MINISTERO SVILUPPO ECONOMICO – Decreto ministeriale 30 settembre 2013
Modifica all’allegato 2 del decreto 23 giugno 2011 e proroga dei termini per la partecipazione dell’istanza di risoluzione anticipata delle convenzioni Cip 6/92 per gli impianti alimentati da combustibili da processo o residui o recuperi di energia
Art. 1
Modifica dell’allegato 2 al decreto 23 giugno 2011
1. L’allegato 2 al decreto 23 giugno 2011, per gli impianti alimentati da combustibili da processo o residui o recuperi di energia che aderiscono alla risoluzione anticipata della convenzioni stipulate ai sensi del provvedimento del Comitato interministeriale prezzi 29 aprile 1992, n. 92, (di seguito: convenzioni Cip 6/92), è modificato e sostituito dall’allegato al presente decreto.
2. Restano ferme tutte le altre condizioni e modalità di cui ai decreti del Ministro dello sviluppo economico 2 dicembre 2009, 2 agosto 2010, 8 ottobre 2010 e 23 giugno 2011, nonché le disposizioni di cui all’art. 1, comma 2, del decreto 28 giugno 2012.
Art. 2
Disposizioni finali
1. Il GSE, su istanza del produttore, dispone lo svincolo anticipato della fideiussione di cui all’art. 4, comma 2 del decreto 23 giugno 2011 con riferimento alle convenzioni Cip 6/92 oggetto di risoluzione anticipata, nel caso in cui siano stati definiti e regolati nel loro ammontare i conguagli della componente di costo evitato di combustibile.
2. Il termine finale di presentazione delle istanze di risoluzione anticipata di cui all’art. 2, comma 4 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 23 giugno 2011 è fissato al 30 settembre 2014.
3. Il presente decreto è inviato alla registrazione della Corte dei conti, è pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana ed entra in vigore il giorno successivo alla sua pubblicazione.
Allegato
PROCEDURA PER LA VALUTAZIONE DEGLI ONERI DI CUI ALL’ARTICOLO 2, COMMA 3 DEL D.M. 23 GIUGNO 2011
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 2009/28/CE e gli oneri associati al rimborso dei certificati verdi, laddove ne sussistono le condizioni.
Tali oneri associati alla vigenza delle convenzioni Cip 6 sono attualizzati a un tasso di sconto annuo convenzionalmente assunto costante e pari al 6%.
I suddetti costi sono confrontati con i costi connessi alla risoluzione anticipata delle convenzioni Cip6 in essere, comprensivi degli eventuali oneri finanziari per l’approvvigionamento di risorse finanziarie da parte del GSE, corrispondenti a un tasso annuo convenzionalmente assunto pari al tasso di rateizzazione di cui all’articolo 3, comma 3 del decreto 23 giugno 2011.
La valutazione degli oneri derivanti dalla convenzione Cip n. 6/92 è effettuata dal GSE 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 (espresso in euro), si fa riferimento alla quantità di energia pari al prodotto tra la potenza convenzionata netta dell’impianto e il numero di ore indicate nell’allegato 1 al decreto 23 giugno 2011. Tali quantitativi di energia sono proporzionati, annualmente, su una quota pari al rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di efficacia della risoluzione della convenzione e i giorni totali annui 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 2013 della tariffa di riferimento CEI, pari a 31,8 €/MWh, è incrementato gli anni successivi secondo un tasso del 2%.
b) Riconoscimento degli oneri ETS ex direttiva 2009/29/CE Il riconoscimento degli oneri ETS è preso in considerazione esclusivamente per il periodo successivo all’anno 2012.
A tale fine, le emissioni attese di gas serra sono pari al prodotto tra la producibilità attesa (potenza convenzionata moltiplicata per il numero di ore h, come indicate nell’allegato 1 al decreto 23 giugno 2011) e la media aritmetica dei coefficienti emissivi (espressi in t/GWh) degli ultimi tre anni solari; il prezzo convenzionale PEUA , relativo ai titoli EUA, è pari a 7,44 €/ tCO2 (media ponderata 2012). I valori associati ai quantitativi di energia elettrica sono proporzionati, annualmente, su una quota pari al rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di efficacia della risoluzione della convenzione e i giorni totali annui nel periodo di vigenza della convenzione.
c) Rimborso dei Certificati Verdi Gli oneri associati al rimborso dei CV sono calcolati secondo quanto stabilito in attuazione della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n. 113/06, secondo la seguente formula di rimborso:
Vm = QIAFR x PIAFR + QGSE x PGSE
dove:
a) QGSE è la quota di certificati verdi nella titolarità del GSE;
b) PGSE è il prezzo medio di negoziazione dei certificati verdi nella titolarità dei produttori da impianti IAFR;
c) QIAFR è la quota di certificati verdi relativi alla produzione di impianti qualificati dal GSE come impianti IAFR;
d) PIAFR è 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 è determinato come differenza fra la media dei costi medi di produzione dell’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 2011, pari a 116,95 €/MWh, e il prezzo medio di vendita dell’energia elettrica sul mercato, per ogni anno a cui l’obbligo è riferito, posto pari al prezzo unico nazionale (PUN), assunto convenzionalmente pari alla media dei valori del PUN degli ultimi dodici mesi disponibili alla data di entrata in vigore del decreto.
Tale prezzo è, poi, applicato moltiplicando per:
1. la produzione dell’energia elettrica, stimata pari al prodotto tra il numero di ore h, come indicate nell’allegato 1 al decreto 23 giugno 2011, e la potenza convenzionata netta;
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 2012. A partire dal 2013, la quota d’obbligo si riduce linearmente in ciascuno degli anni successivi, a partire dal valore assunto per l’anno 2012, fino ad annullarsi per l’anno 2015. I valori associati ai quantitativi di energia sono proporzionati, annualmente, su una quota corrispondente al rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di efficacia della risoluzione della convenzione e i giorni totali annui nel periodo di vigenza della convenzione.
Tale voce di costo viene applicata esclusivamente agli impianti che nel 2013, sulla base dei dati a consuntivo del 2012, non risultano cogenerativi ad alto rendimento ai sensi del decreto ministeriale 4 agosto 2011.
d) Differenza tra il costo evitato di combustibile riconosciuto ai produttori (CEC) e i valori del ricavo da vendita sul mercato (Pz)
Tale differenza è 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 medio annuo. Tale differenza è applicata, ogni anno fino alla scadenza naturale della convenzione, al prodotto tra il numero di ore h, come indicate nell’allegato 1 al decreto 23 giugno 2011, e la potenza convenzionata netta. Il suddetto valore è proporzionato, annualmente, su una quota corrispondente al rapporto tra i giorni corrispondenti al periodo di efficacia della risoluzione della convenzione e i giorni totali annui nel periodo di vigenza della convenzione.
Ai fini del calcolo della suddetta differenza si assume:
il valore del CEC determinato sulla base della media dei valori giornalieri del prezzo di sbilanciamento del mercato del gas naturale degli ultimi dodici mesi disponibili alla data di entrata in vigore del decreto, come certificati dal GME, a cui si somma la componente trasporto, pari alla media aritmetica dei valori mensili dei costi di trasporto del gas dal PSV all’impianto di riferimento per il provvedimento Cip6/92, tenuto conto dei valori del consumo specifico di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 20 novembre 2012;
il prezzo delle singole zone è pari al prodotto tra il valore medio degli ultimi tre anni del rapporto tra il prezzo zonale e il PUN e il valore del PUN assunto convenzionalmente pari alla media dei valori del PUN degli ultimi dodici mesi disponibili, come certificati dal GME, alla data di entrata in vigore del decreto.
La differenza così calcolata tra il costo evitato di combustibile e i valori del prezzo zonale è mantenuta costante fino alla scadenza della convenzione, fatto salvo quanto previsto al periodo successivo.
In considerazione della progressiva entrata in esercizio degli interventi di sviluppo per il potenziamento della capacità di interconnessione tra la Sicilia e il continente previsti dal gestore della rete di trasmissione nazionale (attraverso la realizzazione di una nuova linea “Sorgente – Rizziconi” come previsto all’interno dei piani di sviluppo pluriennali di Terna), il prezzo MGP della Sicilia viene considerato allineato con il prezzo della zona di mercato continentale confinante (Sud) a partire dal 1° gennaio 2016.
——
Provvedimento pubblicato nella G.U. 29 novembre 2013, n. 280.
