i servizi di
distribuzione e misura del gas naturale di cui allarticolo 40 della
RTDG, per lanno 2018
1.1. Sono approvate le tariffe obbligatorie per i servizi di
distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale, di
cui allarticolo 40, della RTDG, per lanno 2018, come riportati
nella Tabella 1 dellAllegato A al presente provvedimento, di cui
forma parte integrante.
Articolo 2 Approvazione delle opzioni tariffarie gas diversi, per
lanno 2018
2.1 Sono approvate le opzioni tariffarie gas diversi, di cui
allarticolo 65, della RTDG, per lanno 2018, come riportate nella
Tabella 2 dellAllegato A al presente provvedimento, di cui forma
parte integrante.
2.2 Le opzioni tariffarie gas diversi relative allimpresa BRIONGAS
S.r.l. ID 90 riportate nella Tabella 2 dellAllegato A sono
approvate in via provvisoria.
Articolo 3 Determinazione degli importi di perequazione bimestrale
dacconto relativi al servizio di distribuzione del gas naturale,
per lanno 2018
3.1 Sono approvati gli importi di perequazione bimestrale dacconto
per lanno 2018 relativi al servizio di distribuzione del gas
naturale, di cui allarticolo 45, della RTDG, come riportati nella
Tabella 3 dellAllegato A al presente provvedimento, di cui forma
parte integrante.
Articolo 4 Aggiornamento di componenti a copertura dei costi di
capitale centralizzati e dei costi operativi delle tariffe TVD, TVM
e COT, per lanno 2018
4.1 La Tabella 4 e la Tabella 5, della RTDG, sono sostituite con la
Tabella 4 e la Tabella 5 riportate nellAllegato B al presente
provvedimento, di cui forma parte integrante.
13
Articolo 5 Approvazione dellammontare massimo del riconoscimento di
maggiori oneri COLc,i
5.1 E approvato lammontare massimo del riconoscimento di maggiori
oneri COLc,i, di cui allarticolo 59, della RTDG, per le
località riportate nella Tabella 4 dellAllegato A al
presente provvedimento, di cui forma parte integrante.
Articolo 6 Disposizioni finali
6.1 Il presente provvedimento è trasmesso alla Cassa per i
servizi energetici e ambientali.
6.2 Il presente provvedimento è pubblicato sul sito internet
dellAutorità www.autorita.energia.it.
14 dicembre 2017 IL PRESIDENTE Guido Bortoni
Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico - Rideterminazione di tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, per gli anni 2009-2016 AEEGSI - Pubblicato 2017.12.15
Con il presente provvedimento si procede alla rideterminazione
delle tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e
misura del gas per gli anni 2009-2016, sulla base di richieste di
rettifica di dati pervenute entro la data del 15 settembre
2017.
Testo Allegato
1
DELIBERAZIONE 14 DICEMBRE 2017
858/2017/R/GAS
RIDETERMINAZIONE DI TARIFFE DI RIFERIMENTO PER I SERVIZI DI
DISTRIBUZIONE E
MISURA DEL GAS, PER GLI ANNI 2009-2016
LAUTORITÀ PER LENERGIA ELETTRICA IL GAS
E IL SISTEMA IDRICO
Nella riunione del 14 dicembre 2017
VISTI:
" la direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio,
del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno
del gas naturale;
" la legge 14 novembre 1995, n. 481, come successivamente
modificata e integrata;
" il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, come
successivamente modificato e integrato;
" il decreto del Presidente della Repubblica 9 maggio 2001, n.
244;
" la legge 27 ottobre 2003, n. 290, come successivamente modificata
e integrata;
" la legge 23 agosto 2004, n. 239, come successivamente modificata
e integrata;
" la legge 23 luglio 2009, n. 99, come successivamente modificata e
integrata;
" il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, come successivamente
modificato e integrato;
" la Parte II, del Testo Unico delle disposizioni della regolazione
della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2009-2012 (TUDG),
recante Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2009-2012(RTDG
2009-2012), come modificata in ultimo con la deliberazione
dellAutorità per lenergia elettrica il gas e il sistema
idrico (di seguito: Autorità) 10 ottobre 2013,
447/2013/R/GAS;
" la deliberazione dellAutorità 24 luglio 2014,
367/2014/R/GAS (di seguito: deliberazione 367/2014/R/GAS);
" la Parte II, del Testo Unico delle disposizioni della regolazione
della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (TUDG),
recante Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG
2014-2019), approvata con la deliberazione 367/2014/R/GAS, come
successivamente modificata e integrata;
" la deliberazione dellAutorità 22 dicembre 2016,
775/2016/R/GAS (di seguito: deliberazione 775/2016/R/GAS);
2
" la Parte II, del Testo Unico delle disposizioni della regolazione
della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (TUDG),
recante Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e
misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG
2014-2019), approvata con la deliberazione 775/2016/R/GAS (di
seguito: RTDG);
" la deliberazione dellAutorità 28 aprile 2017,
145/2017/R/GAS (di seguito: deliberazione 145/2017/R/GAS);
" la deliberazione dellAutorità 6 aprile 2017,
220/2017/R/GAS;
" la determinazione del Direttore della Direzione Infrastrutture
Energia e Unbundling dellAutorità 30 gennaio 2015, 3/15 (di
seguito: determinazione 3/2015).
CONSIDERATO CHE:
" larticolo 4, comma 1, della RTDG prevede che: - le richieste di
rettifica di dati relativi a incrementi patrimoniali e contributi
possano essere presentate dalle imprese allAutorità in
ciascun anno del periodo regolatorio 2014-2019 nelle finestre 1
febbraio - 15 febbraio e 1 settembre - 15 settembre;
- tali richieste di rettifica siano trasmesse secondo le
modalità definite con Determina del Direttore della
Direzione Infrastrutture, Energia e Unbundling;
" in relazione agli effetti delle rettifiche: - larticolo 4, comma
2, della RTDG prevede che le istanze di rettifica di dati relativi
a incrementi patrimoniali e contributi, qualora comportino vantaggi
per il cliente finale, siano accettate con decorrenza dallanno
tariffario a cui è riferibile lerrore;
- larticolo 4, comma 3, della medesima RTDG prevede che le
richieste di rettifica, qualora comportino vantaggi per le imprese
distributrici, siano accettate con decorrenza dallanno tariffario
successivo a quello della richiesta di rettifica;
- larticolo 4, comma 4, della RTDG prevede che le richieste di
rettifica di dati fisici siano accettate per lanno tariffario a cui
è riferibile lerrore;
" secondo quanto disposto dallarticolo 4, comma 5, della RTDG, le
richieste di rettifica di dati, inoltrate allAutorità,
comportano lapplicazione di una indennità amministrativa a
carico dellimpresa distributrice che richiede la rettifica, pari
all1% della variazione del livello dei vincoli ai ricavi attesi
causato dalla rettifica medesima, con un minimo di 1.000 euro;
" con determinazione 3/2015 sono state indicate le modalità
e le tempistiche di invio ed elaborazione dei dati e delle
rettifiche, ai fini dellaggiornamento annuale delle tariffe e della
messa a disposizione dei dati tariffari alle stazioni
appaltanti.
3
CONSIDERATO CHE:
" sono state presentate, entro la data del 15 settembre 2017,
richieste di rettifica e integrazione di dati patrimoniali oggetto
di raccolte dati effettuate in anni precedenti il 2017, riferite a
località servite dalle imprese distributrici di seguito
elencate:
TABELLA A
IDAEEG DENOMINAZIONE IMPRESA DISTRIBUTRICE
47 SEI SERVIZI ENERGETICI INTEGRATI S.r.l. 318 AMALFITANA GAS
S.r.l. 378 ACAM GAS S.p.a.
380 EROGASMET S.p.a.
412 VENETA GAS S.pa. (istanza presentata da EROGASMET S.p.a.,
attuale gestore) 436 SEAB - SERVIZI ENERGIA AMBIENTE BOLZANO
S.p.a.
807 ITALGAS RETI S.p.a.
860 LD RETI S.r.l. 1338 LARIO RETI GAS S.r.l. 20103 CENTRIA S.r.l.
22668 2i Rete Gas S.p.a.
24121 Blu Reti Gas S.r.l. 25367 INRETE Distribuzione energia
S.p.a.
" sono state presentate, entro il 15 settembre 2017, istanze di
rettifica di dati fisici dalla società 573-PREALPI GAS
S.r.l., con riferimento alla località 4312- Gallarate e
allanno 2015, e dalla società 926-AcegasApsAmga S.p.a., con
riferimento alla località 310-Codroipo e allanno 2014;
" è stata presentata, entro la data del 15 settembre 2017,
istanza di determinazione tariffaria dufficio dallimpresa
distributrice 20103-CENTRIA S.r.l. con riferimento alle
località 5312-Terranuova Bracciolini e 6576-Terranuova
Bracciolini;
" sono state presentate, entro la data del 15 settembre 2017,
istanze di rideterminazione tariffaria connesse al reperimento di
documentazione contabile precedentemente non disponibile, riferite
a località servite dalle imprese distributrici di seguito
elencate:
TABELLA B
IDAEEG DENOMINAZIONE IMPRESA DISTRIBUTRICE
553 UNISERVIZI S.p.a.
682 GIGAS RETE S.r.l. 696 ENERCO DISTRIBUZIONE S.p.a.
791 TOSCANA ENERGIA S.p.a.
807 ITALGAS RETI S.p.a.
992 NOVARETI S.p.a.
4
1112 AS RETIGAS S.r.l. 3045 IRETI S.p.a.
20103 CENTRIA S.r.l. 24121 Blu Reti Gas S.r.l. 25367 INRETE
Distribuzione energia S.r.l.
CONSIDERATO CHE:
" con deliberazione 145/2017/R/GAS sono state determinate le
tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e
misura del gas naturale per lanno 2016, sulla base di quanto
disposto dallarticolo 3, comma 2, della RTDG;
" a seguito di alcune verifiche condotte dagli uffici della
Direzione Infrastrutture, Energia e Unbundling dellAutorità
sono emersi alcuni errori materiali nella deliberazione
145/2017/R/GAS per le località di seguito elencate:
TABELLA C
IDAEEG
DENOMINAZIONE
IMPRESA
DISTRIBUTRICE
ID LOCALITA DENOMINAZIONE LOCALITA
499 NEDGIA S.p.a. 10306 Vibonati sconfinamento di Sapri 499 NEDGIA
S.p.a. 10313 Isernia sconfinamento di Pettoranello del Molise 807
ITALGAS RETI S.p.a. 9546 FUSCALDO (CS) 22668 2I RETE GAS S.p.a.
10271 Carnate sconf da Ronco Briantino 22668 2I RETE GAS S.p.a.
10272 Origgio sconf. da Saronno 25367 INRETE DISTRIBUZIONE ENERGIA
S.p.a. 10231 BUDRIO (BO) Rotta Giardino, Guarda, via San Salvatore
RITENUTO CHE:
" in relazione alle rettifiche presentate nel mese di settembre
2017: - con riferimento alle richieste di rettifica di dati
patrimoniali presentate dalle imprese distributrici di cui alla
Tabella A: § in coerenza con quanto previsto dallarticolo 4,
comma 2, della RTDG, sia opportuno accettare, ai fini delle
rideterminazioni tariffarie per i servizi di distribuzione e misura
del gas per gli anni dal 2009 al 2016, le richieste di presentate
dalle imprese distributrici di cui alla seguente Tabella D, che
comportano vantaggi per i clienti finali:
TABELLA D
IDAEEG DENOMINAZIONE IMPRESA DISTRIBUTRICE
380 EROGASMET S.p.a.
412 VENETA GAS S.pa. (istanza presentata da EROGASMET S.p.a., 5
attuale gestore) 436 SEAB - SERVIZI ENERGIA AMBIENTE BOLZANO
S.p.a.
807 ITALGAS RETI S.p.a.
860 LD RETI S.r.l. 1338 LARIO RETI GAS S.r.l. 24121 Blu Reti Gas
S.r.l.
§ in coerenza con quanto previsto dallarticolo 4, comma 3,
della RTDG, sia opportuno prevedere che le istanze di rettifica e
integrazione di dati patrimoniali, per le imprese distributrici di
seguito elencate nella Tabella E, siano accettate in sede di
approvazione delle tariffe di riferimento definitive per lanno
2017, entro il termine del 28 febbraio 2018, sulla base di quanto
stabilito dallarticolo 3, comma 2, lettera b), della medesima RTDG
e secondo le disposizioni riportate nellAllegato A alla
determinazione 3/2015:
TABELLA E
IDAEEG DENOMINAZIONE IMPRESA DISTRIBUTRICE
47 SEI SERVIZI ENERGETICI INTEGRATI S.r.l. 860 LD RETI S.r.l. 25367
INRETE DISTRIBUZIONE ENERGIA S.p.a.
§ in coerenza con quanto previsto dallarticolo 4, comma 3,
della RTDG, sia opportuno prevedere che le istanze di rettifica e
integrazione di dati patrimoniali presentate a correzione di dati
tariffari relativi ad anni precedenti allanno 2015, per le imprese
distributrici di seguito elencate nella Tabella F, che comportano
vantaggi per limpresa distributrice, siano accettate in sede di
approvazione delle tariffe di riferimento definitive per lanno
2018, entro il termine del 28 febbraio 2019, sulla base di quanto
stabilito dallarticolo 3, comma 2, lettera b), della medesima RTDG:
TABELLA F
IDAEEG DENOMINAZIONE IMPRESA DISTRIBUTRICE
47 SEI SERVIZI ENERGETICI INTEGRATI S.r.l. 318 AMALFITANA GAS
S.r.l. 378 ACAM GAS S.p.a.
380 EROGASMET S.p.a.
412 VENETA GAS S.pa. (istanza presentata da EROGASMET S.p.a.,
attuale gestore) 436 SEAB - SERVIZI ENERGIA AMBIENTE BOLZANO
S.p.a.
807 ITALGAS RETI S.p.a.
860 LD RETI S.r.l. 1338 LARIO RETI GAS S.r.l. 6
20103 CENTRIA S.r.l. 22668 2i RETE GAS S.p.a.
- in relazione alle richieste di rettifica di dati fisici, in
coerenza con quanto previsto dallarticolo 4, comma 4, della RTDG,
secondo cui le richieste di rettifica di dati fisici sono accettate
per lanno tariffario a cui è riferibile lerrore: § sia
opportuno accettare, ai fini delle rideterminazioni tariffarie per
i servizi di distribuzione e misura del gas per gli anni dal 2009
al 2016, la richiesta di rettifica di dati fisici presentata dalla
società 926- AcegasApsAmga S.p.a., con riferimento alla
località 310-Codroipo per lanno 2014, con decorrenza dalle
tariffe dellanno 2016;
§ sia opportuno prevedere che la richieste di rettifica e
integrazione di dati fisici presentata dalla società
573-PREALPI GAS S.r.l., con riferimento alla località
4312-Gallarate per lanno 2015, sia accettata in sede di
approvazione delle tariffe di riferimento definitive per lanno
2017, entro il termine del 28 febbraio 2018, sulla base di quanto
stabilito dallarticolo 3, comma 2, lettera b), della medesima
RTDG;
- in relazione alle istanze di determinazione tariffaria dufficio:
§ sia opportuno prevedere che listanza presentata dallimpresa
distributrice 20103-CENTRIA S.r.l., con riferimento alle
località 5312-Terranuova Bracciolini e 6576-Terranuova
Bracciolini, sia processata in tempo utile per lapprovazione delle
tariffe di riferimento definitive per lanno 2017, entro il termine
del 28 febbraio 2018, secondo le disposizioni riportate
nellAllegato A alla determinazione 3/2015;
- in relazione alle istanze di rideterminazione tariffaria di cui
alla Tabella B: § sia opportuno prevedere che le medesime
istanze siano processate in tempo utile per lapprovazione delle
tariffe di riferimento definitive per lanno 2018 e che le
decorrenze delle rettifiche siano fissate in coerenza con quanto
previsto dallarticolo 4 della RTDG e secondo le disposizioni
riportate nellAllegato A alla determinazione 3/2015. - sia
necessario procedere alla rideterminazione delle tariffe di
riferimento per gli anni dal 2009 al 2016 in relazione alle
rettifiche di cui ai precedenti punti;
- in relazione alle rettifiche dei dati presentate e accolte nella
rideterminazione tariffaria di cui al presente provvedimento, sia
opportuno applicare lindennità amministrativa prevista
dallarticolo 4, comma 5, della RTDG.
7
RITENUTO OPPORTUNO:
" procedere alla correzione degli errori materiali riscontrati
nella deliberazione 145/2017/R/GAS in relazione alla tariffe di
riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura per
lanno 2016, per le località elencate nella Tabella C
DELIBERA
Articolo 1 Rideterminazione di tariffe di riferimento per i servizi
di distribuzione e misura del gas naturale per gli anni dal 2009 al
2016
1.1 Sono approvati i valori delle tariffe di riferimento per i
servizi di distribuzione e misura del gas naturale: " per lanno
2009 come riportati nella Tabella 1 allegata al presente
provvedimento, di cui forma parte integrante;
" per lanno 2010 come riportati nella Tabella 2 allegata al
presente provvedimento, di cui forma parte integrante;
" per lanno 2011 come riportati nella Tabella 3 allegata al
presente provvedimento, di cui forma parte integrante;
" per lanno 2012 come riportati nella Tabella 4 allegata al
presente provvedimento, di cui forma parte integrante;
" per lanno 2013 come riportati nella Tabella 5 allegata al
presente provvedimento, di cui forma parte integrante;
" per lanno 2014 come riportati nella Tabella 6 allegata al
presente provvedimento, di cui formano parte integrante;
" per lanno 2015 come riportati nella Tabella 7 allegata al
presente provvedimento, di cui formano parte integrante;
" per lanno 2016 come riportati nella Tabella 8 allegata al
presente provvedimento, di cui formano parte integrante.
Articolo 2 Indennità amministrativa
2.1 Lindennità amministrativa di cui allarticolo 4, comma 5,
della RTDG si applica alle imprese elencate nella Tabella 9
allegata al presente provvedimento, di cui forma parte
integrante.
8
Articolo 3 Disposizioni finali
3.1 Il presente provvedimento è trasmesso alla Cassa per i
servizi energetici e ambientali 3.2 Il presente provvedimento
è pubblicato sul sito internet dellAutorità
www.autorita.energia.it.
14 dicembre 2017 IL PRESIDENTE Guido Bortoni