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MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO – DECRETO 2 agosto 2010

MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO - DECRETO 2 agosto 2010 - Criteri e parametri per il calcolo del corrispettivo da riconoscere agli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da combustibili fossili per la risoluzione anticipata della convenzione CIP 6 in essere. (10A12576) - (GU n. 248 del 22-10-2010 )

MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO

DECRETO 2 agosto 2010

Criteri e parametri per il calcolo del corrispettivo da riconoscere
agli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da
combustibili fossili per la risoluzione anticipata della convenzione
CIP 6 in essere. (10A12576)

IL MINISTRO
DELLO SVILUPPO ECONOMICO

Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 9, ed in particolare l’art. 22,
comma 5, secondo cui, nell’ambito del regime giuridico degli impianti
di produzione di energia elettrica a mezzo di fonte rinnovabile,
vengono stabiliti criteri e termini per la definizione e
l’aggiornamento da parte del Comitato interministeriale prezzi (di
seguito: CIP) dei prezzi di ritiro dell’energia prodotta da fonti
rinnovabili e assimilate;
Visto il provvedimento del CIP 29 aprile 1992, n. 6, come
modificato e integrato dal decreto del Ministro dell’industria, del
commercio e dell’artigianato 4 agosto 1994 (di seguito: provvedimento
Cip 6/92) e la relativa relazione di accompagnamento;
Visto il decreto del Ministro dell’industria, del commercio e
dell’artigianato 4 agosto 1994, che introduce modifiche e
integrazioni al provvedimento CIP n. 6/1992 in materia di prezzi di
cessione dell’energia elettrica;
Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, ed in
particolare l’art. 3, comma 12, secondo cui ai produttori di energia
elettrica di cui alla legge n. 9/1991, art. 22, comma 3, ritirata dal
Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN, oggi GSE) viene
corrisposto un prezzo determinato dall’Autorita’ per l’energia
elettrica e il gas (di seguito: Autorita’) in applicazione del
criterio del costo evitato;
Vista la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio
dell’Unione europea 13 ottobre 2003, n. 2003/87/CE e sue successive
modifiche e integrazioni (di seguito: direttiva 2003/87/CE);
Visto il decreto del Ministro dell’ambiente, della tutela del
territorio e del mare e del Ministro dello sviluppo economico 18
dicembre 2006 recante l’approvazione del Piano nazionale di
assegnazione delle quote di emissione di gas a effetto serra in
applicazione alla direttiva 2003/87/CE e in particolare le
disposizioni contenute con riferimento agli impianti termoelettrici
in regime Cip 6;
Vista la legge 23 luglio 2009, n. 99 (di seguito: legge n. 99/2009)
ed in particolare l’art. 30, comma 20, secondo cui l’Autorita’
«propone al Ministro dello sviluppo economico adeguati meccanismi per
la risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6/92, da disporre con
decreti del medesimo Ministro, con i produttori che volontariamente
aderiscono a detti meccanismi. Gli oneri derivanti dalla risoluzione
anticipata da liquidare ai produttori aderenti devono essere
inferiori a quelli che si realizzerebbero nei casi in cui non si
risolvano le convenzioni»;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 dicembre
2009 (di seguito: decreto 2 dicembre 2009) concernente i meccanismi
per la risoluzione volontaria e anticipata delle convenzioni Cip 6,
secondo quanto disposto dall’art. 30, comma 20, della citata legge n.
99/2009;
Vista la relazione sull’adeguatezza e sicurezza del sistema
elettrico per gli anni 2010 e 2011 trasmessa in data 17 maggio 2010
da Terna S.p.A., in qualita’ di concessionario delle attivita’ di
trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica, ai sensi del
decreto ministeriale 25 aprile 2005;
Considerato che, con comunicazione del 10 maggio 2010, Terna ha
reso noti i giorni critici per l’anno 2010 individuando 35 giorni di
massima criticita’ del sistema elettrico per un numero complessivo di
840 ore;
Considerato che Terna nella relazione sull’adeguatezza e sicurezza
del sistema elettrico per gli anni 2010 e 2011, ha evidenziato una
situazione di maggiore criticita’ nelle isole rispetto al continente,
ed in particolare in Sicilia, difficilmente gestibile nella copertura
del fabbisogno con adeguati margini di riserva e/o di gestione della
sicurezza della rete;
Ritenuto che tale situazione di criticita’ non possa modificarsi
significativamente nel prossimo triennio in relazione ai tempi di
realizzazione delle principali infrastrutture;
Ritenuto opportuno procedere alla risoluzione anticipata delle
convenzioni Cip 6 separatamente a seconda della tipologia di
impianto, definendo in via preliminare i parametri per il calcolo dei
corrispettivi spettanti per la risoluzione anticipata delle
convenzioni aventi ad oggetto impianti assimilati alimentati da
combustibili fossili e rinviando ad un successivo provvedimento la
definizione delle modalita’ per la risoluzione anticipata delle
convenzioni aventi ad oggetto impianti di produzione di energia
elettrica alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi
di energia;
Ritenuto opportuno riconoscere agli impianti assimilati alimentati
da combustibili fossili l’ulteriore corrispettivo per la
disponibilita’ di capacita’ di cui all’art. 4, comma 7, del decreto 2
dicembre 2009 nelle ore di massima criticita’ del sistema elettrico
in misura differenziata per gli impianti localizzati sul continente
ovvero sulle isole in considerazione del maggior rischio di mancata
copertura del fabbisogno evidenziato da Terna;
Ritenuto opportuno verificare che gli oneri di sistema derivanti
dalla risoluzione anticipata di ciascuna convenzione o di piu’
convenzioni facenti capo ad un medesimo produttore siano inferiori a
quelli che si realizzerebbero in caso di scadenza naturale della
convenzione o dei gruppi di convenzioni;
Ritenuto opportuno erogare i corrispettivi dovuti in due soluzioni
al fine di garantire al Gestore dei servizi energetici Spa (GSE) una
maggiore flessibilita’ per l’approvvigionamento delle risorse
finanziarie necessarie alla liquidazione delle somme spettanti agli
operatori titolari di impianti che aderiscono alla risoluzione
anticipata delle convenzioni Cip 6;

Decreta:

Art. 1

Ambito di applicazione e corrispettivo riconosciuto

1. Il presente decreto, in attuazione dell’art. 4, comma 7, del
decreto 2 dicembre 2009, definisce criteri e parametri per il calcolo
del corrispettivo da riconoscere agli impianti di produzione di
energia elettrica, alimentati da combustibili fossili e oggetto delle
convenzioni Cip 6 in essere, che aderiscono alla risoluzione
anticipata delle medesime convenzioni, nonche’ le modalita’ e
tempistiche per le erogazioni.
2. Il corrispettivo C(in base)fossili di cui all’art. 4, comma 4,
del decreto 2 dicembre 2009, e’ riconosciuto dalla data di
risoluzione della convenzione e viene erogato dal GSE secondo quanto
previsto dall’art. 2, comma 5 del presente decreto.
3. Per gli impianti di cui all’art. 4, comma 4, del decreto 2
dicembre 2009, per i quali e’ stato riscontrato, annualmente, il
mantenimento in esercizio, e’ riconosciuto, ai sensi dell’art. 4,
comma 7 del decreto, un corrispettivo per la disponibilita’ di
capacita’, commisurato al valore del costo evitato di esercizio,
manutenzione e spese generali connesse, per le ore di massima
criticita’ del sistema elettrico in funzione della localizzazione
dell’impianto. Il corrispettivo C(in base)fossili,es riconosciuto e’
erogato annualmente a consuntivo e pari a:
C(in base)fossili,es = CEE · P(in base)conv · h(in
base)fossili,es
dove:
CEE (espressa in €/MWh) e’ il valore del costo evitato di
esercizio, manutenzione e spese generali connesse definito dal titolo
II, punto 2, del provvedimento Cip n. 6/92 nell’ipotesi di prezzo
differenziato tra ore piene e ore vuote, aggiornato annualmente nelle
sole ore piene sulla base del valore a conguaglio per l’anno di
riferimento;
P(in base)conv (espresso in MW) e’ la potenza oggetto della
convenzione siglata ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92;
h(in base)fossili,es e’ il numero di ore per le quali e’
riconosciuto il corrispettivo C(in base)fossili,es , pari a 600.
4. Per gli impianti localizzati nelle isole il medesimo
corrispettivo C(in base)fossili,es e’ riconosciuto per ulteriori 2840
ore. Tale corrispettivo aggiuntivo e’ riconosciuto, in ragione delle
ore eccedenti le 600 di cui al comma 3, sulla base della
disponibilita’ programmata e comunicata annualmente a Terna.
5. Il corrispettivo C(in base)fossili,es e’ riconosciuto per tre
anni dalla risoluzione anticipata della convenzione Cip 6 e,
comunque, non oltre la data di scadenza naturale della medesima
convenzione. Per ciascun anno, il corrispettivo e’ riconosciuto per
intero ovvero in misura proporzionale alla durata residua della
convenzione.
6. Entro il 31 maggio di ciascun anno, sulla base delle
informazioni fornite da Terna in merito all’effettivo mantenimento in
esercizio degli impianti e alle ore di disponibilita’ programmata
degli impianti situati nelle isole di cui al comma 4, il GSE
determina i corrispettivi spettanti ed eroga gli stessi, dandone
preventiva comunicazione al Ministero dello sviluppo economico e
all’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas.

Art. 2

Procedure per la risoluzione anticipata
delle convenzioni Cip 6

1. I titolari delle convenzioni Cip n. 6/92 aventi ad oggetto
impianti di produzione di energia elettrica assimilati alimentati da
combustibili fossili presentano al GSE istanza vincolante di
risoluzione della singola convenzione entro 30 giorni dalla data di
entrata in vigore del presente decreto, sulla base del modello di
istanza predisposto dal GSE.
2. Al fine di verificare il rispetto della condizione di cui
all’art. 30, comma 20, della legge n. 99/2009, il GSE verifica le
istanze presentate ai sensi del comma 1 effettuando, per ciascun
impianto, secondo i parametri indicati nell’allegato 1, una
comparazione tra la stima degli oneri connessi alla durata residua
delle convenzioni e gli oneri derivanti dalla risoluzione anticipata
determinati ai sensi del presente decreto. Per gli impianti
riferibili allo stesso gruppo societario alla data di entrata in
vigore del presente decreto, secondo i raggruppamenti indicati
nell’allegato 2, il GSE effettua la medesima verifica a livello
aggregato su tutti gli impianti per i quali e’ stata presentata
l’istanza vincolante, al fine di accertare sull’intero aggregato che
vi sia comunque riduzione degli oneri.
3. Solo per gli impianti o gruppi di impianti per i quali risulta
verificata positivamente, ai sensi del comma 2, la convenienza per il
sistema, il GSE, entro il 20 novembre 2010, procede, con decorrenza
1° gennaio 2011, alla sottoscrizione dei contratti di risoluzione
anticipata delle convenzioni Cip 6 e comunica al Ministero dello
sviluppo economico e all’Autorita’ i dati, non appena disponibili,
relativi ai corrispettivi da erogare per ogni impianto e gli oneri
connessi al finanziamento.
4. Ai fini del dispacciamento, ferma restando la comunicazione
degli operatori prevista dal Codice di rete, il GSE entro il 30
novembre 2010 comunica a Terna l’elenco degli impianti per i quali e’
stata risolta la convenzione.
5. Il GSE eroga i corrispettivi spettanti in due soluzioni, di cui:
a) la prima, al 31 gennaio 2011, pari all’80% del corrispettivo
spettante;
b) la seconda, al 31 maggio 2011, pari al restante 20%.

Art. 3

Disposizioni finali

1. I corrispettivi erogati dal GSE ai sensi del presente decreto
sono posti a carico del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili
ed assimilate, alimentato dalla componente tariffaria A3.
2. Resta ferma la facolta’ dell’Autorita’ per l’energia elettrica e
il gas di effettuare ispezioni sugli impianti oggetto della
risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6 di cui al presente
decreto, anche dopo la risoluzione stessa, al fine di verificare, per
gli anni trascorsi in vigenza della convenzione, il rispetto delle
condizioni che hanno dato titolo alle tariffe CIP6. A tal fine, il
GSE inserisce nello schema di contratto di risoluzione delle
convenzioni, preventivamente comunicato al Ministero dello sviluppo
economico, una specifica clausola contrattuale per la salvaguardia
degli eventuali effetti dei suddetti controlli.
3. Resta fermo quanto previsto dall’art. 5, comma 3, del decreto 2
dicembre 2009 in merito alla relazione annuale che il GSE presenta al
Ministero dello sviluppo economico circa i risparmi effettivamente
realizzati a seguito della risoluzione anticipata.
4. Gli allegati 1 e 2 formano parte integrante del presente
decreto.
5. Il presente decreto e’ inviato alla registrazione della Corte
dei conti, e’ pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
italiana e sul sito del Ministero dello sviluppo economico, ed entra
in vigore il giorno successivo alla data di prima pubblicazione.
Roma, 2 agosto 2010

Il Ministro, ad interim: Berlusconi

Registrato alla Corte dei conti il 2 settembre 2010
Ufficio di controllo atti Ministeri delle attivita’ produttive,
registro n. 4, foglio n. 105

ALLEGATO 1

Procedura per la valutazione degli oneri di cui all’articolo 2, comma
2.

Per la valutazione degli oneri derivanti dalla convenzione Cip n.
6/92 in essere, il GSE tiene conto di tutti i costi associati alla
vigenza della convenzione ivi compresi gli oneri derivanti
dall’applicazione delle direttive comunitarie 2003/87/CE e 2009/29/CE
e gli oneri associati al rimborso dei certificati verdi.
I suddetti costi sono confrontati con i costi connessi alla
risoluzione anticipata delle convenzioni cip6 in essere, comprensivi
degli oneri finanziari per l’ approvvigionamento di risorse
finanziarie da parte del GSE.
La valutazione degli oneri derivanti dalla convenzione Cip n. 6/92 e’
effettuata dal GSE esclusivamente in base alla metodologia e ai
parametri di seguito indicati, vincolanti ai fini della medesima
valutazione nei confronti dei soggetti che hanno manifestato
l’interesse alla risoluzione anticipata della convenzione.
In particolare, i costi associati alla vigenza delle convenzioni Cip
n. 6/92 sono determinati dalla somma degli elementi di seguito
elencati:

a) Costo evitato di impianto e costo di evitato di esercizio,
manutenzione e spese generali connesse (CEI)
Per la determinazione di questa componente di costo, si fa
riferimento alla quantita’ di energia pari al prodotto tra la potenza
contrattuale dell’impianto e il numero di ore piene nel periodo di
vigenza della convenzione.
I costi relativi al CEI comprendono il costo evitato di impianto e il
costo evitato di esercizio, manutenzione, e spese generali. Ai fini
della determinazione dei costi associati al CEI, il valore 2009 della
tariffa di riferimento CEI e’ incrementato per il 2010 dello 0,8%
(incremento indice ISTAT 2009) e per gli anni successivi secondo un
tasso del 2%.

b) Riconoscimento degli oneri ETS ex direttiva 2003/87/CE e direttiva
2009/29/CE
Per il periodo fino al 31 dicembre 2012, l’ammontare associato al
riconoscimento degli oneri derivanti dall’applicazione della
direttiva 2003/87/CE, e’ calcolato secondo quanto definito nella
deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas ARG/elt
77/08.
In particolare:
1. l’energia da ritirare per gli anni successivi al 2010 e’ stimata
pari alla media dell’energia elettrica ritirata in tutti gli anni di
convenzione dell’impianto fino al 2009 incluso, con l’esclusione dei
due anni, rispettivamente, di minima e massima produzione. Per
l’ultimo anno in convenzione la quantita’ di energia presa a
riferimento e’ determinata proporzionalmente al numero di giorni
residui in convenzione.
2. e’ assunto un prezzo convenzionale PEUA – relativo ai titoli EUA
(European Union Allowance)

– pari a 14,53 €/tCO2 per il 2011, e 15,21 €/tCO2 per il 2012, e un
prezzo convenzionale PFLEX
– relativo ai titoli CER (Certified Emission Reduction) ed ERU
(Emission Reduction Unit) – pari a 12,02 €/tCO2 per il 2011, e 12,13
€/tCO2 per il 2012. Tali valori sono stati determinati sulla base
delle contrattazioni 2010 dei titoli futures sulle piattaforme dei
permessi di emissione ECX e Bluenext disponibili alla data del 30
giugno 2010;

3. e’ assunto un coefficiente emissivo di gas serra, individuato, per
ogni singolo impianto, come rapporto tra il numero di quote rese e
l’energia elettrica prodotta netta, determinato con riferimento ai
dati storici di produzione e di emissione noti al GSE sulla base
delle comunicazioni dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas
relative al riconoscimento annuale degli oneri derivanti dalla
direttiva 2003/87/CE, in applicazione della delibera ARG/elt n.
77/08.
Per il periodo successivo all’anno 2012, l’ammontare associato al
riconoscimento degli oneri derivanti dall’applicazione della
direttiva 2009/29/CE e’ calcolato per le quote necessarie alla
copertura dell’intera produzione – stimata pari alla media
dell’energia elettrica ritirata in tutti gli anni di convenzione
dell’impianto fino al 2009 incluso, con l’esclusione dei due anni,
rispettivamente, di minima e massima produzione – moltiplicata per un
prezzo convenzionale PEUA – relativo ai titoli EUA – pari a 18 €/
tCO2, come assunto nella relazione tecnico-finanziaria al decreto
legge 20 maggio 2010, n. 72.

c) Rimborso dei Certificati Verdi
Gli oneri associati al rimborso dei CV sono stati calcolati secondo
quanto stabilito in attuazione della deliberazione dell’Autorita’ per
l’energia elettrica e il gas n. 113/06, secondo la seguente formula
di rimborso:

Vm =Q IAFR x PIAFR +Q GSE x PGSE

dove:

a) QGSE e’ la quota di certificati verdi nella titolarita’ del GSE,
posta pari a zero;
b) PGSE e’ il prezzo medio di negoziazione dei certificati verdi
nella titolarita’ dei produttori da impianti IAFR;
c) QIAFR e’ la quota di certificati verdi relativi alla produzione di
impianti qualificati dal GSE come impianti IAFR;
d) PIAFR e’ il prezzo medio di generazione che remunera adeguatamente
i costi sostenuti per la realizzazione di nuovi impianti alimentati
da fonti rinnovabili, al netto dei ricavi derivanti dalla vendita di
energia al mercato, tenendo conto della ripartizione percentuale
delle diverse tipologie di impianti IAFR.

Il valore PIAFR e’ determinato come differenza fra la media dei costi
medi di produzionedell’energia elettrica da fonti rinnovabili
ponderata per la produzione annuale effettiva di energia elettrica
degli impianti IAFR, differenziata per fonte, per cui sono stati
emessi i certificati verdi nell’anno 2008, pari a 113,6 €/MWh, e il
prezzo medio di vendita dell’energia elettrica sul mercato, per ogni
anno a cui l’obbligo e’ riferito, posto pari al prezzo medio di
vendita dell’energia elettrica per l’anno 2010 stimato pari a 67
€/MWh, aumentato del tasso di aggiornamento del 2% per l’anno
successivo.
Tale prezzo e’, poi, applicato moltiplicando per:
1. la media dell’energia elettrica ritirata in tutti gli anni di
convenzione dell’impianto fino al 2009 incluso, con l’esclusione dei
due anni, rispettivamente, di minima e massima produzione
2. la quota percentuale d’obbligo prevista per l’anno in oggetto e
incrementata di 0,75 punti percentuali annui in maniera costante fino
al 2017.
Tale voce di costo viene applicata esclusivamente agli impianti che
nel 2008 non risultano cogenerativi ai sensi della delibera n. 42/02.

d) Differenza tra il costo evitato di combustibile riconosciuto ai
produttori (CEC) e i valori del ricavo da vendita sul mercato (Pz)
Tale differenza e’ calcolata per ciascuna zona di mercato, in base ad
una stima della differenza dello scostamento percentuale tra il
valore del CEC e il valore del prezzo zonale orario.
La suddetta differenza percentuale e’ determinata assumendo il valore
del CEC a conguaglio per il 2009, di cui al decreto del Ministro
dello sviluppo economico 12 luglio 2010, pari a 67,2 €/MWh e il
prezzo delle singole zone per il 2010 determinato sulla base del
valore medio degli ultimi tre anni del rapporto tra il prezzo zonale
e PUN, normalizzato al valore del PUN per il 2010, posto
convenzionalmente pari al CEC.
La differenza e’ incrementata annualmente del tasso di aggiornamento
del 2%.

ALLEGATO 2

Gruppi di impianti per la verifica di cui all’articolo 2, comma 2

Gruppo A:
Melfi
Piedimonte San Germano
Rivalta
Sulmona
Termoli

Gruppo B:
Ferrara
Teverola

Gruppo C:
Boffalora
Narni
Pomigliano d’Arco

Gruppo D:
Cologno
Contarina
Jesi
Milazzo
Porcari
S.Quirico

MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO – DECRETO 2 agosto 2010

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