AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 3 marzo 2006 | Edilone.it

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 3 marzo 2006

AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 3 marzo 2006 - Criteri per la determinazione delle tariffe per l'attivita' di stoccaggio e modifiche e integrazioni alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 21 giugno 2005, n. 119/05 e alla deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas 29 luglio 2005, n. 166/05. (Deliberazione n. 50/06). (GU n. 70 del 24-3-2006)

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

DELIBERAZIONE 3 marzo 2006

Criteri per la determinazione delle tariffe per l’attivita’ di
stoccaggio e modifiche e integrazioni alla deliberazione
dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas 21 giugno 2005, n.
119/05 e alla deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e
il gas 29 luglio 2005, n. 166/05. (Deliberazione n. 50/06).

Titolo I
DISPOSIZIONI GENERALI
L’AUTORITA’ PER L’ENERGIA
ELETTRICA E IL GAS
Nella riunione del 3 marzo 2006;
Visti:
la direttiva 2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
del 26 giugno 2003;
la legge 14 novembre 1995, n. 481;
la legge 27 ottobre 2003, n. 290;
la legge 23 agosto 2004, n. 239;
la legge 18 aprile 2005, n. 62;
il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164;
il decreto del Ministero delle attivita’ produttive 26 agosto
2005 (di seguito: decreto 26 agosto 2005);
deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas (di
seguito: l’Autorita) 22 aprile 1999, n. 52/99, come successivamente
modificata e integrata (di seguito: deliberazione n. 52/99);
la deliberazione dell’Autorita’ 21 dicembre 2001, n. 311/01;
la deliberazione dell’Autorita’ 27 febbraio 2002, n. 26/02;
la deliberazione dell’Autorita’ 26 marzo 2002, n. 49/02;
la deliberazione dell’Autorita’ 28 aprile 2005, n. 78/05;
la deliberazione dell’Autorita’ 21 giugno 2005, n. 119/05 (di
seguito: deliberazione n. 119/05);
la deliberazione dell’Autorita’ 29 luglio 2005, n. 166/05 (di
seguito: deliberazione n. 166/05);
la deliberazione dell’Autorita’ 28 settembre 2005, n. 203/05;
la deliberazione dell’Autorita’ 14 febbraio 2006, n. 29/06 (di
seguito: deliberazione n. 29/06);
la segnalazione dell’Autorita’ al Parlamento e al Governo in
materia di terzieta’ della rete nazionale, degli stoccaggi e di
sviluppo concorrenziale del mercato del gas naturale del 27 gennaio
2005;
il documento per la consultazione «Criteri per la determinazione
delle tariffe per l’attivita’ di stoccaggio di gas naturale per il
secondo periodo di regolazione» del 14 dicembre 2005 (di seguito:
documento per la consultazione 14 dicembre 2005);
la sintesi delle osservazioni pervenute al documento di
consultazione 14 dicembre 2005;
il documento per la consultazione «Criteri per la determinazione
delle tariffe per l’attivita’ di stoccaggio di gas naturale per il
secondo periodo di regolazione» del 22 febbraio 2006 (di seguito:
documento per la consultazione 22 febbraio 2006).
Considerato che:
nel documento per la consultazione 14 dicembre 2005, l’Autorita’
ha delineato l’impostazione generale della disciplina tariffaria per
il servizio di stoccaggio del gas naturale relativa al secondo
periodo di regolazione (1° aprile 2006 – 31 marzo 2010),
prospettando, tra l’altro, i seguenti interventi:
prevedere una tariffa unica nazionale, unitamente ad un sistema
di perequazione che garantisca il recupero dei ricavi riconosciuti ad
ogni impresa, al fine di promuovere il potenziamento e lo sviluppo
dei nuovi giacimenti e delle infrastrutture esistenti meno
efficienti;
definire modalita’ di calcolo dei costi riconosciuti coerenti
con quelle stabilite per il primo periodo di regolazione, prevedendo
che i costi operativi del terzo periodo di regolazione tengano conto
di un’equa ripartizione dei recuperi di efficienza;
ripartire i ricavi riconosciuti in una quota relativa ai
corrispettivi di impegno di capacita’ di stoccaggio (capacity), ed
una relativa ai corrispettivi applicati all’energia movimentata
(commodity), prevedendo per la prima un sistema di garanzia che
assicuri comunque la remunerazione del capitale investito e i
relativi ammortamenti;
incentivare gli investimenti per la realizzazione di nuove
capacita’ di spazio e di punta al fine di:
(a) incrementare la disponibilita’ di stoccaggio a copertura
della domanda per il sistema nazionale;
(b) sviluppare, in coerenza con l’evoluzione del mercato del
gas in Europa, un sistema di stoccaggio, sia fisico, sia virtuale, a
supporto di una funzione di hub del territorio italiano per il resto
del continente europeo;
completare l’articolazione tariffaria, introducendo un apposito
corrispettivo per il servizio di disponibilita’ di punta in fase di
iniezione al fine di:
(a) assicurare una migliore attribuzione dei costi del
servizio, in coerenza con l’effettiva modalita’ di svolgimento del
medesimo;
(b) favorire il riempimento degli stoccaggi a tutela delle
riserve per il sistema nella fase di erogazione;
conseguentemente, adeguare la disciplina delle condizioni di
accesso al servizio di stoccaggio, di cui alla deliberazione n.
119/05, prevedendo il conferimento di una capacita’ di punta di
iniezione e la revisione delle prestazioni di punta di erogazione
associate alle capacita’ di erogazione conferite;
limitare l’onere del servizio di stoccaggio strategico al
corrispettivo tariffario di capacita’ di spazio e al corrispettivo
tariffario di remunerazione del gas immobilizzato, nel caso di
disponibilita’ di gas offerta dall’impresa di stoccaggio, in quanto
la finalita’ di tale servizio di stoccaggio e’ garantire la
disponibilita’ di un volume di riserva di gas;
introdurre un corrispettivo unitario di capacita’ di trasporto
in fase di iniezione, nel punto di interconnessione virtuale con gli
stoccaggi, al fine di garantire una migliore allocazione dei costi di
trasporto;
anche alla luce delle osservazioni pervenute da parte dei
soggetti interessati, pubblicate in versione sintetica sul sito
internet dell’Autorita’, con il documento per la consultazione 22
febbraio 2006, l’Autorita’ ha approfondito ed integrato alcune
tematiche affrontate in termini generali nel primo documento,
evidenziando, tra l’altro, la necessita’ di:
individuare il soggetto responsabile delle attivita’ di
calcolo, strumentali alla determinazione della tariffa unica
nazionale;
introdurre nell’ambito della disciplina dei trattamenti
incentivanti per i nuovi investimenti, soglie minime di
ammissibilita’ a detti trattamenti nel caso di investimenti di
potenziamento e sviluppo di giacimenti in esercizio;
prevedere, ai fini della determinazione del capitale investito
in gas, il riferimento al valore riconosciuto nel primo periodo di
regolazione rivalutato con il deflatore degli investimenti fissi
lordi e, nel caso di nuove imprese di stoccaggio, l’utilizzo del
metodo del costo storico rivalutato;
privilegiare un’articolazione dei corrispettivi e delle
prestazioni del servizio di stoccaggio che stimoli un corretto
utilizzo delle disponibilita’ di stoccaggio da parte degli utenti e
contestualmente incentivi le imprese di stoccaggio a rendere
disponibili incrementi di capacita’ di punta di erogazione;
destinare i ricavi derivanti dall’applicazione dei
corrispettivi di bilanciamento e per la reintegrazione degli
stoccaggi alla copertura dei ricavi addizionali riconosciuti a fronte
dei nuovi investimenti;
avvalersi della Cassa conguaglio per il settore elettrico (di
seguito: Cassa) ai fini della gestione del sistema di perequazione e
prevedere un meccanismo che garantisca il recupero dei ricavi di
competenza dell’impresa;
le osservazioni pervenute in merito al secondo documento per la
consultazione hanno evidenziato:
una sostanziale condivisione da parte degli operatori del
sistema circa l’impostazione complessiva dell’intervento prospettato;
la necessita’, manifestata da alcuni soggetti, che la tariffa
costituisca un segnale di prezzo, funzionale ad evidenziare
l’effettivo livello di scarsita’ del sistema rispetto alla domanda,
con la conseguente esigenza di prevedere tariffe differenziate per
imprese di stoccaggio ovvero per giacimenti;
l’esigenza di ridurre il valore delle soglie minime di
ammissibilita’ ai trattamenti incentivanti per i nuovi investimenti
di potenziamento e sviluppo di giacimenti in esercizio;
l’opportunita’ di attribuire all’Autorita’ il compito di
calcolare le componenti della tariffa unica nazionale;
la necessita’ di incentivare i nuovi investimenti in misura
maggiore rispetto a quanto prospettato;
Considerato inoltre che:
con la deliberazione n. 29/06 l’Autorita’ ha prorogato al 17
marzo 2006 il termine di cui all’art. 9, comma 1, della deliberazione
dell’Autorita’ n. 119/05 per il conferimento delle capacita’ di
stoccaggio per l’anno termico 2006/2007 e ha contestualmente posposto
di 20 (venti) giorni il termine previsto dalle procedure operative
delle imprese di stoccaggio per la presentazione delle richieste di
capacita’;
Ritenuto che:
alla luce dell’attuale assenza di concorrenza nel mercato dei
servizi di stoccaggio, caratterizzato dalla presenza di un’impresa
che gestisce circa il 98% delle capacita’, nonche’ in ragione
dell’attuale carenza di offerta del servizio medesimo, la previsione
di tariffe differenziate per imprese o per giacimenti non sia idonea
ne’ a stimolare il potenziamento e lo sviluppo dei nuovi giacimenti e
delle infrastrutture esistenti meno efficienti, ne’ a favorire lo
sviluppo della domanda di servizi di stoccaggio, anche diversi dai
servizi di modulazione, minerario e strategico; e che sia pertanto
necessario prevedere una tariffa di stoccaggio unica nazionale,
unitamente ad un sistema di perequazione che garantisca il recupero
dei ricavi spettanti ad ogni impresa;
Ritenuto che sia altresi’ necessario:
introdurre un sistema di garanzia che assicuri a ciascuna impresa
di stoccaggio la remunerazione del capitale investito ed i relativi
ammortamenti, indipendentemente dalle quantita’ di capacita’ dalla
stessa effettivamente conferite;
prevedere la valorizzazione del gas con riferimento al metodo del
costo storico originario d’acquisizione opportunamente rivalutato,
facendo salvo il valore del gas riconosciuto nel primo periodo di
regolazione al fine di garantire continuita’ dei livelli di
remunerazione riconosciuti;
confermare le categorie di cespiti e la durata convenzionale
indicata nei documenti di consultazione 14 dicembre 2005 e 22
febbraio 2006 al fine di uniformare il trattamento agli altri servizi
regolati e di meglio allocare i costi relativi alle diverse
categorie;
determinare i costi operativi riconosciuti con riferimento alle
spese ricorrenti effettivamente sostenute nell’esercizio 2005, al
netto degli oneri relativi ai consumi tecnici delle centrali di
compressione e trattamento, allocati direttamente agli utenti del
sistema dello stoccaggio; e che sia inoltre necessario prevedere
l’applicazione, per la determinazione dei costi operativi
riconosciuti, del criterio del profit sharing, nel terzo periodo di
regolazione;
incentivare i nuovi investimenti mediante il riconoscimento di un
incremento del tasso di remunerazione rispetto a quello riconosciuto
sul capitale esistente al termine dell’esercizio, e per una durata
superiore al periodo di regolazione in funzione delle diverse
tipologie di investimento;
riconoscere un incremento del tasso di remunerazione per gli
investimenti destinati alla realizzazione di impianti di peak
shaving, volti ad aumentare la flessibilita’ del sistema e le
prestazioni in termini di disponibilita’ di punta;
applicare il recupero di produttivita’ alle sole componenti del
vincolo relative ai costi di gestione e alla quota ammortamento,
analogamente a quanto previsto dalla legge n. 290/03, sottoponendo la
quota parte dei ricavi garantiti riconducibili alla remunerazione del
capitale investito netto ad un aggiornamento mediante ricalcolo
annuale del costo storico rivalutato del capitale investito netto;
differenziare i corrispettivi nelle fasi di iniezione ed
erogazione, al fine di stimolare un corretto utilizzo delle
disponibilita’ di stoccaggio da parte degli utenti, nonche’ di
preservare le prestazioni del sistema al termine di dette fasi;
rivedere la disciplina di ripartizione dei ricavi derivanti
dall’applicazione dei corrispettivi di bilanciamento, al fine di
destinare parte di essi alla copertura dei ricavi addizionali
riconosciuti per i nuovi investimenti, con la conseguente riduzione
delle variazioni tariffarie in ragione d’anno;
avvalersi della Cassa ai fini dell’applicazione del sistema di
perequazione;
introdurre, a copertura degli eventuali squilibri del sistema di
perequazione, un corrispettivo variabile addizionale applicato
all’energia movimentata;
modificare la deliberazione n. 119/05, prevedendo il conferimento
di una capacita’ di punta di iniezione e la revisione delle
prestazioni di punta di erogazione associate alle capacita’ di
erogazione conferite nonche’, tenuto conto della funzionalita’ delle
prestazioni di punta all’erogazione del gas, rimuovere la previsione
del conferimento di capacita’ di erogazione per il servizio di
stoccaggio strategico, mantenendo al contempo agli utenti di tale
servizio il medesimo trattamento riconosciuto nel precedente periodo
di regolazione, nel caso di ricorso allo strategico;
modificare la deliberazione n. 166/05, introducendo un
corrispettivo unitario di exit nel punto di interconnessione virtuale
con gli stoccaggi, cui siano attribuiti i costi di trasporto relativi
alla fase di iniezione;
Ritenuto che sia altresi’ opportuno:
al fine di consentire agli utenti del servizio di stoccaggio di
disporre di un congruo tempo per la formulazione delle proprie
richieste di capacita’ di stoccaggio per l’anno termico 2006/2007,
anche alla luce del nuovo assetto tariffario delineato con il
presente provvedimento, differire di ulteriori 7 (sette) giorni le
proroghe stabilite dalla deliberazione n. 29/06 dei termini per il
conferimento delle capacita’ di stoccaggio e per la presentazione
delle richieste di capacita’;
Delibera:
Art. 1.
Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento si applicano le definizioni
dell’art. 2 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (di
seguito: decreto legislativo n. 164/00), le definizioni di cui alla
deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas 21
giugno 2005, n. 119/05 (di seguito deliberazione n. 119/05), e le
seguenti definizioni:
a) Cassa e’ la Cassa conguaglio per il settore elettrico;
b) costi di chiusura mineraria sono i costi di smantellamento,
dismissione e chiusura degli impianti;
c) nuovi giacimenti sono i giacimenti di stoccaggio con
concessioni gia’ assegnate ma non in esercizio alla data di entrata
in vigore del presente provvedimento o livelli di giacimenti non in
esercizio, relativi a concessioni gia’ assegnate e in esercizio
ovvero giacimenti o livelli con concessioni assegnate successivamente
all’entrata in vigore del presente provvedimento;
d) operazioni all’interno del medesimo gruppo societario sono le
operazioni con le societa’ o con i soggetti controllanti, controllati
o collegati come definiti dall’ordinamento giuridico e con le
societa’ sottoposte al controllo dei medesimi soggetti controllanti;
e) peak shaving e’ costituito da un impianto di liquefazione del
gas naturale, da un impianto di stoccaggio di gas naturale liquefatto
e da un impianto di rigassificazione;
f) periodo di regolazione e’ il periodo intercorrente tra il 1°
aprile 2006 e il 31 marzo 2010;
g) pseudo-working gas e’ il quantitativo di gas, quota parte del
working gas, presente nei giacimenti di stoccaggio producibile in
tempi piu’ lunghi rispetto a quelli necessari al mercato ed
essenziale per assicurare le prestazioni di punta che possono essere
richieste dalla variabilita’ della domanda in termini giornalieri ed
orari;
h) RS e’ il ricavo di riferimento per l’attivita’ di stoccaggio;
i) RS^E e’ la quota parte dei ricavi attribuita ai corrispettivi
variabili di iniezione ed erogazione, costituita dai costi operativi
riconosciuti;
j) RS^C e’ la quota parte dei ricavi relativa al servizio di
stoccaggio, attribuita alla capacita’ di stoccaggio ed e’ data dalla
somma delle componenti RS^C «capitale», RS^C «amm»;
k) RS^C «capitale» e’ la quota di ricavo dello stoccaggio
riconducibile al capitale investito riconosciuto;
l) RS^C «amm» e’ la quota di ricavo dello stoccaggio
riconducibile alla quota ammortamento riconosciuta;
m) RSNI e’ la componente di ricavo addizionale relativa ai nuovi
investimenti.

Art. 2.
Ambito di applicazione
2.1 Il presente provvedimento si applica, per il periodo di
regolazione, alle imprese di stoccaggio.
2.2 La tariffa per il servizio di stoccaggio di gas naturale (di
seguito: tariffa di stoccaggio) determinata, sulla base dei criteri
fissati nel presente provvedimento e’ da intendersi come tariffa
massima. Le imprese di stoccaggio applicano le tariffe assicurando
trasparenza e non discriminazione tra utenti.

Titolo II
DETERMINAZIONE DEI RICAVIDELL’ATTIVITA’ DI STOCCAGGIO
Art. 3.
Ricavi di riferimento
3.1 Ai fini della determinazione delle tariffe di cui all’art. 6 e
seguenti, ciascuna impresa di stoccaggio che, alla data di entrata in
vigore del presente provvedimento, svolge l’attivita’ di stoccaggio
in giacimenti attivi, calcola il ricavo di riferimento per la
formulazione dei corrispettivi unitari di cui all’art. 6 per l’anno
termico 2006-2007, secondo le modalita’ definite nei commi
successivi.
3.2 Il ricavo di riferimento RS viene calcolato per ciascuna
impresa sommando le seguenti componenti:
a) costo riconosciuto del capitale investito netto, pari al 7,1
per cento reale pre tasse, riferito al capitale investito netto
calcolato ai sensi del comma 3.3;
b) ammortamenti economico-tecnici calcolati in relazione alle
caratteristiche dei cespiti necessari ai sensi del comma 3.5;
c) costi operativi riconosciuti calcolati ai sensi dei commi 3.6
e 3.7.
3.3 Il capitale investito netto e’ pari alla somma dell’attivo
immobilizzato netto calcolato ai sensi del comma 3.4 e del capitale
circolante netto, pari all’1 per cento dell’attivo immobilizzato
netto.
3.4 Ai fini della determinazione del valore dell’attivo
immobilizzato netto l’impresa che alla data di entrata in vigore del
presente provvedimento svolge il servizio di stoccaggio:
a) individua gli incrementi patrimoniali annuali, relativi alle
immobilizzazioni dei giacimenti attivi realizzate a partire dall’anno
1950 e presenti in bilancio al 31 dicembre 2005, raggruppate nelle
categorie di cui alla tabella 1, per i quali il fondo ammortamento
economico-tecnico, calcolato ai sensi della lettera d), non abbia
gia’ coperto il valore lordo degli stessi, escludendo gli interessi
passivi in corso d’opera non determinati in sede di bilancio ed
eventuali rivalutazioni o svalutazioni;
b) rivaluta i costi storici degli incrementi di cui alla
precedente lettera a) in base al deflatore degli investimenti fissi
lordi; nella tabella 2 e’ riportato il deflatore degli investimenti
fissi lordi per il calcolo dei ricavi di riferimento per l’anno
termico 2006-2007;
c) calcola l’attivo immobilizzato lordo delle singole categorie
di cespiti come somma dei valori risultanti dalle rivalutazioni di
cui alla precedente lettera b);
d) determina il fondo di ammortamento economico-tecnico derivante
dalla somma dei prodotti degli incrementi patrimoniali di cui alla
precedente lettera b) per le rispettive percentuali di degrado, come
definite nella lettera seguente;
e) le percentuali di degrado (PD) sono calcolate con la seguente
formula:

(t-1)-AIP
PD=———- x 100;
DC

dove (t-1) e’ l’anno precedente quello della presentazione delle
proposte tariffarie, ovvero il 2005 per il calcolo dei ricavi di
riferimento per l’anno termico 2006-2007, AIP e’ l’anno
dell’incremento patrimoniale e DC e’ la durata convenzionale
tariffaria delle infrastrutture, per le singole categorie di cespiti,
individuata nella tabella 1, salvo per i fabbricati, le centrali di
trattamento e i sistemi di misura iscritti a bilancio fino all’anno
2005, per i quali si utilizza una durata convenzionale
rispettivamente pari a 50, 20 e 10 anni; i terreni e il gas naturale
di proprieta’ dell’impresa di stoccaggio presente nei giacimenti
attivi, non sono oggetto di ammortamento;
f) calcola in relazione ai contributi a fondo perduto per lo
sviluppo delle infrastrutture finalizzate all’attivita’ di stoccaggio
versati da pubbliche amministrazioni, il valore dei contributi
ricevuti in ciascun anno rivalutato in base al deflatore degli
investimenti fissi lordi, al netto della quota gia’ degradata,
calcolata come somma dei prodotti dei contributi rivalutati per le
rispettive percentuali di degrado, come definite alla lettera e);
g) individua il valore del gas naturale di proprieta’
dell’impresa di stoccaggio presente nei giacimenti attivi al 31
dicembre 2005, economicamente estraibile con le infrastrutture
esistenti, al netto del volume di gas la cui estrazione non risulta
possibile per motivi tecnico-minerari o in base a disposizioni
emanate dal Ministero delle attivita’ produttive, o in forza di
vincoli ambientali o territoriali;
h) il valore del gas naturale di cui alla lettera g) e’ pari al
costo storico rivalutato del gas determinato considerando, per ogni
anno di acquisizione, il costo originario di acquisizione. Ove nel
primo periodo di regolazione sia stato riconosciuto ai fini tariffari
un valore calcolato con metodologie difformi dal costo storico
rivalutato, il valore del gas naturale e’ assunto pari a quello del
primo periodo, rivalutato come alla precedente lettera b);
i) calcola l’attivo immobilizzato netto detraendo dal valore
dell’attivo immobilizzato lordo di cui alla lettera c) il fondo di
ammortamento economico-tecnico di cui alla lettera d) e la somma dei
contributi di cui alla lettera f) e sommando il valore del gas di cui
alla lettera g).
3.5 Ai fini della determinazione degli ammortamenti
economico-tecnici riconosciuti annualmente ai fini tariffari,
ciascuna impresa:
a) calcola la somma dell’attivo immobilizzato lordo, delle
singole categorie di cespiti, di cui al precedente comma 3.4, lettera
c);
b) calcola gli ammortamenti annui dividendo la somma di cui alla
lettera a), al netto degli incrementi patrimoniali relativi alle
immobilizzazioni in corso presenti nel bilancio al 31 dicembre 2005,
per ogni categoria, per la durata convenzionale riportata nella
tabella 1;
c) somma gli ammortamenti annui di cui alla precedente lettera
b), relativi alle diverse categorie.
3.6 I costi operativi, CO «2005», comprendono tutte le spese
ricorrenti, operative e di carattere generale, attribuibili
all’attivita’ di stoccaggio svolta in giacimenti attivi,
effettivamente sostenute nell’esercizio 2005 dall’impresa di
stoccaggio e risultanti dai bilanci sottoposti a revisione contabile,
al netto degli oneri relativi ai consumi tecnici necessari per
l’espletamento delle fasi di iniezione e di erogazione, degli oneri
attribuibili ai ricavi compensativi e alle attivita’ capitalizzate. I
costi operativi, proposti dalle imprese e sottoposti a verifica
dell’Autorita’, comprendono:
a) il costo del personale;
b) i costi sostenuti per acquisti di materiali di consumo;
c) i costi per servizi e prestazioni esterne;
d) i costi per chiusure minerarie;
e) altri accantonamenti diversi dagli ammortamenti, purche’ non
operati esclusivamente in applicazione di norme tributarie o su base
straordinaria.
3.7 Ai fini della determinazione dei costi operativi di cui al
comma 3.6, l’impresa fornisce evidenza del metodo utilizzato per il
calcolo del valore dei costi ricorrenti per chiusure minerarie e non
considera neppure attraverso l’attribuzione di quote di costi dei
servizi comuni e delle funzioni operative condivise, gli oneri
finanziari, le rettifiche di valori di attivita’ finanziarie e gli
oneri straordinari.
3.8 Ciascuna impresa di stoccaggio suddivide i propri ricavi
complessivi di riferimento RS nelle seguenti quote di ricavo:
RS^S e’ la quota parte dei ricavi attribuita al corrispettivo di
spazio di stoccaggio, costituita dalla remunerazione del capitale in
cushion gas immobilizzato e dai costi di capitale (remunerazione del
capitale e quota ammortamento) relativi alle categorie di cespiti:
terreni, fabbricati, altre immobilizzazioni e, al 25% del valore
relativo, pozzi;
RS^«PE» e’ la quota parte dei ricavi attribuita al corrispettivo
di capacita’ di erogazione, costituita dalla remunerazione del
capitale in pseudo-working gas immobilizzato e dai costi di capitale
(remunerazione del capitale e quota ammortamento) relativi alle
categorie di cespiti: centrali di trattamento e, al 50% del valore
relativo, pozzi, condotte e sistemi di misura;
RS^«PI» e’ la quota parte dei ricavi attribuita al corrispettivo
di capacita’ di iniezione, costituita dai costi di capitale
(remunerazione del capitale e quota ammortamento) relativi alle
categorie di cespiti: centrali di compressione; al 50% del valore
relativo, condotte e sistemi di misura; al 25% del valore relativo,
pozzi;
RS^D e’ la quota parte dei ricavi attribuita al corrispettivo per
la messa a disposizione del gas detenuto da parte dell’impresa di
stoccaggio ai fini del servizio di stoccaggio strategico e risultante
dal bilancio, costituita dalla remunerazione del capitale del
relativo gas;
RS^E e’ la quota parte dei ricavi attribuita ai corrispettivi
variabili di iniezione ed erogazione, costituita dai costi operativi
riconosciuti.
3.9 Le quote di ricavo di riferimento RS^S, RS^«PE», RS^«PI» e RS^D
costituiscono la componente di ricavo attribuita alla capacita’ di
stoccaggio RS^C, articolata nelle seguenti componenti:
a) RS^C «capitale» pari al costo riconosciuto del capitale
investito netto, calcolato ai sensi del comma 3.3;
b) RS^C «amm» pari alla quota ammortamento riconosciuta,
calcolata ai sensi del comma 3.5.

Art. 4.
Ricavi relativi a nuovi investimenti
4.1 Il riconoscimento dei nuovi investimenti avviene in
applicazione delle disposizioni di cui ai commi seguenti e a
condizione che detti investimenti siano compatibili con l’efficienza
e la sicurezza del sistema e realizzati secondo criteri di
economicita’.
4.2 Entro il 1° febbraio di ciascun anno, e ogni volta che sia
necessario apportare significativi aggiornamenti, le imprese di
stoccaggio comunicano all’Autorita’ e al Ministero delle attivita’
produttive:
a) gli investimenti programmati per il quadriennio successivo,
distinti per le tipologie di investimento individuate al comma 4.5,
con le seguenti indicazioni:
descrizione dettagliata degli interventi previsti per il
potenziamento delle capacita’ di stoccaggio, per ciascun giacimento
di stoccaggio e il relativo costo di investimento distinto per
categoria di cespite;
incrementi di capacita’ di stoccaggio associata agli
interventi, in termini di working gas e capacita’ di iniezione e/o di
erogazione per ciascun intervento di cui al precedente alinea;
tempi previsti per lo sviluppo di ciascun intervento, con
distinzione dei tempi tecnici per la realizzazione delle opere e dei
tempi stimati per l’ottenimento delle autorizzazioni;
b) gli investimenti effettuati nel corso dell’esercizio
precedente, con indicazione dei dettagli di cui alla precedente
lettera a);
c) le dismissioni effettuate nel corso dell’esercizio precedente
e le dismissioni programmate, con illustrazione dei motivi e della
valutazione dei cespiti interessati dalle dismissioni, distinti per
categoria e articolati come attivo immobilizzato lordo ai sensi
dell’art. 3, comma 4, lettera c) e come fondo di ammortamento
economico-tecnico ai sensi dell’art. 3, comma 4, lettera d).
4.3 Gli investimenti programmati, comunicati annualmente ai sensi
del comma 4.2, devono risultare coerenti con le istanze di modifica
al programma lavori e di autorizzazione all’ampliamento della
capacita’ di stoccaggio di cui agli articoli 7 e 8 del decreto 26
agosto 2005.
4.4 Dall’anno termico 2007-2008, con riferimento agli investimenti
di cui al comma 4.2 lettera b), realizzati nell’anno precedente e
riportati sui bilanci o sui preconsuntivi dei bilanci sottoposti a
revisione contabile, le imprese di stoccaggio calcolano, ogni anno,
una componente di ricavo addizionale RSNI t come segue:

—-> Vedere formula a pag. 69 Vedere formula a
pag. 71 Vedere formula a pag. 73 Vedere formula a pag. 73
Vedere formula a pag. 74 Vedere formula a pag. 74 Vedere formula
a pag. 74 Vedere formula a pag. 74

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS – DELIBERAZIONE 3 marzo 2006

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