MERCATO ITALIANO DELL ENERGIA ELETTRICA

MERCATO ITALIANO DELL ENERGIA ELETTRICA dott. ing. Davide Mariani Università di Pavia 7 marzo 2005 CSE SRL VIA RIVIERA, 39 27100 PAVIA TEL. 0382 528850 FAX 0382 528851 e.mail cse@cseit.it www. cseit.it VIALE ASIA, 11 00144 ROMA TEL. 06 5921692/3 FAX 06 5921694

ANALISI DEL MERCATO DELL ENERGIA E DELLA CONCORRENZA dal mercato vincolato alla borsa elettrica CSE SRL VIA RIVIERA, 39 27100 PAVIA TEL. 0382 528850 FAX 0382 528851 e.mail cse@cseit.it www. cseit.it VIALE ASIA, 11 00144 ROMA TEL. 06 5921692/3 FAX 06 5921694

Il decreto legislativo n.79/99, pubblicato sulla gazzetta ufficiale del 31 marzo 1999, ha recepito la direttiva europea 96/92/CE sulla liberalizzazione del mercato dell energia elettrica. Dal 1 aprile del 1999 le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica sono libere. Le attività di trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato ed attribuite in concessione al gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN spa). L'attività di distribuzione dell'energia elettrica e' svolta in regime di concessione rilasciata dal Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato CSE srl 3di 9

L apertura del mercato elettrico è prevista per fasi ENEL spa deve frazionare in società distinte le attività della filiera elettrica ENEL spa deve cedere una parte della propria capacità produttiva Nasce la figura del grossista nel campo dell energia elettrica L accesso al sistema è graduale e calendarizzato in base ai consumi per le utenze finali La rete elettrica, di trasmissione e distribuzione, presta il servizio di trasporto dell energia elettrica Il mercato è regolato attraverso contratti bilaterali tra operatori CSE srl 4di 9

Terminata la fase transitoria il mercato è gestito attraverso la "borsa elettrica (si attua il dispacciamento di merito economico). Il decreto fissa al 1 gennaio 2001 l avvio della borsa. Sino all avvio della borsa elettrica si applica il dispacciamento passante, vale a dire basato sul rispetto di vincoli tecnici Sono comunque consentiti i contratti bilaterali,anche dopo l avvio della borsa elettrica Il mercato vincolato è alimentato attraverso forniture dei distributori locali garantite transitoriamente da ENEL spa sino all operatività della società Acquirente Unico spa (AU). CSE srl 5di 9

L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas fissa le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la liberta' di accesso a parita' di condizioni, l'imparzialita' e la neutralita' del servizio di trasmissione e dispacciamento. L'Autorita' prevede, inoltre, l'obbligo di utilizzazione prioritaria dell'energia elettrica prodotta a mezzo di fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediante cogenerazione La data del 1 gennaio 2001 non ha visto l avvio della borsa elettrica L apertura graduale del mercato alle utenze finali si è ulteriormente evoluta sino a consentire l accesso al mercato elettrico a tutte le utenze non domestiche dal 1 luglio 2004. Il Ministero per le Attività Produttive (MAP), con i provvedimenti del dicembre 2003, ha stabilito l avvio della borsa elettrica dal 1 gennaio 2004 La borsa elettrica è partita il 1 aprile 2004 con la sola partecipazione attiva dell offerta. Dal 1 gennaio 2005 partecipa attivamente in borsa anche la domanda. CSE srl 6di 9

Tempi e fasi effettivi per la liberalizzazione: situazione al gennaio 2005 CSE srl 7di 9

Schema di flusso fisico dell energia elettrica CSE srl -Pavia -Roma

Schema di sintesi del mercato elettrico dopo l avvio completo della Borsa elettrica Energia + servizi di dispacciamento Energia + servizi di dispacciamento

LA BORSA ELETTRICA NELLO SCENARIO DEL SISTEMA ELETTRICO LIBERALIZZATO CSE SRL VIA RIVIERA, 39 27100 PAVIA TEL. 0382 528850 FAX 0382 528851 e.mail cse@cseit.it www. cseit.it VIALE ASIA, 11 00144 ROMA TEL. 06 5921692/3 FAX 06 5921694

La gestione economica del mercato elettrico è affidata ad un gestore del mercato. In data 27 giugno 2000 il GRTN ha costituito la Società Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME) Il MAP ha pubblicato il decreto 19 dicembre 2003: Approvazione del testo integrato della Disciplina del mercato elettrico. Assunzione di responsabilita' del Gestore del mercato elettrico S.p.a. relativamente al mercato elettrico. 2di 19

Il testo integrato è costituito da: la Disciplina del mercato elettrico approvata con DM 9 maggio 2001, modificata dal MAP le istruzioni alla Disciplina del mercato elettrico trasmessa dal GME in data 18 luglio 2002, modificata dal MAP le istruzioni alla Disciplina del mercato elettrico relative alla sede di contrattazione dei certificati verdi, approvate con DM 14 marzo 2003. Il servizio di dispacciamento nella borsa elettrica, dal 1 gennaio 2005, è regolato dalla delibera dell Autorità n.168/03. 3di 19

Il sistema prevede un meccanismo organizzato di offerte di vendita e di acquisto di energia elettrica, basato su un mercato o borsa dell energia elettrica un mercato o borsa dei servizi di dispacciamento Gli operatori vendono e acquistano energia elettrica nel mercato dell energia elettrica, oppure tramite contratti fisici bilaterali. La scelta delle modalità di vendita e di acquisto è lasciata al singolo operatore, in funzione delle convenienze relative. 4di 19

Articolazione e struttura del Mercato elettrico MERCATO DELL ENERGIA Mercato del giorno prima Mercato di aggiustamento MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO per la risoluzione delle congestioni per la riserva per il bilanciamento 5di 19

Soggetti e funzioni nel mercato elettrico mercati dell'energia ACQUISTA consumatore produttore mercato dei servizi di dispacciamento (MSD) GRTN mercato del giorno prima (MGP) mercato di aggiustamento (MA) risoluzione delle congestioni riserva bilanciamento VENDE produttore produttore produttore e consumatore abilitati 6di 19

MERCATO DELL ENERGIA I mercati dell energia prevedono, per ciascuna delle 24 ore, la presentazione di offerte composte da coppie quantità (MWh) - prezzo ( /MWh) Offerte di vendita Offerte di acquisto 7di 19

Determinazione del prezzo di equilibrio curva della domanda curva dell'offerta 100,00 75,00 punto di equilibrio /MWh 50,00 25,00-0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 GWh Elaborazione da fonte GME-GRTN 8di 19

Separazione del mercato in zone Il mercato elettrico è unico sul territorio nazionale Il territorio nazionale è diviso in un numero limitato di zone geografiche al solo fine di risoluzione efficiente delle congestioni Per ogni ora, se, sulla base del programma orario nazionale preliminare di immissione e prelievo, l'entità di almeno un transito di energia tra zone limitrofe è superiore al limite ammissibile si procede alla separazione del mercato in due o più zone. La separazione del mercato in zone e di selezione delle offerte in ogni zona si conclude quando tutti i transiti di energia sono minori o uguali ai valori ammessi e quando in ogni zona è garantito l'equilibrio complessivo tra domanda e offerta. Il prezzo della zona che importa sarà maggiore del prezzo della zona che esporta 9di 19

Zone geografiche con vincoli di trasmissione 10 di 19

Zone e vincoli di trasmissione da a ora 1 ora 2 ora 3 ora 4 ora 5 ora 6 ora 7 ora 8 ora 9 ora 10 ora 11 ora 12 brindisi grecia 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 centro nord nord 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 centro sud sud 2.300 2.300 2.300 2.300 2.300 2.300 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 estero nord est nord 586 586 586 586 586 586 616 616 616 616 616 616 estero nord ovest nord 5.250 5.250 5.250 5.250 5.250 5.250 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 nord centro nord 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 sud centro sud 2.200 2.200 2.200 2.200 2.200 2.200 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 da a ora 13 ora 14 ora 15 ora 16 ora 17 ora 18 ora 19 ora 20 ora 21 ora 22 ora 23 ora 24 brindisi grecia 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 centro nord nord 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 2.500 2.500 centro sud sud 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.300 2.300 estero nord est nord 616 616 616 616 616 616 616 616 616 616 586 586 estero nord ovest nord 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.570 5.250 5.250 nord centro nord 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 3.600 sud centro sud 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.000 2.200 2.200 esempio relativo all 11 gennaio 2005, dati espressi in MW 11 di 19

Gli impianti di produzione con potenza oltre 10 MVA devono offrire nel mercato dell energia elettrica la propria capacità produttiva non impegnata in contratti fisici bilaterali. I titolari di contratti bilaterali devono comunicare al GRTN i programmi di immissione e di prelievo prima delle sessioni di borsa. Ai produttori è riconosciuto il prezzo della zona di rete in cui è localizzata l unità di produzione. I clienti finali, indipendentemente dalla zona ove sono localizzati, pagano un prezzo medio nazionale determinato come media dei prezzi zonali, ponderata sulla base dei consumi. 12 di 19

ora 11 gennaio 2005 valori in /MWh Prezzo prezzo in Unico assenza di nord Nazionale separazione Zone, PUN e prezzi zonali centro nord centro sud sud sicilia sardegna calabria 1 30,00 30,0 30,00 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 2 30,02 30,0 30,02 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 3 30,00 30,0 30,00 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 4 30,24 30,2 30,24 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 5 31,42 31,5 31,50 31,5 31,5 31,5 30,0 31,5 31,5 6 34,39 32,7 34,99 35,0 35,0 35,0 23,8 35,0 35,0 7 46,50 46,5 46,50 46,5 46,5 46,5 46,5 46,4 46,5 8 99,57 99,6 99,57 99,6 99,6 99,6 99,6 99,6 99,6 9 106,93 106,9 106,93 106,9 106,9 106,9 106,9 106,9 106,9 10 117,10 117,1 117,10 117,1 117,1 117,1 117,1 117,1 117,1 11 117,00 117,0 117,00 117,0 117,0 117,0 117,0 117,0 117,0 12 107,81 107,8 107,81 107,8 107,8 107,8 107,8 107,8 107,8 13 107,51 107,5 107,50 107,5 107,5 107,5 107,7 107,5 107,5 14 106,50 106,5 106,50 106,5 106,5 106,5 106,6 106,5 106,5 15 110,56 110,6 110,56 110,6 110,6 110,6 110,6 110,6 110,6 16 110,64 110,6 110,64 110,6 110,6 110,6 110,6 110,6 110,6 17 117,44 117,4 117,44 117,4 117,4 117,4 117,4 117,4 117,4 18 135,59 135,0 135,83 135,8 135,8 135,8 135,8 128,7 135,8 19 130,34 129,8 129,68 129,7 129,9 129,9 140,0 129,3 129,9 20 118,20 117,6 117,50 117,5 117,9 117,9 126,9 117,9 117,9 21 117,58 117,5 117,50 117,5 117,7 117,7 117,9 117,7 117,7 22 104,52 104,5 104,50 104,5 104,5 104,5 104,8 104,5 104,5 23 99,51 99,5 99,50 99,5 99,5 99,5 99,8 99,3 99,5 24 46,48 46,5 46,50 46,5 46,5 46,5 46,3 46,3 46,5 13 di 19

Zone, PUN, prezzi zonali Determinazione del corrispettivo per l assegnazione della capacità di trasporto interzonale. Impianto di produzione in zona nord il giorno 11 gennaio 2005 Prezzo ora Unico Nazionale 1 30,00 2 30,02 3 30,00 4 30,24 5 31,42 6 34,39 7 46,50 8 99,57 9 106,93 10 117,10 11 117,00 12 107,81 13 107,51 14 106,50 15 110,56 16 110,64 17 117,44 18 135,59 19 130,34 20 118,20 21 117,58 22 104,52 23 99,51 24 46,48 nord 30,00 30,02 30,00 30,24 31,50 34,99 46,50 99,57 106,93 117,10 117,00 107,81 107,50 106,50 110,56 110,64 117,44 135,83 129,68 117,50 117,50 104,50 99,50 46,50 CCT -0,08-0,60 0,01-0,24 0,66 0,70 0,08 0,02 0,01-0,02 14 di 19

rezzo di acquisto unico nazionale: 5 /MWh rezzo di vendita differenziato per zone: ona A: 30 /MWh ona B:40 /MWh 35 /MWh 30 /MWh 35 /MWh 40 /MWh 15 di 19

MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO CSE srl -Pavia -Roma Il mercato del servizio di dispacciamento comprende anche l erogazione del servizio di bilanciamento (che include lo scambio). Tutti i titolari dei punti di immissione e dei punti di prelievo sottoscrivono, direttamente o tramite un mandatario (oltre al contratto di trasmissione o distribuzione), un contratto di dispacciamento che: disciplina i corrispettivi a copertura dei costi sostenuti dal GRTN nell attività di dispacciamento, compresi i costi per l approvvigionamento delle risorse per i servizi di riserva e di bilanciamento, e le modalità di liquidazione delle relative partite economiche disciplina le fideiussioni che gli utenti del mercato del servizio di dispacciamento devono prestare al Gestore della rete per la copertura del rischio di controparte. I titolari dei punti di immissione e di prelievo eventualmente non dotati di misuratori orari vengono trattati in modo convenzionale mediante il meccanismo previsto dalla delibera dell Autorità n.118/03 (load profiling). 16 di 19

Costo per il servizio di dispacciamento Il servizio per dispacciamento sul mercato libero è stabilito dalla delibera n.168/03, secondo gli articoli dal 29 al 52. Il servizio di dispacciamento prevede la determinazione di corrispettivi di dispacciamento, a carico o a favore dell utente del dispacciamento. Alcuni corrispettivi sono valutati per ogni singola ora (sbilanciamento, non arbitraggio e utilizzo capacità di trasporto), altri calcolati come corrispettivi unitari, applicati su base mensile all energia immessa o prelevata. 17 di 19

corrispettivi orari corrispettivi calcolati su base mensile Corrispettivo di sbilanciamento Corrispettivo di non arbitraggio (solo se il dispacciamento di merito economico prevede la separazione operativa della rete in zone, per quell ora) Corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto (solo se il dispacciamento di merito economico prevede la separazione operativa della rete in zone, per quell ora) Corrispettivo per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico Corrispettivo a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001

ONERI APPLICABIILI AI CONTRATTI DI DISPACCIAMENTO IN PRELIEVO PER L'ANNO 2005 riferimento: delibera n.168/03 + delibera n.237/04 modalità applicative note Articolo 29 Corrispettivi di dispacciamento Elenca i corrispettivi di dispacciamento Articolo 32 Corrispettivi di sbilanciamento si applica sullo sbilanciamento tra programmi e dati effettivi, con la tolleranza del +-10% Articolo 33 Corrispettivo di non arbitraggio si applica allo sbilanciamento sono oneri afferenti al contratto di compravendita, Sono oneri che dipendono dalla collocazione zonale dei punti di al quale afferiscono contratti di immissione (anche le frontiere sono punti Articolo 35 Corrispettivi per l assegnazione dei diritti di dispacciamento in immissione e di immissione). Possono essere positivi o utilizzo della capacità di trasporto contratti di dispacciamento in negativi. Sono stati denominati CCT nel prelievo. Si riferiscono agli operatori cedenti. 2004. Possono essere coperti con i CCC (forma assicurativa) Articolo 36 Corrispettivi per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Articolo 37 Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Articolo 37.1 Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete Articolo 37.2 Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti Articolo 37.3 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva Articolo 46 Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure Articolo 52.5 Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico Articolo 52.6 Corrispettivo a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite applicabile agli utenti del dispacciamento, a tutta l'energia consumata, comprese le perdite a tutta l'energia consumata, comprese le perdite Il GRTN si approvvigiona di "quello che serve" per il dispacciamento; calcola quanto è entrato e quello che resta lo divide tra tutti i consumi. Questo corrispettivo comprende quindi, ad esempio, spalmati su tutti i consumatori, gli oneri di sbilanciam previsto pari a 0,01 c /kwh è l'attuale UC5/λ è l'attuale CD/λ non è chiarito su quale base imponibile ma si ipotizza l'energia immessa o prelevata a seconda di punti di immissione o prelievo è l'attuale INT/λ è l'attuale DP/λ

LA STRUTTURA DEI PREZZI PER L ENERGIA PER IL MERCATO VINCOLATO E PER IL MERCATO LIBERO CSE SRL VIA RIVIERA, 39 27100 PAVIA TEL. 0382 528850 FAX 0382 528851 e.mail cse@cseit.it www. cseit.it VIALE ASIA, 11 00144 ROMA TEL. 06 5921692/3 FAX 06 5921694

La struttura dei prezzi per il mercato vincolato La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato vincolato risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti: costo per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura maggiorazioni (parti A) componenti UC 3, UC 6 e MCT componente CCA componenti UC 1 componenti UC 5 componenti UC 4 componenti COV costo per imposte erariali e addizionali 2di 20

dove: CCA è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kwh, a copertura dei costi di acquisto e di dispacciamento dell energia elettrica destinata al mercato vincolato, nonché degli oneri derivanti dall applicazione delle disposizioni di cui all articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 sino all avvio del dispacciamento di merito economico CCA è pari alla somma dei seguenti elementi: PC (è l elemento a copertura dei costi di acquisto dell energia elettrica destinata al mercato vincolato OD (è l elemento a copertura dei costi di dispacciamento dell energia elettrica destinata al mercato vincolato VE è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kwh, a copertura degli oneri derivanti dall applicazione delle disposizioni di cui all articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 (Certificati Verdi). CD è l elemento a copertura dei costi sostenuti dal GRTN per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva INT è l elemento a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico DP è l elemento a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 CSE srl -Pavia -Roma La quantificazione economica delle componenti di CCA viene determinata e aggiornata trimestralmente dall Autorità in base ai costi sostenuti dall Acquirente Unico per l approvvigionamento dell energia per il mercato vincolato (e non più attraverso il parametro Ct). 3di 20

COV sono le componenti tariffarie a copertura dei costi relativi all erogazione del servizio di acquisto e vendita dell energia elettrica destinata al mercato vincolato UC 1 sono le componenti tariffarie a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto dell energia elettrica destinata al mercato vincolato UC 5 sono componenti tariffarie a copertura dei costi a carico del GRTN connessi all approvvigionamento dell energia elettrica necessaria a compensare la differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti UC 4 sono le componenti tariffarie, espresse in centesimi di euro/kwh, a copertura delle integrazioni di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a) del provvedimento CIP n. 34/74 e successivi aggiornamenti; 4di 20

I valori del costo dell energia per il mercato vincolato (CCA), e degli altri componenti la tariffa, vengono determinati dall Autorità. Il 2004 ha segnato il passaggio alla borsa elettrica anche per il mercato vincolato, attraverso l Acquirente Unico, e dunque il sistema tariffario passa da riferimenti di costo (costi fissi di generazione, costi variabili di generazione, elementi che tengono conto dei costi di dispacciamento), a riferimenti di mercato (prezzo che si forma in borsa, sia per l energia sia per il dispacciamento) L Autorità ha riconsiderato la sensibilità del sistema elettrico rispetto alle nuove richieste di potenza, sia in termini di intensità sia per distribuzione stagionale (storicamente le punte di prelievo si collocavano nel periodo invernale mentre dal 2003 si sono evidenziate forti richieste di potenza nel periodo estivo), determinando le nuove fasce orarie. 5di 20

L Autorità, con la delibera n. 252/04, ha fissato le tariffe per il mercato vincolato ed altri parametri di riferimento, per il trimestre gennaio-marzo 2005. Per quanto riguarda il parametro Ct (che tiene conto dei costi variabili di generazione dell energia elettrica e del costo del petrolio, e si basa sulla valutazione dell andamento di alcuni elementi economici in un periodo di sei mesi precedenti e viene aggiornato se gli scostamenti di tali parametri rispetto ai valori precedenti risultano superiori al 3%), si registra l aggiornamento del valore precedente, pari a 4,014 c /kwh, a 4,121 c /kwh. Per il periodo compreso tra l 1 gennaio 2005 e il 31 marzo 2005, i valori degli elementi tariffari per il mercato vincolato, sono i seguenti 6di 20

ELEMENTI TARIFFARI - UTENZE IN MEDIA TENSIONE trimestre ottobre dicembre 2004trimestre gennaio marzo 2005 delibera di riferimento del.n.171/04 del.n.252/04 fasce del.n.5/04 del.n.235/04 Ct c /kwh 4,014 4,121 TOTALE parti A c /kwh 1,00 1,08 c /mese 371,44 371,44 componenti c /kwh 0,08 0,08 UC3+UC6+UC5 c /mese 2551,64 765,49 componenti c /kwh 0,02 0,07 UC1+UC4 c /mese 0,00 0,00 componente MCT c /mese 0,00 0,02 CCA (monoraria) c /kwh 7,25 7,36 CCA1 c /kwh 14,82 non pubblicato (non c è fascia F1 nel trimestre) CCA2 c /kwh 8,48 9,17 CCA3 c /kwh 6,55 8,31 CCA4 c /kwh 4,32 5,11 7di 20

ELEMENTI TARIFFARI - UTENZE IN ALTA TENSIONE trimestre ottobre dicembre 2004 trimestre gennaio marzo 2005 delibera di riferimento del.n.171/04 del.n.252/04 fasce del.n.5/04 del.n.235/04 Ct c /kwh 4,014 4,121 c /kwh 0,94 1,02 TOTALE parti A c /mese 452,37 452,37 c /kwh 0,07 0,07 componenti UC3+UC6+UC5 c /mese 0 0 c /kwh 0,01 0,06 componenti UC1+UC4 c /mese 0 0 componente MCT c /mese 0 0,02 CCA1 c /kwh 14,50 non pubblicato (non c è fascia F1 nel trimestre) CCA2 c /kwh 8,31 8,99 CCA3 c /kwh 6,41 8,14 CCA4 c /kwh 4,23 5,01 8di 20

Il costo dell energia (esempio sulla base delle tariffe del trimestre gennaio - marzo 2005) Clienti finali non dotati di misuratori atti a rilevare l energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, per utenze in media tensione. CCA (monoraria) c /kwh 7,36 PC c /kwh 6,74 OD c /kwh 0,29 VE c /kwh 0,02 CD c /kwh 0,1 INT c /kwh 0,2 DP c /kwh 0,01 CCA = 7,36 c /kwh COV = 61,6217 /anno (5,14 /mese) UC 1 e UC 5 = 0,05 e 0,06 c /kwh. UC 4 = 0,02 c /kwh. 9di 20

Il costo dell energia (esempio sulla base delle tariffe del trimestre gennaio - marzo 2005) Clienti finali dotati di misuratori atti a rilevare l energia elettrica per ciascuna delle fasce orarie F1, F2, F3 ed F4, per utenze in media tensione. CCA2 c /kwh 9,17 PC2 c /kwh 8,42 OD2 c /kwh 0,27 VE c /kwh 0,02 CD c /kwh 0,15 INT c /kwh 0,3 DP c /kwh 0,01 CCA3 c /kwh 8,31 PC3 c /kwh 7,76 OD3 c /kwh 0,27 VE c /kwh 0,02 CD c /kwh 0,08 INT c /kwh 0,17 DP c /kwh 0,01 CCA4 c /kwh 5,11 PC4 c /kwh 4,81 OD4 c /kwh 0,27 VE c /kwh 0,02 CD c /kwh 0,00 INT c /kwh 0,00 DP c /kwh 0,01 10 di 20

Il costo dell energia (esempio sulla base delle tariffe del trimestre aprile - marzo 2005) CCA 1 = nd c /kwh CCA 2 = 9,17 c /kwh CCA 3 = 8,31 c /kwh CCA 4 = 5,11 c /kwh COV = 61,6217 /anno UC 1 e UC 5 = 0,05 e 0,06 c /kwh. UC 4 = 0,02 c /kwh. 11 di 20

Imposte Sull energia consumata si applicano le imposte fiscali erariali e addizionali Le imposte erariali sono stabilite dal D.Lgs. n.504/95 e successive modifiche e integrazioni. Sono fissate in 0,31 c /kwh. Le utenze che in un mese consumano più di 1200000 kwh godono dell esenzione per le imposte erariali, per quel mese. Le imposte addizionali sono pari a 0,93 c /kwh. La Provincia può, in sede di formazione del bilancio di previsione aumentarle sino a 1,136 c /kwh. Le imposte addizionali si applicano ai primi 200000 kwh/mese. 12 di 20

La struttura dei prezzi per il mercato libero La struttura dei prezzi per le utenze finali del mercato libero risulta costituita dalla somma delle seguenti componenti: costo per il servizio di distribuzione, trasmissione e misura maggiorazioni (parti A) componenti UC 3 e UC 6 e MCT costo per il servizio di dispacciamento costo dell energia costo per imposte erariali e addizionali 13 di 20

Costo per il servizio di dispacciamento Il servizio per dispacciamento sul mercato libero è stabilito dalla delibera n.168/03, secondo gli articoli dal 29 al 52. Il servizio di dispacciamento prevede la determinazione di corrispettivi di dispacciamento, a carico o a favore dell utente del dispacciamento. Alcuni corrispettivi sono valutati per ogni singola ora (sbilanciamento, non arbitraggio e utilizzo capacità di trasporto), altri calcolati come corrispettivi unitari, applicati su base mensile all energia immessa o prelevata. I corrispettivi di dispacciamento per il mercato libero trovano un corrispondente elemento tariffario per il mercato vincolato denominato OD, stabilito trimestralmente dall Autorità. 14 di 20

Corrispettivo di sbilanciamento CSE srl -Pavia -Roma I corrispettivi di dispacciamento a carico dei punti di prelievo sono i seguenti Corrispettivo per l approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento Corrispettivo a copertura dei costi delle unità essenziali per la sicurezza del sistema Corrispettivo per il servizio di aggregazione delle misure Corrispettivo a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento del Gestore della rete Corrispettivo a copertura dei costi derivanti dalla differenza tra perdite effettive e perdite standard nelle reti (equivalente a UC5 del mercato vincolato) Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione della disponibilità di capacità produttiva (equivalente a CD del mercato vincolato) Corrispettivo a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di interrompibilità del carico (equivalente a INT del mercato vincolato) Corrispettivo a copertura dei costi connessi con la riconciliazione 2001 (equivalente a DP del mercato vincolato)

Il costo per l energia sul mercato libero Il costo per l energia sul mercato libero è determinato attraverso contratti commerciali tra venditore e acquirente che possono prevedere corrispettivi differenziati per fascia oppure invarianti. Trattandosi di contratti commerciali, possono contenere clausole secondo le quali gli oneri per bilanciamento, riserva e scambio (e perdite) sono comprese nel prezzo di fornitura oppure esposte separatamente, nelle fatture di fornitura. Possono contenere sconti per regolarità dei pagamenti, per anzianità contrattuale ed altro. 16 di 20

Elementi di riferimento per forniture sul mercato libero Sconto percentuale su CCA: il fornitore espone in fattura i costi relativi ad una equivalente fornitura sul mercato vincolato ed applica, alla sola componente CCA (o altro elemento tariffario, quale ad esempio PC), uno sconto percentuale Bonus specifico: il fornitore espone in fattura i costi relativi ad una equivalente fornitura sul mercato vincolato e sottrae una una somma ottenuta applicando un bonus specifico, espresso in c /kwh, ai volumi oggetto della fattura. Fornitura: contrattualmente si stabiliscono i corrispettivi per la fornitura di energia (costo dell energia), espressi in c /kwh, e le relative modalità di aggiornamento periodiche (panieri di combustibili o tariffe del mercato vincolato). In fattura vengono esposte le voci relative a trasporto, bilanciamento, maggiorazioni e quant altro dovuto dai clienti del mercato libero, stabilito da norme e opzioni tariffarie, e calcolato sui prelievi oggetto della fatturazione. 17 di 20

Il mercato libero e il mercato vincolato sono resi differenti principalmente dai costi dell'energia e dagli oneri per servizio di dispacciamento. CONFRONTO TRA UTENZA SUL MERCATO LIBERO O SUL MERCATO VINCOLATO utenza del mercato utenza del mercato libero vincolato note costo per il servizio di trasporto comprese UC sul traporto si si medesimo costo costo per componenti COV no si costo diverso maggiorazioni sulla disribuzione si si medesimo costo costi per servizi di dispacciamento si (compreso in CCA) costo diverso costi connessi con le perdite si (compreso in CCA) costo diverso componenti UC 1 no si costo diverso componenti UC 4 no si costo diverso (comprese in componenti UC 5 si costo diverso dispacciamento) costo per l energia contrattato CCA costo diverso costo per imposte erariali e addizionali si si medesimo costo 18 di 20

A titolo esemplificativo si rappresenta uno scenario di confronto tra fornitura sul mercato libero e sul mercato vincolato per una utenza alimentata in media tensione. 120,00 100,00 mercato vincolato mercato libero costo trasporto 11,00 11,00 /MWh costo COV 0,020 - /MWh costo parti A 10,80 10,80 /MWh costo UC 3 0,60 0,60 /MWh costo UC 6 0,26 0,26 /MWh costo UC 1 0,50 - /MWh costo UC 4 0,20 - /MWh costo UC 5 0,60 0,60 /MWh costo per MCT 0,20 0,20 costo dispacciamento - 4,00 /MWh costo perdite - 3,32 /MWh costo energia 78,00 65,00 /MWh TOTALE 102,18 95,77 /MWh 80,00 60,00 40,00 20,00 costo per MCT costo energia costo perdite costo dispacciamento costo UC5 costo UC4 costo UC1 costo UC6 costo UC3 costo parti A costo COV costo trasporto - mercato vincolato mercato libero 19 di 20

Prezzi medi delle energia elettrica per utenze sul mercato libero Utenze alimentate in BT 0,01 0,1 GWh/anno 13,5 12,0 c /kwh Utenze alimentate in MT 0,1 1 GWh/anno 11,5 10,0 c /kwh 1 9 GWh/anno 10,0 8,5 c /kwh 9 20 GWh/anno 8,5 8,0 c /kwh 20 30 GWh/anno 8,0 7,5 c /kwh Utenze alimentate in AT 30 100 GWh/anno 7,5 7,0 c /kwh oltre 100 GWh/anno fino a 6,0 c /kwh Valori medi annui 2005 con ipotesi di costo 1 trimestre 2005 20 di 20

ACCESSO ALLA RETE NEL NUOVO MERCATO DELL ENERGIA ELETTRICA Le condizioni tecnico-economiche dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura CSE SRL VIA RIVIERA, 39 27100 PAVIA TEL. 0382 528850 FAX 0382 528851 e.mail cse@cseit.it www. cseit.it VIALE ASIA, 11 00144 ROMA TEL. 06 5921692/3 FAX 06 5921694

Il riferimento normativo è costituito dal Testo Integrato pubblicato con la delibera dell Autorità per l energia elettrica e il gas n.05/04, che ha efficacia nel quadriennio 2004-2007. Il Testo Integrato contiene le disposizioni relative alla regolazione dei corrispettivi per la remunerazione dei seguenti servizi di pubblica utilità: trasporto (trasmissione e distribuzione) vendita al mercato vincolato (compresi gli oneri per il servizio di acquisto e vendita) misura Riguarda inoltre le componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico. In sostanza le parti A della tariffa e le componenti denominate UC CSE srl 2di 27

Il servizio di trasporto ed i relativi oneri riguardano, in modo invariante, i clienti del mercato vincolato e del mercato libero. L attività di trasporto riguarda l accesso alla rete: il flusso di energia consegnata all utente finale, partendo da punti di immissione siano essi punti di interconnessione con l estero o impianti di produzione, transita su reti in alta, media o bassa tensione e subisce le relative trasformazioni di tensione. Le reti interessate sono la rete di trasmissione nazionale e le reti di distribuzione locale. I distributori locali sono gli interlocutori per i clienti finali per la riscossione degli oneri complessivi per servizio di trasporto. I distributori assumono il ruolo di fornitori di energia elettrica al mercato vincolato (trasporto + energia) e di fornitori del servizio di trasporto dell energia elettrica agli utenti del mercato libero CSE srl 3di 27

IL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA ELETTRICA Il COSTO DI DISTRIBUZIONE viene stabilito con la presentazione di opzioni tariffarie, rispettose di alcuni vincoli imposti dall'autorità, da parte dei distributori ed è RIFERITO AL PUNTO DI CONSUMO. I distributori propongono all'autorità, ogni anno entro il 15 ottobre, le opzioni tariffarie relative al trasporto dell'energia elettrica per l'anno successivo. L Autorità, entro 45 giorni dal ricevimento della proposta, ne verifica la compatibilità con i vincoli; il termine può essere prorogato di 15 giorni nel caso in cui l Autorità richieda integrazioni o chiarimenti. Trascorso il periodo previsto, le opzioni tariffarie proposte si intendono approvate in caso di silenzio da parte dell'autorità. Le opzioni tariffarie approvate vengono applicate al trasporto dell'energia elettrica, qualunque siano la destinazione e la provenienza (clienti idonei, clienti vincolati). CSE srl 4di 27

Le opzioni tariffarie possono essere differenziate sul territorio: infatti ogni esercente presenta opzioni, diversificate in opzioni base e opzioni speciali, per il proprio territorio di competenza. Le distanze tra punti di consumo e produzione non entrano nel computo dei costi di trasporto. Il servizio di MISURA dell energia elettrica per i punti di prelievo è remunerato attraverso il corrispettivo MIS applicato dal distributore. Il servizio di TRASMISSIONE dell energia elettrica per i punti di prelievo è remunerato attraverso il corrispettivo TRAS applicato dal distributore. Per una valutazione dei costi finali per la singola utenza è necessario conoscere e applicare le OPZIONI TARIFFARIE PER LA DISTRIBUZIONE PROPOSTE DALL ESERCENTE CHE OPERA NEL TERRITORIO DELL UTENZA, E APPROVATE DALL'AUTORITÀ. Le opzioni tariffarie per il servizio di trasporto proposte dai principali distributori e approvate dall Autorità, sono disponibili sul sito www.autorita.energia.it CSE srl 5di 27

Sul servizio di trasporto gravano le componenti denominate UC 3, UC 6 (rispettivamente a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di trasporto dell energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione ed a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio) e la componente MCT (a copertura delle misure di compensazione territoriale per siti che ospitano attività nucleari). Come maggiorazioni del servizio di distribuzione sono applicate inoltre le parti A, a copertura degli oneri di sistema. Il valore dei corrispettivi dovuti per le componenti tariffarie UC e MCT e per le parti A, è stabilito e aggiornato periodicamente dall Autorità CSE srl 6di 27

Valutando i vincoli imposti dalla normativa, e sottolineando la potenziale diversità delle opzioni proposte dai distributori, base e speciali, e la specificità delle singole realtà produttive, il costo del trasporto (distribuzione + trasmissione + misura), al netto di UC, MCT e parti A, in media tensione per l anno 2005 e per utenze al di sopra di 500 kw, è pari a circa 0,75-1 c /kwh per utenze che lavorano su 3 turni/giorno (circa 5500 h/anno), 1,2-1,5 c /kwh per utenze che lavorano su 2 turni/giorno (circa 3500 h/anno), 1,6-2,0 c /kwh per utenze che lavorano su 1 turno/giorno (circa 1800 h/anno). CSE srl 7di 27

OPZIONI TARIFFARIE PER LA DISTRIBUZIONE DELL ENERGIA Di seguito si propongono le opzioni tariffarie per la distribuzione, proposte da ENEL Distribuzione spa per utenze in media tensione e alta tensione, valide dall 1 gennaio 2005 CSE srl 8di 27

DISTRIBUZIONE VERSO UTENZE IN MEDIA TENSIONE (ENEL Distribuzione spa) Le opzioni tariffarie base per il servizio di distribuzione per utenze in media tensione sono differenziate per potenza disponibile sino a 500 kw e oltre 500 kw Le opzioni tariffarie base prevedono corrispettivi per potenza espressi in centesimi di /kw e corrispettivi per energia espressi in centesimi di /kwh Le tariffe prevedono il parametro "ore di funzionamento equivalente", valutato come rapporto tra energia consumata dall'utenza e potenza massima prelevata. Potenza prelevata è, in ciascuna ora, il valore medio della potenza prelevata nel quarto d ora fisso in cui tale valore è massimo CSE srl 9di 27

Sono previste due opzioni base per utenze in media tensione e contratti di fornitura annuale M1 MT FINO A 500 kw Riservata a clienti con potenza disponibile inferiore o uguale a 500 kw M2 MT oltre 500 kw Riservata a clienti con potenza disponibile superiore a 500 kw E prevista una opzione speciale per utenze con potenza disponibile sino a 500 kw e contratti di fornitura annuale SM1 POTENZA VARIABILE MT Tutte le forniture altri usi MT fino a 500 kw di potenza disponibile CSE srl 10 di 27

OPZIONE BASE PER DISTRIBUZIONE PRESSO UTENZE IN MT, POTENZA DISPONIBILE SINO A 500 kw M1 Costo legato alla potenza prelevata E previsto un corrispettivo di potenza, decrescente all'aumentare della potenza impegnata/prelevata. 21,48 /kw anno, ridotto di un fattore [6,12 * (Pi - 30)/Pi] /kw anno per una potenza impegnata/prelevata pari a 100 kw, anche per un solo quarto d'ora nell'anno, il costo per potenza risulta pari a 100 kw * [21,48 6,12 * (100-30)/100] /kw anno = = 100 * (21,48 4,28) = 1719,6 /anno Non sono previsti costi per superi CSE srl 11 di 27

Costo legato all energia distribuita La struttura tariffaria prevede una dinamica per scaglioni di consumo riferiti alla potenza prelevata su base annua. L'energia distribuita annualmente viene attribuita a scaglioni determinati secondo le ore di funzionamento annuo equivalente (valutato come rapporto tra energia consumata dall'utenza su base annua e potenza impegnata). Per ogni scaglione è applicato un corrispettivo, espresso in c /kwh, decrescente passando da uno scaglione al successivo. scaglione in h equivalenti /anno corrispettivo in c /kwh 1) sino a 1200 0,57 2) da 1200 a 2400 0,30 3) oltre 2400 0,10 CSE srl -Pavia -Roma CSE srl 12 di 27

La distribuzione su base annua di 350000 kwh/anno, con prelievo pari a 100 kw viene computato nel modo seguente: 350000 kwh/anno / 100 kw = 3500 h equivalenti /anno energia alla quale si applica il corrispettivo dello scaglione 1): 1200 h eq /anno * 100 kw = 120000 kwh/anno energia alla quale si applica il corrispettivo dello scaglione 2): (2400-1200) h eq /anno * 100 kw = 120000 kwh/anno energia alla quale si applica il corrispettivo dello scaglione 3): 350000-120000 - 120000 = 110000 kwh/anno. Scaglione energia distribuita [kwh/anno] corrispettivo tariffario [c /kwh] costo [ /anno] 1) sino a 1200 120000 0,57 684,00 2) da 1200 a 2400 120000 0,30 360,00 3) oltre 2400 110000 0,10 110,00 Totale 350000 1154,00

Il costo per distribuzione presso una utenza in media tensione con potenza disponibile sino a 500 kw, sul mercato libero o sul mercato vincolato, che abbia un consumo di 350000 kwh/anno e un prelievo massimo di potenza pari a 100 kw, è pari a 1719,60 /anno per potenza + 1154,00 /anno per energia = 2873,60 /anno A tali valori è necessario aggiungere il corrispettivo per trasmissione (TRAS) e misura (MIS) Per trasmissione, se l utenza non dispone di misuratore multiorario, il corrispettivo unitario per utenze in MT è pari a 0,35 c /kwh, per un costo pari a 1225 /anno Per misura il corrispettivo per utenze in MT è pari a 542,25 /anno Il costo complessivo per trasporto è pari a 4640 /anno, equivalenti a 1,32 c /kwh. CSE srl 14 di 27

OPZIONE BASE PER DISTRIBUZIONE PRESSO UTENZE IN MT, POTENZA DISPONIBILE OLTRE 500 kw M2 Costo legato alla potenza prelevata E previsto un corrispettivo di potenza per mese da applicare alla potenza massima prelevata, espresso in c /kw mese. 1,80 /kw mese Per una potenza prelevata pari a 1000 kw, anche per un solo quarto d'ora nel mese, il costo per potenza risulta pari a 1000 kw * 1,80 /kw mese = 1800 /mese Non sono previsti costi per superi CSE srl 15 di 27

Costo legato all energia distribuita La struttura tariffaria prevede una dinamica per scaglioni di consumo riferiti alla potenza prelevata nel mese. L'energia distribuita mensilmente viene attribuita a scaglioni determinati secondo le ore di funzionamento mensili equivalenti (valutate come rapporto tra l energia complessivamente trasportata presso l'utenza su base mensile e la potenza massima prelevata nel mese). Gli scaglioni risultano i seguenti: sino a 100 h/mese (scaglione 1) da 100 a 200 h/mese (scaglione 2) oltre 200 h/mese (scaglione 3) CSE srl 16 di 27

I corrispettivi per scaglione risultano opzione tariffaria M2 - ENEL Distribuzione spa [c /kwh] scaglione 1 0,50 scaglione 2 0,26 scaglione 3 0,08 CSE srl 17 di 27

Presso un utenza si consumano in un mese 400000 kwh/mese (75000 kwh in F2, 200000 kwh in F3 e 125000 kwh in F4), con prelievo pari a 1000 kw : Attribuzione agli scaglioni 400000 kwh/mese / 1000 kw = 400 h equivalenti /mese scaglione 1: 100 h eq /mese scaglione 2: 100 h eq /mese scaglione 3: 200 h eq /mese costo della energia di scaglione distribuzione, per energia [kwh] [c /kwh] [ ] scaglione 1 100.000 0,50 500,00 scaglione 2 100.000 0,26 260,00 scaglione 3 200.000 0,08 160,00 ore equivalenti 400,00 920,00 CSE srl 18 di 27

Dunque, il costo per distribuzione presso una utenza in media tensione con potenza disponibile oltre 500 kw, sul mercato libero o sul mercato vincolato, che abbia un consumo di 400000 kwh/mese e un prelievo massimo di potenza pari a 1000 kw, è pari a 1800 /mese per potenza + 920 /mese per energia = 2720 /mese A tali valori è necessario aggiungere il corrispettivo per trasmissione (TRAS) e misura (MIS) Per trasmissione,i corrispettivi unitari per utenze in MT sono pari a F1 F2 F3 F4 TRAS 0,80 0,51 0,34 0,16 c /kwh Per trasmissione il costo è pari a 1262,0 /mese Per misura il corrispettivo per utenze in MT è pari a 45,19 /mese Il costo complessivo per trasporto è pari a 4027 /mese, equivalenti a 1,00 c /kwh. CSE srl 19 di 27

DISTRIBUZIONE VERSO UTENZE IN ALTA TENSIONE (ENEL Distribuzione spa) E prevista una opzione base per utenze in alta tensione e contratti di fornitura annuale A1 AT MULTIORARIA Tutte le forniture AT e AAT Sono previste tre opzioni speciali per utenze in alta tensione e contratti di fornitura annuale SA1 SA2 SA3 MULTIORARIA 3/120 MULTIORARIA 3/300 MULTIORARIA 3/1000 Tutte le forniture AT e AAT Tutte le forniture AT e AAT Tutte le forniture AT e AAT

OPZIONE BASE PER DISTRIBUZIONE PRESSO UTENZE IN AT - A1 L'opzione tariffaria base per il servizio di trasporto per utenze in alta tensione si caratterizza per una struttura binomia legata alla sola energia distribuita. Non è prevista una quota per potenza impegnata Prevede una cifra fissa pari a 18627,00 /anno ed un corrispettivo legato all energia, pari a 0,07 c /kwh. Una utenza con consumo su base annua pari a 50 GWh/anno (5 GWh in F1, 15 GWh in F2, 10 GWh in F3, 20 GWh in F4) paga, oltre alla quota fissa di 18627,00 /anno, la somma di 35000,00 /anno, per un totale per distribuzione di 53627,00 /anno A tali valori è necessario aggiungere il corrispettivo per trasmissione (TRAS) e misura (MIS) CSE srl 21 di 27

Per trasmissione,i corrispettivi unitari per utenze in AT sono pari a F1 F2 F3 F4 TRAS 0,79 0,50 0,33 0,15 c /kwh Per trasmissione il costo è pari a 177500 /anno Per misura il corrispettivo per utenze in AT è pari a 26607 /anno Il costo complessivo per trasporto è pari a 257734 /anno, equivalenti a 0, 515 c /kwh. CSE srl 22 di 27

OPZIONI SPECIALI PER DISTRIBUZIONE PRESSO UTENZE IN AT - SA1 SA2 SA3 Le opzioni tariffarie speciali per il servizio di distribuzione per utenze in alta tensione si caratterizzano per una struttura binomia legata sia all energia trasportata sia alla potenza prelevata mensile. Sono tariffe per utenze particolari (centrali di produzione, autoproduttori in sito collegati alla rete AT) Non c è una quota fissa. Si applicano le componenti MIS e TRAS. Corrispettivo di potenza /mese kw 0,038 Prezzo dell energia Corrispettivo di potenza c /kwh SA2 SA2 /mese kw 1,7 0,092 Prezzo dell energia Corrispettivo di potenza c /kwh SA3 /mese kw 1,2 0,32 Prezzo dell energia c /kwh 0,3 23 di 27

LE PARTI A Le componenti tariffarie, definite parti A, sono destinate alla copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico e riguardano sia il mercato libero che quello vincolato. Le componenti tariffarie A (A 2, A 3, A 4, A 5, A 6 ) sono maggiorazioni applicate al servizio di distribuzione (la componente A 1 non compare poiché soppressa): Oltre alla conferma delle parti A già previste, è introdotta la A 8, per le integrazioni tariffarie di cui al Capitolo VII, comma 3, lettera a), del provvedimento CIP n. 34/74, e successivi aggiornamenti. L applicazione della componente tariffaria A 8 è sospesa. 24 di 27

Le parti A sono componente tariffaria A 2, per la copertura dei costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse, alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti, di cui all articolo 2, comma 1, lettera c), del decreto 26 gennaio 2000; componente tariffaria A 3, per la copertura degli oneri sostenuti dal Gestore della rete ai sensi dell articolo 3, comma 12, del decreto legislativo n. 79/99 (incentivo alle fonti rinnovabili); componente tariffaria A 4, per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali di cui all articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto 26 gennaio 2000; componente tariffaria A 5, per la copertura dei costi relativi all attività di ricerca e sviluppo finalizzata all innovazione tecnologica di interesse generale del sistema elettrico di cui all articolo 2, comma 1, lettera d), del decreto 26 gennaio 2000; componente tariffaria A 6, per la reintegrazione alle imprese produttricidistributrici dei costi sostenuti per l'attività di produzione di energia elettrica nella transizione di cui all articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto 26 gennaio 2000 (stranded cost, indipendenti dal livello di tensione). CSE srl 25 di 27

Le parti A prevedono una componente per utenza e una componente legata all'energia trasportata. Per utenze in media tensione i valori applicato sono i seguenti dicembre 2004 gennaio 2005 A2 c /kwh 0,05 0,03 A3 c /kwh 0,79 0,79 A4 c /kwh 0,11 0,17 A5 c /kwh 0,01 0,01 A6 c /kwh 0,04 0,08 A8 c /kwh # # A2 c /mese 30,99 30,99 A3 c /mese 309,90 309,90 A4 c /mese 0,00 0,00 A5 c /mese 30,56 30,56 A6 c /mese 0,00 0,00 A8 c /mese # # TOTALE parti A c /kwh 1 1,08 c /mese 371,44 371,44 CSE srl 26 di 27

Per utenze in alta tensione i valori applicato sono i seguenti dicembre 2004 gennaio 2005 A2 c /kwh 0,05 0,03 A3 c /kwh 0,73 0,73 A4 c /kwh 0,11 0,17 A5 c /kwh 0,01 0,01 A6 c /kwh 0,04 0,08 A8 c /kwh # # A2 c /mese 30,99 30,99 A3 c /mese 390,83 390,83 A4 c /mese 0,00 0,00 A5 c /mese 30,56 30,56 A6 c /mese 0,00 0,00 A8 c /mese # # TOTALE parti A c /kwh 0,94 1,02 c /mese 452,37 452,37 CSE srl 27 di 27

FASCE ORARIE 2005 previste dalla delibera n.235/04 CSE SRL VIA RIVIERA, 39 27100 PAVIA TEL. 0382 528850 FAX 0382 528851 e.mail cse@cseit.it www. cseit.it VIALE ASIA, 11 00144 ROMA TEL. 06 5921692/3 FAX 06 5921694

Le fasce orarie per il 2005 L articolazione delle fasce prevede l individuazione puntuale degli orari e dei periodi in cui il sistema presenta maggiore o minore sensibilità ai prelievi di potenza ed energia. La distribuzione prevista per il 2005 comporta 446 ore in F1 (ore di punta), 1828 ore in F2 (ore di alto carico), 1094 ore in F3 (ore di medio carico) e 5392 ore in fascia F4 (ore vuote). Le ore di fascia F4 sono tutte le ore notturne (tra le 22 di tutti i giorni e le 6 del giorno successivo) e tutte le ore dei sabati e delle domeniche, oltre alle ore delle giornate festive infrasettimanali e del periodo natalizio, ed alle due settimane centrali del mese di agosto. 2di 12

Le fasce orarie per il 2005 F1 F2 F3 F4 tot gennaio 0 192 32 520 744 febbraio 0 240 40 392 672 marzo 0 147 161 436 744 aprile 0 60 220 440 720 maggio 0 176 132 436 744 giugno 133 160 25 402 720 luglio 147 168 21 408 744 agosto 40 112 46 546 744 settembre 60 178 94 388 720 ottobre 0 140 140 464 744 novembre 16 155 123 426 720 dicembre 50 100 60 534 744 tot 446 1828 1094 5392 8760 F1 F2 F3 F4 tot gennaio 0% 26% 4% 70% 100% febbraio 0% 36% 6% 58% 100% marzo 0% 20% 22% 59% 100% aprile 0% 8% 31% 61% 100% maggio 0% 24% 18% 59% 100% giugno 18% 22% 3% 56% 100% luglio 20% 23% 3% 55% 100% agosto 5% 15% 6% 73% 100% settembre 8% 25% 13% 54% 100% ottobre 0% 19% 19% 62% 100% novembre 2% 22% 17% 59% 100% dicembre 7% 13% 8% 72% 100% tot 5,1% 20,9% 12,5% 61,6% 100% 3di 12

caselle vuote: ore vuote (fascia F4) ore 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 gennaio 1 sabato 2 domenica 3 lunedì 4 martedì 5 mercoledì 6 giovedì 7 venerdì 8 sabato 9 domenica 10 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì 11 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 12 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 13 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 14 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 15 sabato 16 domenica 17 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì 18 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 19 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 20 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 21 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 22 sabato 23 domenica 24 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì 25 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 26 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 27 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 28 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 29 sabato 30 domenica 31 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì

caselle vuote: ore vuote (fascia F4) ore 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 febbraio 1 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 3 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 4 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 5 sabato 6 domenica 7 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì 8 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 9 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 10 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 11 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 12 sabato 13 domenica 14 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì 15 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 16 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 17 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 18 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 19 sabato 20 domenica 21 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì 22 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 martedì 23 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 mercoledì 24 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 giovedì 25 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 venerdì 26 sabato 27 domenica 28 F2 F2 F2 F2 F2 F3 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F2 F3 lunedì