Tariffe Arera Nel Mercato Gas and Power Una Guida Completa
Corrispettivi per la vendita
Corrispettivi per i servizi di rete
Corrispettivi per gli oneri generali di sistema
Approfondimenti | 24/7/2025
Tariffe ARERA nel mercato Gas & Power: una guida completa
La Legge n. 481 del 14 novembre 1995, attribuisce ad ARERA poteri di regolazione e controllo sull’erogazione dei servizi di pubblica utilità, compresi la fornitura di energia elettrica e di gas naturale.
Con riferimento all’energia elettrica, il mercato è stato definitivamente liberalizzato con il Decreto Legislativo n. 79 del 16 marzo 1999, noto come Decreto Bersani: da un sistema nel quale vi era stato un soggetto verticalmente integrato, esercente pressoché in regime di monopolio tutte le fasi dell’industria elettrica (produzione, dispacciamento, trasmissione, distribuzione, misurazione e vendita), si passa a un regime in cui sono completamente libere le attività di produzione, acquisto e vendita di energia elettrica.
Per quanto riguarda il gas naturale, l’avvio del processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale risale alla fine degli anni ’90, con la direttiva europea n. 98/30/CE del 22 giugno 1998. Tale direttiva è stata recepita dal Decreto Legislativo n. 164 del 23 maggio 2000, noto come Decreto Letta, il quale ha portato alla liberalizzazione delle attività di importazione e vendita.
La bolletta dell’energia elettrica e del gas naturale comprende diverse voci di costo, tra cui:
La vendita;
I servizi di rete;
Gli oneri generali di sistema.
La sezione “vendita” riguarda i costi sostenuti dal fornitore per l’approvvigionamento dell’energia elettrica e del gas naturale e la loro commercializzazione. I “servizi di rete” comprendono i costi per il trasporto e la distribuzione fino al contatore, inclusi i costi di gestione del contatore stesso. Gli “oneri generali di sistema” sono costi aggiuntivi stabiliti da ARERA, destinati a finanziare attività di interesse generale.
Tariffe ARERA: i corrispettivi per la vendita
Essendo la vendita un’attività liberalizzata, la relativa spesa è determinata in base ai corrispettivi previsti dal contratto: se la fornitura è sul mercato libero, essi saranno determinati dal fornitore prescelto. Se, invece, la fornitura è su un mercato regolato, i corrispettivi per la vendita sono stabiliti da ARERA o tramite procedura concorsuale.
Energia elettrica
I costi sostenuti da Terna per l'erogazione del servizio di dispacciamento e l'approvvigionamento delle risorse nell'ambito del capacity market sono coperti tramite appositi corrispettivi applicati all'energia prelevata da ciascun utente del dispacciamento.
In particolare, vi sono valori che sono definiti direttamente da ARERA nei propri provvedimenti, solitamente aggiornati su base annuale, e valori determinati direttamente da Terna su base trimestrale in funzione dei costi attesi in ciascun trimestre e dei costi consuntivati relativi al trimestre precedente.
Corrispettivo di dispacciamento
Nell'art. 4 – 25.2 del Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) è definito il corrispettivo unitario di dispacciamento, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi sostenuti per il dispacciamento, di cui:
Art. 4 – 25.3: corrispettivo uplift, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi per l’approvvigionamento dei servizi ancillari nazionali globali;
Art. 4 – 25.4: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema;
Art. 4 – 25.5: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi riconosciuti per il funzionamento di Terna ai fini del dispacciamento;
Art. 4 – 25.6: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi per la remunerazione del servizio di modulazione straordinaria e del servizio di riduzione dei prelievi;
Art. 4 – 25.7: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei ristori per la mancata produzione eolica;
Art. 4 – 25.8: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura delle ulteriori partite economiche relative al servizio di dispacciamento.
Corrispettivi a copertura degli oneri netti di approvvigionamento della capacità
Definiti dalla delibera ARG/elt 98/11 e più nello specifico:
Art. 14.3: corrispettivo, espresso in euro/MWh, a copertura degli oneri netti di approvvigionamento della capacità per le ore di picco;
Art. 14.3: corrispettivo, espresso in euro/MWh, a copertura degli oneri netti di approvvigionamento della capacità per le ore fuori picco;
Art. 14.4: corrispettivo, espresso in euro/MWh, a copertura degli oneri netti di approvvigionamento della capacità per le ore fuori picco.
Altri corrispettivi applicati da Terna
Definiti dal Testo Integrato del Settlement (TIS) e più nello specifico:
Art. 25: corrispettivo a copertura del gettito relativo ai meccanismi di cui agli articoli 18, 19, 20 e 21 del Testo Integrato Vendita (di seguito: TIV);
Art. 25 bis: corrispettivo di reintegrazione oneri salvaguardia, differenziati per i clienti finali serviti in salvaguardia e i clienti finali aventi diritto alla salvaguardia non serviti in salvaguardia;
Art. 25 ter: corrispettivo di reintegrazione oneri tutele graduali per le piccole imprese, differenziati per i clienti finali forniti nel servizio a tutele graduali per le piccole imprese e i clienti finali aventi diritto al servizio medesimo, ma non ivi riforniti;
Art. 25.2: corrispettivo per l’aggregazione delle misure, relativamente ai punti di prelievo non trattati su base quart’oraria.
I corrispettivi sopra descritti sono applicati direttamente da Terna agli utenti del dispacciamento. Le modalità di traslazione degli stessi ai clienti finali riforniti sul mercato libero sono determinate direttamente da ciascun utente del dispacciamento nelle proprie condizioni contrattuali, mentre per i mercati regolati (tutele graduali, salvaguardia e maggior tutela) le modalità sono definite direttamente da ARERA con dei provvedimenti.
Nel mercato di maggior tutela, ossia il mercato riservato ai clienti domestici vulnerabili, la vendita, definita anche “materia energia”, consta delle seguenti componenti.
Prezzo energia e dispacciamento
PED è il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi sostenuti da Acquirente Unico per l’acquisto e il dispacciamento dell’energia elettrica destinata ai clienti in maggior tutela. Esso è formato dalla somma di due elementi:
PE(prezzo energia): è l’elemento del corrispettivo PED, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di acquisto dell’energia elettrica, comprensivo delle perdite sulle reti di trasmissione e di distribuzione, destinata ai clienti in maggior tutela;
PD(prezzo dispacciamento): è l’elemento del corrispettivo PED, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di dispacciamento.
Prezzo commercializzazione vendita
PCVè il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/punto di prelievo/anno, relativo ai costi di commercializzazione sostenuti da un operatore sul mercato libero.
Prezzo perequazione energia
PPEè il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell’energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela a partire dal 1° gennaio 2008. Esso è formato dalla somma di due elementi:
PPE1ovvero l’elemento del corrispettivo PPE, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell’energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela, relativi a periodi per i quali la CSEA ha effettuato le determinazioni degli ammontari di perequazione nei confronti degli esercenti la maggior tutela;
PPE2ovvero l’elemento del corrispettivo PPE, espresso in centesimi di euro/kWh, a copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell’energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela, relativi a periodi per i quali la CSEA non ha ancora effettuato le determinazioni degli ammontari di perequazione nei confronti degli esercenti la maggior tutela.
Dispacciamento
DISPbtè la componente di dispacciamento, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo/anno, a copertura del gettito relativo ai meccanismi di cui agli articoli 18, 19, 20 e 21 del TIV.
Gas naturale
Per quanto riguarda la fornitura di gas naturale ai clienti vulnerabili, la vendita è costituita dalle seguenti componenti tariffarie.
Materia prima gas
CMEMmè il corrispettivo, espresso in euro/GJ, che rappresenta il costo della materia prima, aggiornato da ARERA come media mensile del prezzo sul mercato all’ingrosso italiano (il PSV day ahead) e pubblicato entro i primi 2 giorni lavorativi del mese successivo a quello di riferimento.
Approvvigionamento
CCRè il corrispettivo, espresso in euro/GJ, a copertura dei costi per l’attività di approvvigionamento che i venditori devono sostenere per rifornire i propri clienti e dei rischi connessi a questa attività; si tratta di rischi che non sono stati considerati nella determinazione del prezzo utilizzato per calcolare il valore della materia prima attraverso la CMEMm.
Commercializzazione al dettaglio
QVDè il corrispettivo, costituito da un valore fisso per ogni fornitura (espresso in euro/PDR/anno) e da un valore variabile legato ai consumi del cliente finale (espresso in euro/Smc), a copertura dei costi di commercializzazione sostenuti da un venditore efficiente per servire i clienti in servizio di tutela.
Tariffe ARERA: i corrispettivi per i servizi di rete
Energia elettrica
I corrispettivi per le attività di trasmissione, di distribuzione e di misura dell’energia elettrica, identificate come “Trasporto e gestione del contatore”, sono definiti da ARERA in modo uniforme su tutto il territorio nazionale, tenendo conto dei costi sostenuti per tali attività.
Nello specifico le tariffe ARERA legate a trasporto, distribuzione e misura si differenziano in base all’uso domestico e non domestico.
Per quanto riguarda gli usi non domestici.
Trasmissione – Usi non domestici
È il servizio di cui all’articolo 3 del D.Lgs. n. 79/1999 per il trasporto e la trasformazione dell’energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale, normato da ARERA tramite il Testo Integrato per l’erogazione dei servizi di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica (RTTE) e il Testo Integrato per l’erogazione del servizio di distribuzione dell’energia elettrica (TIT).
Nello specifico, l’art. 17 della RTTE disciplina la tariffa di trasmissione per le utenze elettriche non domestiche, mentre l’art. 28 del TIT disciplina i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) per i clienti domestici di energia elettrica. Con riferimento alle utenze elettriche non domestiche, la tariffa di trasmissione consta di due componenti tariffarie, differenziate sulla base delle tipologie contrattuali:
TRASE è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi di trasporto dell’energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale;
TRASPè la componente tariffaria in quota potenza, espressa in centesimi di euro/kW, a copertura dei costi di trasporto dell’energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale.
Distribuzione – Usi non domestici
È il servizio esercitato in concessione dagli aventi diritto ai sensi dell’art. 9 del D.Lgs. n. 79/1999, per il trasporto e la trasformazione dell’energia elettrica sulle reti di distribuzione, normato dal Testo Integrato per l’erogazione del servizio di distribuzione dell’energia elettrica (TIT).
Nello specifico, l’art. 27 del TIT disciplina la tariffa obbligatoria di distribuzione per le utenze elettriche non domestiche, mentre l’art. 28 del TIT disciplina i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) per i clienti domestici di energia elettrica.
Con riferimento alle utenze elettriche non domestiche, la tariffa obbligatoria di distribuzione consta delle seguenti componenti tariffarie, i cui valori sono fissati dall’ARERA sulla base delle tipologie contrattuali:
Quota fissa (espressa in centesimi di euro/punto di prelievo/anno);
Quota potenza (espressa in centesimi di euro/kW per anno);
Quota energia (espressa in centesimi di euro/kWh).
Misura – Usi non domestici
È l’attività finalizzata all’installazione e alla manutenzione dei misuratori, nonché all’ottenimento delle misure, normata dal Testo Integrato delle disposizioni di ARERA per l’erogazione del servizio di misura dell’energia elettrica (TIME). Essa è costituita da tre fasi principali:
a) Installazione e manutenzione dei misuratori;
b) Raccolta delle misure dell’energia elettrica;
c) Validazione, registrazione e messa a disposizione delle misure dell’energia elettrica.
Nello specifico, l’art. 35 del TIME disciplina la tariffa obbligatoria per il servizio di misura per le utenze elettriche non domestiche, mentre l’art. 28 del TIT disciplina i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) per i clienti domestici di energia elettrica.
Con riferimento alle utenze elettriche non domestiche, la tariffa obbligatoria per il servizio di misura MISC consta delle seguenti componenti tariffarie, differenziate sulla base delle tipologie contrattuali:
MISC(INS-RAV): è la componente tariffaria a copertura dei costi delle operazioni di installazione, manutenzione e gestione dei dati di consumo delle apparecchiature di misura;
MISC(RES): è la componente tariffaria a copertura del costo residuo non ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici ai sensi della deliberazione 292/06.
Per quanto riguarda invece gli usi domestici.
Trasporto, distribuzione e misura per i clienti domestici
Con la delibera 582/2015/R/EEL ARERA ha dato inizio alla riforma della tariffa di rete riservata alle utenze domestiche.
A seguito della crisi energetica dell’anno 1973, in un contesto in cui la fornitura del servizio era integrata verticalmente e le tariffe non erano articolate tra componenti a copertura dei servizi di rete e componenti a copertura del costo dell’energia, si impose un modello basato sulla progressività dei corrispettivi tariffari in funzione dei consumi. Le strutture tariffarie applicate ai clienti domestici prima della riforma si fondavano ancora su quell’impianto:
D2: tariffa applicata alle utenze domestiche residenti con potenza impegnata fino a 3 kW;
D3: tariffa applicata alle utenze residenti con potenza impegnata maggiore di 3 kW o non residenti.
Successivamente alle tariffe D2 e D3 venne introdotta la tariffa D1, riservata ai clienti domestici residenti nella cui abitazione era installata una pompa di calore come unico sistema di riscaldamento, caratterizzata dalla mancanza di progressività. Ciò per non penalizzare appunto i possessori di queste apparecchiature elettriche di ultima generazione, ad alta efficienza ma caratterizzate da significativi consumi di elettricità.
La riforma di ARERA prevede la definizione di una struttura tariffaria trinomia non progressiva, denominata “TD”, riservata a tutti i clienti domestici, senza alcuna differenziazione degli stessi legata alla condizione di residenza anagrafica e/o di potenza impegnata, basata sul criterio di aderenza ai costi dei diversi servizi, in modo da coprire:
I costi di misura e commercializzazione in quota fissa pro-cliente (€/anno);
I costi di distribuzione in quota potenza (€/KW/anno);
I costi di trasmissione in quota energia (c€/KWh).
Con decorrenza 1° gennaio 2017, a seguito dell’introduzione della componente “TD”, è stato completato il superamento della progressività, rispetto ai volumi di energia elettrica prelevata, dei corrispettivi tariffari applicati ai clienti domestici in bassa tensione a copertura dei costi dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica.
Le componenti tariffarie UC3 e UC6 si applicano come maggiorazioni ai corrispettivi del servizio di distribuzione:
UC3(perequazione): è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/kWh, a copertura dei meccanismi di perequazione dei costi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, nonché dei meccanismi di promozione delle aggregazioni e di integrazione dei ricavi;
UC6(qualità): è la componente tariffaria, espressa in centesimi di euro/punto di prelievo/anno, centesimi di euro/kW e centesimi di euro/kWh, a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio.
Gas naturale
I servizi di rete comprendono le diverse attività che consentono ai venditori di consegnare il gas naturale ai clienti finali. I corrispettivi per le attività di trasporto, di distribuzione e di misura sono definiti da ARERA in modo uniforme su tutto il territorio nazionale, tenendo conto dei costi sostenuti per tali attività.
Trasporto e misura
Con la delibera 216/2024/R/GAS ARERA ha determinato i corrispettivi per il servizio di trasporto e misura del gas naturale per l’anno 2025.
1. Corrispettivi unitari variabili:
CVU: corrispettivo unitario variabile, espresso in euro/Smc;
CVFC: corrispettivo complementare unitario variabile per il recupero dei ricavi, espresso in euro/Smc.
2. Corrispettivi unitari di capacità:
CPe: corrispettivo unitario di capacità per il trasporto relativo ai conferimenti nel punto di entrata e della rete nazionale di gasdotti, espresso in euro/anno/Smc/giorno;
CPu: corrispettivo unitario di capacità per il trasporto relativo ai conferimenti nel punto di uscita u della rete, espresso in euro/anno/Smc/giorno.
3. Corrispettivi per il servizio di misura:
CMT: corrispettivo a copertura delle attività di meter reading e di metering nella diretta responsabilità dell’impresa di trasporto, espresso in euro/anno/Smc/giorno;
CMCFPDR: corrispettivo a copertura dell’attività di metering sui punti di riconsegna dei clienti finali, applicato ai punti di riconsegna che alimentano clienti finali, la cui titolarità dell’impianto di misura è in capo all’impresa di trasporto, espresso in euro/PDR/anno.
Tale corrispettivo è differenziato secondo le seguenti classi di portata dell’impianto di misura (Qero):
a) Qero <= 16 Smc/h;
b) 16 Smc/h < Qero <= 65 Smc/h;
c) 65 Smc/h < Qero <= 200 Smc/h;
d) 200 Smc/h < Qero <= 4.000 Smc/h;
e) Qero > 4.000 Smc/h.
Sono state inoltre istituite componenti tariffarie addizionali della tariffa di trasporto a copertura di oneri di carattere generale del sistema gas:
CRVFG: corrispettivo unitario variabile, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri derivanti dall’applicazione del fattore di copertura dei ricavi per il servizio di rigassificazione del GNL;
GST: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri per la compensazione delle agevolazioni tariffarie ai clienti del settore gas in stato di disagio;
RET: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale nonché degli oneri derivanti dalle disposizioni di cui agli artt. 22 e 32 del Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28;
UG3T: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli importi di morosità riconosciuti ai fornitori transitori ai sensi dell’art. 3 della deliberazione di ARERA 363/2012/R/GAS;
CRVI: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri per il contenimento dei consumi di gas e per la sperimentazione di utilizzi innovativi delle reti gas di cui alla deliberazione ARERA 404/2022/R/GAS;
CRVOS: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri derivanti dall’applicazione del fattore correttivo dei ricavi di riferimento per il servizio di stoccaggio, volto ad assicurare la parziale copertura dei costi riconosciuti per tale servizio anche in caso di una sua valorizzazione al di sotto del ricavo tariffario ammissibile, nonché del conguaglio dei costi di ripristino;
CRVBL: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri connessi al sistema del bilanciamento del sistema gas;
CRVST: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura degli oneri connessi al settlement gas;
CRVCS: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura dei costi per la disponibilità di stoccaggio strategico di cui all’articolo 22 della Regolazione in materia di garanzia di libero accesso al servizio di stoccaggio del gas naturale (RAST).
Con riferimento all’attività di vendita al dettaglio di gas naturale, nell’ambito del servizio di tutela della vulnerabilità, il costo complessivo del trasporto è determinato dalla seguente componente tariffaria:
QTt: corrispettivo, espresso in euro/Smc, a copertura dei costi di trasporto del gas dal PSV (punto di scambio virtuale) al punto di uscita della rete di trasporto.
Distribuzione e misura
Ai sensi di quanto previsto dall’art. 42 del Testo Integrato per la regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas (RTDG), ciascuna impresa distributrice applica agli utilizzatori delle reti di distribuzione una tariffa obbligatoria a copertura dei costi relativi ai servizi di distribuzione e misura fissata dall’ARERA e differenziata per ambito tariffario. Gli ambiti tariffari sono:
Ambito nord occidentale che comprende le regioni Valle d’Aosta, Piemonte e Liguria;
Ambito nord orientale che comprende le regioni Lombardia, Trentino Alto Adige, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia-Romagna;
Ambito centrale che comprende le regioni Toscana, Umbria e Marche;
Ambito centro-sud orientale che comprende le regioni Abruzzo, Molise, Puglia e Basilicata;
Ambito centro-sud occidentale che comprende le regioni Lazio e Campania;
Ambito meridionale che comprende le regioni Calabria e Sicilia;
Ambito Sardegna che comprende la regione Sardegna.
Le componenti relative al servizio di distribuzione e misura sono:
τ1(dis): corrispettivo, espresso in euro/PDR/anno, destinato alla copertura dei costi di capitale relativi al servizio di distribuzione del gas naturale;
τ1(mis): corrispettivo, espresso in euro/PDR/anno, destinato alla copertura dei costi operativi e di capitale relativi al servizio di misura del gas naturale;
τ1 (cot): corrispettivo, espresso in euro/PDR/anno, destinato alla copertura dei costi del servizio di commercializzazione del gas naturale;
τ3(dis): corrispettivo, espresso in euro/Smc, destinato alla copertura dei costi operativi e della quota parte dei costi di capitale relativi al servizio di distribuzione che non trovano copertura dall’applicazione delle quote fisse di cui all’art. 42, comma 42.3 della RTDG (τ1 (dis));
GS: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/Smc, a copertura del sistema di compensazione tariffaria per i clienti economicamente disagiati (tale componente è posta pari a zero per i punti di riconsegna nella titolarità di clienti domestici, come individuati ai sensi del comma 2.3, lettera a) del TIVG);
RS: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/Smc, a copertura degli oneri gravanti sul Conto per la qualità dei servizi gas, di cui all’art. 76 della RTDG;
UG1: corrispettivo, espresso in centesimi di euro/Smc, a copertura di eventuali squilibri dei sistemi di perequazione e a copertura di eventuali conguagli;
ST: corrispettivo, espresso in euro/PDR/anno, relativo allo sconto tariffario di gara di cui all’art. 13 del decreto 12 novembre 2011;
VR: corrispettivo, espresso in euro/PDR/anno, a copertura della differenza tra VIR (Valore Industriale Residuo degli Impianti) e RAB (Regulatory Asset Base);
CE: corrispettivo, espresso in euro/PDR/anno, relativo alla compensazione dei maggiori costi unitari relativi al servizio di distribuzione delle aree di nuova metanizzazione con costi unitari elevati in applicazione del DPCM 29 marzo 2022 (nel triennio 2023 – 2025 esso trova applicazione limitatamente alle reti di distribuzione ubicate nella regione Sardegna, realizzate o con cantiere avviato al momento dell’entrata in vigore del medesimo DPCM 29 marzo 2022).
Tariffe ARERA: i corrispettivi per gli oneri generali di sistema
Con le bollette, oltre ai servizi di vendita e di rete, si pagano alcune componenti per la copertura di costi per attività di interesse generale: si tratta dei cosiddetti oneri generali di sistema, introdotti nel tempo da specifici provvedimenti normativi.
Energia elettrica
A decorrere dal 2018 le aliquote degli oneri generali da applicare a tutte le tipologie di contratto sono distinte in due componenti.
Oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione
ASOSè il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/punto di prelievo/anno, centesimi di euro/kW per anno e centesimi di euro/kWh, a copertura degli oneri generali al sostegno delle energie rinnovabili.
Rimanenti oneri generali
ARIMè il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/punto di prelievo/anno, centesimi di euro/kW per anno e centesimi di euro/kWh, a copertura dei rimanenti oneri generali.
Gas naturale
Gli oneri generali constano delle seguenti componenti.
Risparmio energetico
REè il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/Smc, a copertura degli oneri che gravano sul Fondo per misure ed interventi per il risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili nel settore del gas naturale, di cui all’art. 75 della RTDG, sul Fondo di garanzia a sostegno della realizzazione di reti di teleriscaldamento, di cui all’art. 79 della RTDG e sul Conto per lo sviluppo tecnologico e industriale, di cui all’art. 57 del TIT.
Compensazione dei costi di commercializzazione
UG2è il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/Smc e in euro/PDR/anno, pari alla somma dei seguenti elementi:
UG2c a compensazione dei costi di commercializzazione della vendita al dettaglio, che gravano sul Conto di cui all’art. 80 della RTDG;
UG2kper il riconoscimento degli importi derivanti dalla rideterminazione del coefficiente k effettuata in ottemperanza alla sentenza 4825/16 del Consiglio di Stato, che gravano sul Conto di cui all’art. 85 della RTDG.
Recupero oneri di morosità per gli esercenti i servizi di ultima istanza
UG3è il corrispettivo, espresso in centesimi di euro/Smc, pari alla somma dei seguenti elementi:
UG3INTa copertura degli oneri connessi all’intervento di interruzione di cui all’art. 12bis del TIMG;
UG3UIa copertura degli oneri connessi a eventuali squilibri dei saldi dei meccanismi perequativi specifici per il FDD, di cui all’art. 37 del TIVG, e degli oneri della morosità sostenuti dai fornitori di ultima istanza, limitatamente ai clienti finali non disalimentabili;
UG3FTa copertura degli importi di morosità riconosciuti ai fornitori transitori del sistema di trasporto ai sensi dell’art. 3 della deliberazione 363/2012/R/GAS.
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