D.M. 26 Gennaio 2000

 

Individuazione degli oneri generali afferenti al sistema elettrico - Pubblicato nella Gazz. Uff. 3 febbraio 2000, n. 27.

 

IL MINISTRO DELL'INDUSTRIA

DEL COMMERCIO E DELL'ARTIGIANATO

 

di concerto con

 

IL MINISTRO DEL TESORO, DEL BILANCIO

E DELLA PROGRAMMAZIONE ECONOMICA

 

Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, di attuazione della direttiva n. 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica, ed in particolare l'art. 3, comma 11, concernente gli oneri generali afferenti al sistema elettrico;

 

Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481, recante norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità;

 

Vista la direttiva n. 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996 ed in particolare l'art. 24, che valuta la possibilità dell'esistenza di impegni o garanzie di gestione, accordati prima dell'entrata in vigore della direttiva, che possono non essere adempiuti dalle imprese del settore elettrico a causa delle disposizioni della direttiva medesima;

 

Viste le decisioni della Commissione europea dell'8 luglio 1999 (C 1999 1551 fin.) adottate ai sensi dell'art. 24 della direttiva europea n. 96/92/CE con cui la medesima Commissione ha affermato che le misure di sostegno finanziario per la copertura dei cosiddetti costi non recuperabili vanno analizzate nell'àmbito delle disposizioni del Trattato istitutivo delle Comunità europee in materia di aiuti di Stato;

 

Visto il documento «Metodologia per l'analisi degli aiuti di Stato connessi ai cosiddetti costi non recuperabili» predisposto dalla Direzione generale IV della Commissione europea per la riunione multilaterale con gli Stati membri sugli aiuti di Stato tenutasi a Bruxelles il 14 giugno 1999, nel quale vengono proposti criteri di ammissibilità dei costi non recuperabili al fine del riconoscimento di aiuti da parte degli Stati membri;

 

Vista la delibera dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas del 20 settembre 1999, n. 138/99 concernente la «Proposta al Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato in materia di individuazione degli oneri generali afferenti al sistema elettrico, di cui all'art. 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79», come integrata dalla delibera n. 192/99 del 22 dicembre 1999;

 

Considerato che, rispetto a tale proposta, è necessario evitare che gli oneri generali afferenti al sistema elettrico possano determinare rallentamenti del processo di totale liberalizzazione dell'attività di produzione dell'energia elettrica, limitando nel tempo la compensazione della maggiore valorizzazione di cui gode l'energia idroelettrica nel nuovo mercato liberalizzato ed evitando penalizzazioni per la cessione di impianti prevista all'art. 8, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;

 

Considerata l'opportunità di definire misure di sostegno finanziario per la copertura dei cosiddetti costi non recuperabili, peraltro applicabili solo dopo positiva analisi di conformità nell'ambito delle disposizioni del Trattato istitutivo delle Comunità europee in materia di aiuti di Stato;

 

Ritenuto opportuno rimandare a successivi decreti la definizione puntuale e la quantificazione degli ulteriori oneri generali afferenti al sistema elettrico;

Decreta:

 

TITOLO I

Generalità

 

1. Definizioni.

1. Agli effetti del presente decreto si applicano le definizioni di cui all'art. 2 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, nonché quelle di cui ai seguenti commi.

2. Per imprese produttrici-distributrici si intendono le imprese che, alla data del 19 febbraio 1997, svolgevano il servizio di distribuzione, producendo in proprio, in tutto o in parte, l'energia elettrica distribuita.

3. Per impianti già realizzati si intendono gli impianti di generazione dell'energia elettrica che, alla data del 19 febbraio 1997, erano già entrati in esercizio o quelli per i quali, alla medesima data, erano state assunte obbligazioni contrattuali relativamente alla maggior parte, in valore, dei costi di costruzione.

 

2. Individuazione degli oneri generali afferenti al sistema elettrico.

1. Ai fini del presente decreto, costituiscono oneri generali afferenti al sistema elettrico:

a) la reintegrazione alle imprese produttrici-distributrici, in applicazione dei criteri definiti nel presente decreto, della quota non recuperabile, a seguito dell'attuazione della direttiva europea n. 96/92/CE, dei costi sostenuti per l'attività di generazione di energia elettrica;

b) la compensazione della maggiore valorizzazione, derivante dall'attuazione della direttiva europea n. 96/92/CE, dell'energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici che, alla data del 19 febbraio 1997, erano di proprietà o nella disponibilità delle imprese produttrici-distributrici[1];

c) i costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti;

d) i costi relativi all'attività di ricerca e sviluppo finalizzata all'innovazione tecnologica di interesse generale per il sistema elettrico;

e) l'applicazione di condizioni tariffarie favorevoli per le forniture di energia elettrica previste dalle disposizioni richiamate nell'art. 2, comma 2.4, della deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas n. 70/97 e dal decreto del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato 19 dicembre 1995.

 

TITOLO II

Oneri conseguenti all'attuazione della direttiva 96/92/CE

 

3. Definizione degli oneri.

1. Con riferimento all'art. 2, comma 1, lettera a), è inclusa tra gli oneri generali afferenti al sistema elettrico, con le modalità specificate all'art. 5, unicamente:

a) la reintegrazione, per un periodo di sette anni a partire dal giorno 1° gennaio 2000, dei costi derivanti da obblighi contrattuali ed investimenti, associati ad impianti di produzione di energia elettrica e che non possono essere recuperati a causa dell'entrata in vigore della direttiva europea n. 96/92/CE, a condizione che trovino giustificazione di opportunità economica nel momento e nel contesto in cui furono assunti, o che comunque siano stati imposti all'impresa produttrice-distributrice da atti legislativi o di programmazione nazionale;

b) la reintegrazione, per un periodo di dieci anni a partire dal giorno 1° gennaio 2000, dei maggiori costi derivanti dalla forzata rilocalizzazione all'estero delle attività di scarico a terra e rigassificazione del gas naturale importato dall'ENEL S.p.a. dalla Nigeria in base agli impegni contrattuali assunti anteriormente alla data del 19 febbraio 1997 e che non possono essere recuperati a causa dell'entrata in vigore della direttiva europea n. 96/92/CE.

2. Con riferimento all'art. 2, comma 1, lettera a), non è inclusa tra gli oneri generali afferenti al sistema elettrico la reintegrazione dei costi non recuperabili relativi agli impianti di generazione delle imprese produttrici-distributrici, qualora all'energia elettrica da questi prodotta siano o siano stati riconosciuti contributi ai sensi dei provvedimenti del Comitato interministeriale dei prezzi 12 luglio 1989, n. 15, 14 novembre 1990, n. 34 e 29 aprile 1992, n. 6 e loro successive modificazioni e integrazioni.

3. Con riferimento all'art. 2, comma 1, lettera b) è recuperata, al fine di compensare anche solo parzialmente gli oneri generali afferenti al sistema elettrico, per un periodo di sette anni a partire dal giorno 1° gennaio 2000 e con le modalità specificate all'art. 5, esclusivamente la maggiore valorizzazione dell'energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici non ammessa a contribuzione ai sensi dei provvedimenti del Comitato interministeriale dei prezzi 12 luglio 1989, n. 15, 14 novembre 1990, n. 34, e 29 aprile 1992, n. 6, e successive modificazioni e integrazioni. Le disposizioni del presente comma non si applicano agli impianti di potenza nominale non superiore a 3 MW e a quelli idroelettrici di pompaggio.

 

4. Criteri di ammissibilità dei costi non recuperabili.

1. Agli effetti del presente decreto si applicano, al fine della valutazione dell'ammissibilità dei costi di cui all'art. 3, comma 1, i seguenti criteri:

a) gli obblighi contrattuali e gli investimenti devono essere stati rispettivamente assunti e realizzati anteriormente al 19 febbraio 1997, data di entrata in vigore della direttiva n. 96/92/CE;

b) gli impianti di produzione di cui all'art. 3, comma 1, lettera a), devono essere localizzati sul territorio nazionale e di proprietà, alla data del 19 febbraio 1997, di imprese produttrici-distributrici;

c) qualora un'impresa abbia la possibilità di revocare con un pagamento detti obblighi, ovvero di modificarli, se ne deve tenere conto all'atto della determinazione dei costi associati;

d) affinché gli obblighi e gli investimenti di cui all'articolo 3, comma 1, determinino costi non recuperabili, deve potersi stabilire un nesso di causa ed effetto tra l'applicazione della direttiva n. 96/92/CE e le difficoltà per le imprese interessate ad adempiere agli obblighi in questione e a recuperare gli investimenti realizzati;

e) non sono considerati ammissibili i costi relativi ad obblighi contrattuali ed investimenti che vincolino tra di loro imprese appartenenti ad uno stesso gruppo;

f) gli obblighi e gli investimenti citati debbono dar luogo, in linea di principio, ad un onere per le imprese interessate, tale che, in assenza di aiuto o di misure transitorie, la redditività delle imprese potrebbe risultare penalizzata; l'effetto degli obblighi e degli investimenti citati è valutato a livello di bilancio consolidato;

2. Entro il 31 dicembre 2010, il Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di concerto con il Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica, su proposta dell'Autorità per l'energia elettrica ed il gas, può rideterminare i maggiori costi di cui all'art. 3, comma 1, lettera b) ai fini della loro ulteriore ammissibilità a reintegrazione, anche sulla base di eventuali realizzazioni in Italia di nuove infrastrutture o di interventi di potenziamento di infrastrutture esistenti di rigassificazione di gas naturale.

 

5. Quantificazione degli oneri e modalità di reintegrazione e compensazione.

1. La quantificazione dei costi di cui all'art. 3, comma 1, lettera a), viene effettuata annualmente a consuntivo, per ciascun impianto di generazione delle imprese produttrici-distributrici esclusi gli impianti di cui all'art. 3, commi 2 e 3, ed ove sussistano le condizioni di ammissibilità specificate all'art. 4, con la seguente formula:

CNR=RR - Σj=1,...,6Vj * Ej

dove:

a) CNR rappresenta l'ammontare dei costi che non può essere recuperato;

b) RR rappresenta il livello dei ricavi riconosciuti per la copertura dei costi fissi dell'impianto, come determinato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, con provvedimento da adottarsi entro il 30 giugno 2000, secondo quanto previsto al comma 3;

c) VJ rappresenta la quota della valorizzazione dell'energia elettrica prodotta dall'impianto destinabile alla copertura dei costi fissi di produzione, nel bimestre J dell'anno, determinata secondo quanto previsto al comma 4;

d) EJ rappresenta il livello di produzione di energia elettrica di riferimento per l'impianto, nel bimestre J dell'anno, come definito al comma 8;

e) Con J=1,...,6 sono indicati i sei bimestri dell'anno[2];

2. La quantificazione dei costi di cui all'art. 3, comma 1, lettera b), viene effettuata annualmente a consuntivo con la seguente formula:

CNR=CR*G

dove:

a) CNR rappresenta costi che non possono essere recuperati;

b) CR rappresenta i maggiori costi unitari di importazione del gas naturale dalla Nigeria conseguenti alla forzata rilocalizzazione delle attività di scarico a terra e rigassificazione, come definiti dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, con provvedimento da adottarsi entro il 30 giugno 2000;

c) G rappresenta la quantità di gas naturale importato nell'anno dalla Nigeria, sulla base di impegni contrattuali assunti anteriormente al 19 febbraio 1997.

3. Ai fini della determinazione, per ciascun impianto di generazione, del livello RR dei ricavi riconosciuti per la copertura dei costi fissi di produzione di cui al comma 1, lettera b), l'Autorità considera:

a) i costi operativi dell'impianto, ivi inclusi gli ammortamenti calcolati sulla base di aliquote economico-tecniche;

b) una congrua remunerazione sulla quota del capitale investito attribuibile all'impianto;

c) la quota di eventuali costi comuni attribuibile all'impianto.

Per la determinazione dei valori assunti dai parametri di cui alle lettere a), b), e c) si utilizzano le stesse metodologie definite dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas per la determinazione dei prezzi di riferimento utilizzati nella definizione dei livelli tariffari.

4. La quota della valorizzazione dell'energia elettrica prodotta dall'impianto destinabile alla copertura dei costi fissi VJ di cui al comma 1, lettera c), viene determinata, per ciascun bimestre, come differenza tra la valorizzazione dell'energia elettrica all'ingrosso per l'impresa produttrice-distributrice, determinata secondo quanto previsto al comma 5, ed i costi unitari variabili riconosciuti per l'impianto, come determinati dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas[3].

5. La valorizzazione dell'energia elettrica all'ingrosso per l'impresa produttrice-distributrice è ottenuta, in ciascun bimestre, come valore medio ponderato dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica ceduta sul mercato nazionale nei diversi periodi di tempo del bimestre rilevanti ai fini della formazione dei prezzi, utilizzando come pesi le quantità di energia elettrica ceduta dalla medesima impresa nei suddetti periodi.

6. Salvo quanto previsto all'art. 12, il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica ceduta sul mercato nazionale è determinato con riferimento ai prezzi prevalenti nel sistema delle offerte, di cui all'art. 5, comma 2, del decreto legislativo n. 79/1999, e nei contratti bilaterali di cui all'art. 6 dello stesso decreto legislativo, secondo modalità fissate dall'Autorità con successivo provvedimento.

7. Ai soli fini dell'applicazione di quanto previsto dal comma 4, con proprio provvedimento l'Autorità stabilisce per ciascuna impresa produttrice-distributrice, entro il 30 novembre di ogni anno, a valere per l'anno successivo, un valore minimo, calcolato facendo riferimento ad una remunerazione equa di un nuovo operatore dotato di un parco di produzione efficiente da utilizzarsi in luogo del valore medio ponderato di cui al comma 5, per la valorizzazione dell'energia elettrica all'ingrosso, qualora tale valore medio ponderato risulti, in un bimestre, inferiore al suddetto valore minimo. Tale valore minimo, per la parte riferita alla sola copertura dei costi di combustibile, può essere aggiornato nel corso dell'anno dall'Autorità per l'energia elettrica ed il gas in relazione all'andamento di tali costi.

8. Il livello di produzione di energia elettrica di riferimento, di cui al comma 1, lettera d), è pari, per ciascun impianto di generazione ed in ciascun bimestre, al prodotto tra il livello della producibilità convenzionale dell'impianto, fissato dall'Autorità con separato provvedimento da adottarsi entro il 30 giugno 2000, ed il minor valore tra 1 ed il rapporto D definito come:

D=P/M

dove:

a) P rappresenta il totale, per l'impresa produttrice-distributrice, dell'energia elettrica prodotta, al netto dei consumi di centrale, importata e acquistata da soggetti terzi nazionali, ad eccezione dell'energia elettrica importata sulla base di impegni contrattuali assunti anteriormente al 19 febbraio 1997, e dell'energia elettrica di cui all'art. 3, comma 12, terzo periodo, del decreto legislativo n. 79/1999[4];

b) M rappresenta la somma della producibilità convenzionale di tutti gli impianti nella disponibilità dell'impresa produttrice-distributrice di cui all'art. 3, comma 1, lettera a).

9. La maggiore valorizzazione da recuperare nel periodo di cui all'art. 3, comma 3 è pari, per l'anno 2000, al costo unitario variabile riconosciuto dell'energia elettrica prodotta da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili fossili commerciali, di cui all'art. 6, comma 6.5, della deliberazione dell'Autorità n. 70/1997, e, negli anni successivi, per ciascun impianto e in ciascun bimestre, ad una quota della differenza tra il valore medio ponderato dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica ceduta sul mercato nazionale nei diversi periodi di tempo del bimestre, utilizzando come pesi le quantità di energia elettrica prodotta dall'impianto nei diversi periodi di tempo del bimestre, e i costi fissi medi unitari dell'impianto, come determinati annualmente, entro il 31 dicembre dell'anno precedente, dall'Autorità. Detta quota è pari al 75% per gli anni 2001 e 2002, al 50% per gli anni 2003 e 2004, ed al 25% per gli anni 2005 e 2006. Oltre tale data tale quota è pari a zero.

10. L'ammontare complessivo dei costi non recuperabili riconosciuti ai fini della reintegrazione a ciascuna impresa produttrice-distributrice è ottenuto come somma algebrica dei costi non recuperabili CNR, di cui ai commi 1 e 2. Qualora il suddetto ammontare complessivo risulti, in un anno, negativo, lo stesso ammontare viene portato in deduzione dei costi non recuperabili quantificati a favore della medesima impresa nell'anno successivo.

 

6. Trasferibilità dei costi non recuperabili in caso di cessione di impianti.

1. Quanto disposto all'art. 5, comma 9, si applica anche nel caso di trasferimento della proprietà o della disponibilità degli impianti ivi considerati.

2. Nel caso di cessione degli impianti e degli impegni contrattuali di cui all'art. 3, comma 1, lettera a), il cessionario subentra nei diritti ed oneri previsti nel presente titolo.

3. Nel caso di cui al comma 2, l'ammontare complessivo dei costi non recuperabili riconosciuti per gli impianti originariamente nella titolarità dell'impresa produttrice distributrice di cui al combinato disposto degli articoli 1, comma 2, e 2, comma 1, lettera a), del titolo I, non può essere superiore all'ammontare che sarebbe riconosciuto alla medesima impresa, ai sensi dell'art. 5 del presente titolo, qualora tali impianti non fossero stati ceduti da detta impresa[5].

4. Ogni anno, alle imprese proprietarie di impianti originariamente nella titolarità dell'impresa produttrice distributrice di cui al combinato disposto degli articoli 1, comma 2, e 2, comma 1, lettera a), del titolo I, e ammessi alla reintegrazione dei costi di cui all'art. 3, comma 1, lettera a) del presente titolo, che hanno registrato, nel corso dell'anno precedente, costi non recuperabili positivi, è liquidato il relativo ammontare, fatto salvo quanto previsto al comma 5. Gli eventuali costi non recuperabili negativi registrati dalle imprese proprietarie di impianti originariamente nella titolarità dell'impresa produttrice distributrice di cui al combinato disposto degli articoli 1, comma 2, e 2, comma 1, lettera a) del titolo I, sono versati alla Cassa conguaglio per il settore elettrico nelle misure e con le modalità di cui all'allegato, parte integrante del presente decreto[6].

5. Nel caso in cui, in un determinato anno, la somma algebrica dei costi non recuperabili di competenza di ciascuna impresa proprietaria di impianti originariamente nella titolarità dell'impresa produttrice distributrice di cui al combinato disposto degli articoli 1, comma 2, e 2, comma 1, lettera a) del titolo I, sia maggiore dell'ammontare che sarebbe stato riconosciuto all'impresa produttrice-distributrice, ai sensi dell'art. 5 del presente titolo, qualora tali impianti non fossero stati trasferiti, tale differenza sarà ripartita fra le imprese proprietarie dei medesimi impianti nelle misure e con le modalità di cui all'allegato, parte integrante del presente decreto[7].

 

7. Ammontare massimo degli oneri.

1. L'ammontare massimo degli oneri generali di cui all'art. 5, commi 1 e 2 presente titolo è fissato complessivamente in quindicimila miliardi di lire italiane. Qualora le richieste ammissibili di reintegrazione, ad un certo anno, risultino superiori alla disponibilità residua sull'ammontare fissato, quest'ultima sarà ripartita tra gli aventi diritto proporzionalmente alle rispettive richieste ammissibili.

 

TITOLO III

Oneri conseguenti allo smantellamento delle centrali elettronucleari ed alla chiusura del ciclo del combustibile

 

8. Definizione degli oneri.

1. Sono inclusi tra gli oneri generali afferenti al sistema elettrico i costi derivanti dalle attività di cui all'art. 2, comma 1, lettera c), qualora tali attività:

a) siano svolte dalla società SoGIN - Società Gestione Impianti Nucleari S.p.a. - anche in consorzio con enti pubblici o altre società che, se a presenza pubblica, possono anche acquisirne la titolarità;

b) attengano a beni e rapporti giuridici conferiti alla Società SoGIN S.p.a. al momento della sua costituzione;

c) siano esclusivamente finalizzate:

i) al mantenimento in custodia protettiva con sicurezza passiva, fino all'avvio dell'attività di smantellamento, delle centrali elettronucleari di Caorso, Foce Verde, Garigliano e Trino Vercellese 1;

ii) al completamento dei lavori di smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse di Caorso, Foce Verde, Trino Vercellese 1 e Garigliano, con conseguente rilascio del sito senza nessun vincolo di natura radiologica;

iii) allo smantellamento degli impianti di produzione del combustibile nucleare e di ricerca del ciclo del combustibile nucleare di proprietà dell'Ente per le Nuove Tecnologie l'Energia e l'Ambiente e sue società partecipate;

iv) allo stoccaggio in sito provvisorio, al condizionamento ed all'eventuale riprocessamento del combustibile nucleare irraggiato delle centrali elettronucleari di Caorso, Foce Verde, Trino Vercellese 1 e Garigliano, nonché al successivo invio dello stesso combustibile nucleare irraggiato e di rifiuti e materiali radioattivi presso il deposito nazionale di stoccaggio di lungo termine ed alla loro conservazione presso lo stesso deposito, o, in alternativa, all'invio e conservazione del combustibile nucleare irraggiato, di rifiuti e materiali radioattivi presso altri sistemi di stoccaggio di lungo termine equivalenti.

 

9. Quantificazione degli oneri.

1. La società SoGIN inoltra, entro il 30 settembre di ogni anno, all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, un dettagliato programma di tutte le attività di cui all'art. 8, anche se svolte da altri soggetti, su un orizzonte anche pluriennale, con il preventivo dei relativi costi.

2. Entro il 31 dicembre 2000[8], e successivamente ogni tre anni, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas ridetermina gli oneri di cui all'art. 8 ed aggiorna l'onere annuale, sulla base del programma di cui al comma 1 e tenendo conto di criteri di efficienza economica nello svolgimento delle attività previste al medesimo articolo, nonché degli oneri già reintegrati sulla base di quanto disposto dai provvedimenti in materia del Comitato interministeriale dei prezzi, come modificati dalla deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 12 giugno 1998, n. 58/98, e di quanto previsto dall'art. 5 della deliberazione della medesima Autorità 22 dicembre 1998, n. 161/98. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas comunica al Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato ed al Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica le proprie determinazioni in merito, che divengono operative sessanta giorni dopo la comunicazione, salvo diverse indicazioni dei Ministri medesimi[9].

 

TITOLO IV

Oneri relativi alle attività di ricerca e sviluppo di interesse generale per il sistema elettrico[10]

 

10. Definizione degli oneri.

1. I costi relativi alle attività di ricerca e sviluppo finalizzate all'innovazione tecnica e tecnologica di interesse generale per il settore elettrico, di cui all'art. 2, comma 1, lettera d), costituiscono onere generale afferente al sistema elettrico ai sensi dell'art. 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, qualora tali attività:

a) siano attinenti al settore elettrico, riguardando una o più delle attività di produzione, trasmissione, dispacciamento e distribuzione dell'energia elettrica, o ad aspetti anche appartenenti ad altri settori ma collegati alle suddette attività;

b) si riferiscano in generale a risultati e soluzioni che trovino utilizzo in una prospettiva di lungo termine ed abbiano carattere generale per il sistema elettrico nazionale;

c) abbiano natura applicativa, riguardando in particolare aspetti metodologici, tecnici e tecnologici, e, di norma, non siano limitate a sole ricerche di base, pur potendosi avvalere degli sviluppi raggiunti da queste ultime;

d) non si configurino come servizi prestati alle aziende e non siano in alcun modo sostitutive di attività direttamente svolte dai singoli soggetti operanti nel settore dell'energia elettrica nell'àmbito della loro gestione caratteristica di impresa.

2. Le attività di ricerca di cui al precedente comma 1 possono:

a) essere a totale beneficio degli utenti del sistema elettrico nazionale; in tal caso i risultati non possono formare oggetto di alcun diritto di uso esclusivo o prioritario, né di alcun vincolo di segreto o riservatezza;

b) in alternativa a quanto previsto alla lettera a), essere a beneficio degli utenti del sistema elettrico nazionale e contestualmente di interesse specifico di soggetti operanti nel settore dell'energia elettrica nazionale o internazionale; in tal caso i risultati formano oggetto di diritti di privativa e possono essere utilizzati per lo sviluppo di servizi o di prodotti industriali, con connessi vincoli di segreto o di riservatezza. I soggetti utilizzatori sono tenuti al pagamento, a favore del Fondo di cui all'art. 11, di un diritto il cui ammontare, unitamente alle eventuali condizioni per l'utilizzo dei suddetti risultati, è determinato dal Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato di intesa con l'Autorità per l'energia elettrica e il gas;

c) essere in parte finanziate anche attraverso fondi e meccanismi diversi da quelli previsti all'art. 11 ed essere svolte da soggetti nazionali anche in collaborazione tra di loro e con soggetti appartenenti ad altri Stati, con particolare, ma non esclusivo, riferimento agli Stati membri dell'Unione europea.

 

11. Fondo per la ricerca.

1. I costi delle attività di cui all'art. 10 sono coperti attraverso stanziamenti a carico di un Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca istituito presso la Cassa conguaglio per il settore elettrico ed alimentato dal gettito di una componente della tariffa del servizio di distribuzione dell'energia elettrica ai clienti finali nel mercato vincolato e da una maggiorazione del corrispettivo per l'accesso e l'uso della rete di trasmissione nazionale. L'ammontare del gettito da destinare al Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca viene fissato, per ogni anno, dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas entro il 31 agosto dell'anno precedente, in misura comunque non superiore all'equivalente di 1 lira per kWh consumato dai clienti finali, come definiti dall'art. 2, comma 4, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. L'Autorità per l'energia elettrica e il gas comunica al Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato ed al Ministro del tesoro, del bilancio e della programmazione economica le proprie determinazioni in merito, che divengono operative sessanta giorni dopo la comunicazione, salvo diverse indicazioni dei Ministri medesimi.

2. Il Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato, di intesa con l'Autorità per l'energia elettrica e il gas, entro il 30 giugno 2000 definisce modalità per la selezione dei progetti di ricerca da ammettere all'erogazione degli stanziamenti di cui al comma 1 e per il controllo dello stato di avanzamento e dei risultati dei progetti ammessi, nonché criteri per l'organizzazione strutturale della ricerca di sistema al fine di garantirne l'aderenza alle finalità di cui all'art. 10[11].

3. La Cassa conguaglio per il settore elettrico liquida i finanziamenti alle attività di ricerca sulla base degli esiti delle attività di selezione e controllo di cui al comma 2.

 

 

TITOLO V

Disposizioni transitorie e finali

 

12. Prezzo all'ingrosso dell'energia.

1. In via transitoria, fino a quando non avrà raggiunto piena operatività il sistema delle offerte, di cui all'art. 5, comma 2, del decreto legislativo n. 79/1999, il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica ceduta sul mercato nazionale, ai fini dell'art. 5, commi 6 e 9, è individuato dall'Autorità tenendo conto anche del prezzo medio dell'energia elettrica nei contratti bilaterali.

 

13. Continuità delle attività di cui ai titoli III e IV.

1. Fino alla rideterminazione di cui all'art. 9, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede alla quantificazione degli importi relativi ai costi di cui al titolo III, da coprire annualmente attraverso l'adeguamento del corrispettivo di cui all'art. 3, comma 10, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, facendo riferimento ai costi della gestione corrente delle attività stesse, in misura comunque non superiore all'equivalente di lire 0,6 per kWh consumato dai clienti finali, come definiti dall'art. 2, comma 4, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. L'Autorità provvede altresì con modalità analoghe a coprire i costi delle attività di cui all'art. 8, comma 1, lettera c), punto iii), ove si attivino specifici consorzi con la società SoGIN, finalizzati a tali attività.

2. Per l'anno 2000 l'Autorità per l'energia elettrica e il gas provvede alla fissazione in via temporanea dell'ammontare del fabbisogno del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca di cui all'art. 11, da coprire attraverso una componente della tariffa del servizio di distribuzione dell'energia elettrica ai clienti finali nel mercato vincolato e l'adeguamento del corrispettivo per l'accesso e l'uso della rete di trasmissione nazionale, in misura comunque non superiore all'equivalente di lire 0,5 per kWh consumato dai clienti finali, come definiti dall'art. 2, comma 4, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. Sino al 30 giugno 2000 le risorse del Fondo per il finanziamento dell'attività di ricerca vengono interamente assegnate alla società CESI S.p.A.

 

14. Entrata in vigore.

1. Il presente decreto entra in vigore il giorno successivo alla sua pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana.



[1] La compensazione di cui alla presente lettera non si applica dal 1° gennaio 2002, ai sensi di quanto disposto dall'art. 2, D.L. 18 febbraio 2003, n. 25.

 

[2] Comma così modificato dall'art. 3, D.M. 17 aprile 2001.

[3] Con Del.Aut.en.el. e gas 25 maggio 2001, n. 114/01 (Gazz. Uff. 7 giugno 2001, n. 130) sono stati definiti il prezzo dell'energia elettrica all'ingrosso, i costi variabili unitari riconosciuti e le modalità di aggiornamento dei parametri RR, ai fini del calcolo dei costi di produzione non recuperabili.

 

[4] Comma aggiunto dall'art. 4, D.M. 17 aprile 2001.

[5] Comma aggiunto dall'art. 4, D.M. 17 aprile 2001.

[6] Comma aggiunto dall'art. 4, D.M. 17 aprile 2001.

[7] Comma aggiunto dall'art. 4, D.M. 17 aprile 2001.

[8] Per la proroga del termine vedi l'art. 1, D.M. 17 aprile 2001.

[9] Con Del.Aut.en.el. e gas 23 aprile 2002, n. 71/02 (Gazz. Uff. 6 maggio 2002, n. 104 e Gazz. Uff. 16 maggio 2002, n. 113) sono stati rideterminati gli oneri conseguenti allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile e alle attività connesse e conseguenti per il triennio 2002 - 2004.

[10] Vedi, anche, l'art. 2, D.M. 17 aprile 2001.

 

[11] In attuazione di quanto disposto dal presente comma vedi il D.M. 28 febbraio 2003.