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AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

AUTORITA' PER L'ENERGIA ELETTRICA E IL GAS - DELIBERAZIONE 29 luglio 2005: Criteri per la determinazione delle tariffe per il trasporto e il dispacciamento del gas naturale. (Deliberazione n. 166/2005). (GU n. 196 del 24-8-2005)

AUTORITA’ PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

DELIBERAZIONE 29 luglio
2005

Criteri per la determinazione delle tariffe per il
trasporto e il
dispacciamento del gas naturale. (Deliberazione n.
166/2005).

Titolo I – Disposizioni generali

L’AUTORITA’
PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS

Nella riunione del 29 luglio 2005
Visti:
la Direttiva
2003/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
del 26 giugno
2003;
la legge n. 14 novembre 1995, n. 481 (di seguito:
legge n.
481/1995);
la legge 27 ottobre 2003, n. 290 (di seguito:
legge n. 290/2003);
la legge 23 agosto 2004, n. 239;
la legge
18 aprile 2005, n. 62;
il decreto legislativo 23 maggio 2000,
n. 164 (di seguito:
decreto legislativo n. 164/2000);
il
decreto del Ministro delle attivita’ produttive 25 giugno
2004;

la deliberazione dell’Autorita’ per l’energia elettrica e il gas
(di
seguito: l’Autorita) 30 maggio 2001, n. 120/2001 e sue
successive
modifiche e integrazioni (di seguito: deliberazione n.
120/2001);
la deliberazione dell’Autorita’ 21 dicembre 2001, n.
311/2001;
la deliberazione dell’Autorita’ 17 luglio 2002, n.
137/2002 e sue
successive modifiche e integrazioni (di seguito:
deliberazione n.
137/2002);
le deliberazioni dell’Autorita’ 1°
luglio 2003, n. 75/2003 e
12 dicembre 2003, n. 144/2003;
la
deliberazione dell’Autorita’ 29 marzo 2005, n. 53/2005;
la
segnalazione dell’Autorita’ al Parlamento e al Governo in
materia
di terzieta’ della rete nazionale, degli stoccaggi e di
sviluppo
concorrenziale del mercato del gas naturale del 27 gennaio
2005;

il documento per la consultazione «Criteri per la
determinazione
delle tariffe per l’attivita’ di trasporto di gas
naturale per il
secondo periodo di regolazione» del 2 maggio
2005 (di seguito:
documento per la consultazione 2 maggio 2005).

Considerato che, nel documento per la consultazione 2 maggio
2005,
l’Autorita’, ai fini della determinazione della disciplina
tariffaria
per il secondo periodo di regolazione, ha prospettato tra
l’altro la
necessita’ di:
prevedere un periodo di regolazione
della durata di tre anni al
fine di allineare la revisione
della disciplina tariffaria
dell’attivita’ di trasporto a quella
dell’attivita’ di distribuzione
del gas e delineare criteri coerenti
con l’aggregazione territoriale
che sara’ adottata a partire dal
prossimo periodo di regolazione
dell’attivita’ di distribuzione;

confermare anche per il secondo periodo di regolazione
criteri
tariffari che non penalizzino le aree con minori
dotazioni
infrastrutturali, ed in particolare le aree del
Mezzogiorno, nel
rispetto dei vincoli normativi imposti dal
decreto legislativo n.
164/2000;
prevedere, al fine di
incrementare la flessibilita’ del sistema,
anche alla luce
dell’esperienza registrata durante il periodo di
emergenza
climatica del marzo 2005, l’introduzione di
incentivi
all’utilizzo di servizi di trasporto interrompibili;

incentivare i nuovi investimenti per assicurare lo sviluppo
delle
infrastrutture di trasporto nazionali, coordinato anche
con
infrastrutture di interconnessione su linee strategiche per il
nostro
Paese, per garantire un offerta di capacita’ che assicuri
adeguati
margini rispetto alla esigenza di sviluppo della
domanda e per
favorire lo sviluppo della concorrenza nel mercato
interno;
individuare un corrispettivo specifico per i
punti di
esportazione in relazione al punto fisico di uscita,
differenziato
dal corrispettivo di uscita dell’area nella
quale si trova
fisicamente il punto per l’esportazione del gas, per
il trasporto di
transito sulla rete nazionale di gasdotti;

definire criteri che comportino il piu’ possibile
la
determinazione ex-ante delle posizioni di costo degli utenti.

Considerato che, nell’ambito della consultazione, le
osservazioni
pervenute hanno evidenziato, le seguenti esigenze:

mantenere la durata del periodo di regolazione del trasporto pari
a
quattro anni, in modo da renderlo coerente con la programmazione e
la
realizzazione degli investimenti caratteristici
delle
infrastrutture di trasporto;
introdurre elementi di
degressivita’ tariffaria, con riferimento
alle caratteristiche di
prelievo del punto di riconsegna, garantendo
al contempo l’equita’ del
sistema e la non penalizzazione dei servizi
di trasporto nei punti di
riconsegna di minori dimensioni;
incentivare lo sviluppo di
un mercato interrompibile con
riferimento alla Procedura di
emergenza di cui al decreto del
Ministro delle attivita’
produttive 25 giugno 2004 (di seguito:
Procedura di emergenza
climatica);
riconoscere incrementi del tasso di remunerazione
dei nuovi
investimenti destinati alla realizzazione di nuova
capacita’ di
trasporto superiori a quelli relativi a investimenti
destinati alla
sicurezza del sistema e per un arco temporale
maggiore rispetto al
periodo regolatorio;
considerare,
relativamente agli investimenti diretti in nuove
infrastrutture di
interconnessione o finalizzati a rendere operative
nuove
infrastrutture di importazione ed esportazione,
oltre
all’incremento del tasso di remunerazione, i costi
operativi
incrementali;
individuare un corrispettivo
specifico per i punti di
esportazione in relazione al punto
fisico di uscita e valorizzare il
costo di trasporto in
controflusso in misura ridotta rispetto al
costo di trasporto in
flusso, tenuto conto dei costi legati a tali
tratte, stimabili pari al
14% del costo di trasporto in flusso;
mantenere l’applicazione
del corrispettivo fisso del trasporto,
determinato con riferimento
alle attivita’ di rilevazione e gestione
dei dati di misura,
modificandone la sua articolazione in modo che
vengano rimosse
eventuali limitazioni allo sviluppo della concorrenza
nel mercato
della vendita a clienti finali;
mantenere l’applicazione
annua del fattore correttivo,
apportandone opportune modifiche
in modo tale che venga garantita una
maggiore stabilita’ tariffaria
nel corso del periodo di regolazione;
prevedere la definizione
di un corrispettivo per il servizio di
pressione relativo alla
fornitura di una prestazione superiore a
quella standard definita
nel codice di rete e la definizione di
corrispettivi da applicare
ai punti di entrata e uscita della rete
nazionale interconnessi con
gli stoccaggi.
Considerato che la deliberazione n. 137/2002
rimanda alle
disposizioni della deliberazione n. 120/2001 e
prevede che il
conferimento della capacita’ di trasporto
continua annuale e
pluriennale, e della capacita’ di trasporto
interrompibile, sia
effettuato entro il 1° di settembre; e che le
relative richieste
siano presentate entro il 1° di agosto.
Ritenuto
che sia necessario:
prevedere un periodo di regolazione di durata
di quattro anni al
fine di minimizzare gli elementi di incertezza e
instabilita’ anche
in relazione al notevole sviluppo previsto per
gli investimenti in
nuove infrastrutture;
mantenere un
corrispettivo di trasporto regionale indifferenziato
per area, al
fine di non penalizzare le aree del Paese con minori
dotazioni
infrastrutturali, ed in particolare le aree del Mezzogiorno
e
prevedere la definizione di un corrispettivo di trasporto
regionale
unico a livello nazionale a partire dall’anno termico
2006-2007;
mantenere corrispettivi tariffari non degressivi in
quanto, a
fronte di esigui benefici, vista la limitata incidenza del
costo del
trasporto sulle condizioni economiche di fornitura,
comporterebbero
implicazioni fortemente negative sull’equita’
del sistema,
rafforzando il vantaggio di costo dell’operatore
dominante o
conducendo a una penalizzazione dei punti di
riconsegna di minori
dimensioni;
prevedere l’offerta di un
servizio di trasporto di tipo
interrompibile nei punti di entrata
della rete nazionale di gasdotti
e incentivare l’utilizzo di
contratti di fornitura di tipo
interrompibile da parte delle
grandi utenze, incrementando la
flessibilita’ del sistema anche ai
fini della sicurezza dello stesso
nei casi di emergenza climatica,
nonche’ vigilare sulla corretta
applicazione degli obblighi di
interruzione disposti dalla Procedura
di emergenza climatica;

prevedere una disciplina tariffaria che incentivi lo
sviluppo
delle infrastrutture di trasporto e determini condizioni
favorevoli
alla concorrenza nel mercato interno, incentivando
i nuovi
investimenti, anche in corso d’opera, mediante il
riconoscimento di
una componente di ricavo addizionale, calcolata
come somma della
quota di ammortamento relativo a tali investimenti
e della quota di
remunerazione del valore dei medesimi,
riconoscendo un tasso di
remunerazione maggiorato rispetto a quello
riconosciuto sul capitale
esistente al termine dell’esercizio 2004 e
per una durata superiore
al periodo di regolazione in funzione
delle diverse tipologie di
investimento;
prevedere il
riconoscimento dei costi operativi incrementali
conseguenti la
realizzazione di investimenti diretti in nuove
infrastrutture di
interconnessione o finalizzati a rendere operative
nuove
infrastrutture di importazione ed esportazione, ove questi
possano
compromettere l’equilibrio economico e finanziario della
societa’
di trasporto;
individuare corrispettivi specifici per i punti di
esportazione e
valorizzare il costo di trasporto in controflusso in
misura pari al
14% del costo di trasporto in flusso ai fini
di una miglior
caratterizzazione del costo del servizio di
trasporto;
prevedere la definizione a partire dall’anno termico
2006-2007 di
un corrispettivo per l’attivita’ di misura e
transitoriamente, per
l’anno termico 2005- 2006, non prevedere
alcun corrispettivo fisso
del trasporto al fine di rimuovere
limitazioni allo sviluppo della
concorrenza nel mercato della
vendita a clienti finali ed elementi
che non permettono la
determinazione ex-ante del costo del servizio
di trasporto;

garantire una maggior stabilita’ tariffaria durante il periodo
di
regolazione, rivedendo il meccanismo di conguaglio,
ripartendone
l’ammontare su piu’ anni termici nel caso in cui
vengano calcolati
fattori correttivi superiori ad una determinata
soglia dei ricavi di
riferimento;
effettuare approfondimenti
circa l’opportunita’ di definire un
corrispettivo per il servizio di
pressione relativo alla fornitura di
una prestazione superiore a
quella standard definita nel codice di
rete;
rimandare alla
revisione della disciplina tariffaria
dell’attivita’ di
stoccaggio la valutazione sull’opportunita’ di
definire
corrispettivi di entrata e uscita della rete
nazionale
interconnessa con gli stoccaggi.
Ritenuto che sia
necessario:
applicare, per la determinazione dei costi
operativi
riconosciuti, il criterio del profit sharing,
riconoscendo alle
imprese la meta’ degli ulteriori recuperi di
produttivita’ realizzati
in eccesso rispetto a quelli prefissati ai
sensi della deliberazione
n. 120/2001, tenuto conto dei costi
operativi riconosciuti per i
nuovi investimenti effettuati nel
primo periodo di regolazione,
remunerati nella misura dell’1,2%
attraverso i ricavi di capacily;
mantenere il meccanismo di
riconoscimento dei costi sostenuti per
la compressione e le perdite di
rete e per il bilanciamento operativo
della rete introdotto dalla
deliberazione n. 120/2001;
applicare il recupero di
produttivita’ alle sole componenti del
vincolo relative ai costi di
gestione e alla quota ammortamento in
analogia a quanto indicato
dalla legge n. 290/2003 sottoponendo la
quota parte dei ricavi
garantiti riconducibili alla remunerazione del
capitale investito
netto ad un aggiornamento mediante ricalcolo
annuale del costo
storico rivalutato del capitale investito netto;
mantenere una
ripartizione iniziale dei ricavi tra le componenti
capacity e
commodity rispettivamente pari al 70 e al 30 per cento;
confermare
il modello tariffario entry-exit per la determinazione
dei
corrispettivi di capacita’ sulla rete nazionale di gasdotti;

individuare corrispettivi specifici di uscita per il trasporto
di
transito del gas sulla rete nazionale di gasdotti, confermando
per
tali trasporti l’applicazione di corrispettivi variabili
ridotti
riferiti alla sola rete nazionale di gasdotti;
migliorare
la flessibilita’ nell’offerta di servizi da parte
delle imprese
di trasporto introducendo, a partire dall’anno termico
2006-2007,
conferimenti e tariffe nei punti di entrata della rete
nazionale
di gasdotti interconnessi con l’estero per periodi
inferiori
all’anno.
Ritenuto che sia necessario modificare la deliberazione n.
137/2002
laddove rimanda e richiama le disposizioni della
deliberazione n.
120/2001 e prorogare relativamente all’anno
termico 2005-2006, i
termini per il conferimento delle capacita’ di
trasporto nonche’ i
termini per la presentazione delle
relative richieste,
congruentemente con i termini per la
presentazione delle proposte
tariffarie da parte delle imprese di
trasporto disposti per il
medesimo anno termico

Delibera:
Art. 1.

Definizioni
1.1 Ai fini del presente provvedimento
si applicano le definizioni
dell’art. 2 del decreto legislativo
23 maggio 2000, n. 164, (di
seguito: decreto legislativo n.
164/2000), le definizioni di cui alla
deliberazione dell’Autorita’
per l’energia elettrica e il gas
17 luglio 2002 n. 137/2002 (di
seguito deliberazione n. 137/02) e le
seguenti definizioni:
a)
anno termico e’ il periodo che intercorre tra il 1° ottobre di
ogni
anno e il 30 settembre dell’anno successivo;
b) attivita’ di
trasporto e’ il servizio di trasporto e di
dispacciamento di
gas naturale o anche solo di trasporto di gas
naturale svolto
attraverso reti di gasdotti, esclusi i gasdotti di
coltivazione e le
reti di distribuzione;
c) Autorita’ e’ l’Autorita’ per
l’energia elettrica e il gas,
istituita ai sensi della legge 14
novembre 1995, n. 481;
d) conferimento e’ l’esito del processo
di impegno di capacita’
di trasporto che individua la quantita’
massima di gas, che ciascun
utente puo’ immettere nella rete o
prelevare dalla rete, espressa
come volume giornaliero misurato alle
condizioni standard;
e) impresa di trasporto e’ l’impresa che
svolge l’attivita’ di
trasporto;
f) impresa maggiore e’
l’impresa che, avendo la disponibilita’
della rete nazionale di
gasdotti, svolge l’attivita’ di trasporto
sulla maggior parte della
medesima;
g) periodo di avviamento di un punto di riconsegna che
alimenta
un impianto per la produzione di energia elettrica
direttamente
connesso alla rete di trasporto e’ il periodo di 9
(nove) mesi
successivo alla data di disponibilita’ della capacita’ di
trasporto a
seguito di realizzazione di un nuovo punto di
riconsegna o di
potenziamento superiore al 10% della capacita’
di un punto di
riconsegna esistente;
h) periodo di avviamento di
un punto di entrata interconnesso con
l’estero o con terminali di
Gnl e’ il periodo di 16 (sedici) mesi
successivo alla data di
disponibilita’ della capacita’ di trasporto a
seguito di realizzazione
di un nuovo punto di entrata;
i) periodo di regolazione e’ il
periodo intercorrente tra il
1° ottobre 2005 e il 30 settembre 2009;

j) periodo di punta e’ il periodo di 6 (sei) mesi
intercorrente
tra il 1° novembre e il 30 aprile di ciascun anno;

k) periodo fuori punta e’ il periodo di 6 (sei)
mesi
intercorrente tra il 1° maggio e il 31 ottobre di ciascun anno;

1) procedura di emergenza climatica e’ la «Procedura di
emergenza
per fronteggiare la mancanza di copertura del
fabbisogno di gas
naturale in caso di eventi climatici
sfavorevoli» approvata con
decreto del Ministro delle attivita’
produttive 25 giugno 2005;
m) punta dei consumi e’ la media dei
tre giorni consecutivi di
maggior consumo nel corso dell’anno
termico;
n) punto di consegna e’ il punto fisico delle reti
nel quale
avviene l’affidamento in custodia del gas dall’utente
all’impresa di
trasporto;
o) punto di riconsegna e’ il
punto fisico delle reti o
l’aggregato locale di punti fisici
tra loro connessi nel quale
avviene l’affidamento in custodia del
gas dall’impresa di trasporto
all’utente e la misurazione del gas;

p) punto di entrata e’ un punto di consegna, o un aggregato
di
punti di consegna;
q) punto di uscita e’ un punto virtuale
aggregato di piu’ punti
fisici di interconnessione tra la rete
nazionale di gasdotti e la
rete regionale di gasdotti, ovvero
un punto fisico di
interconnessione tra la rete nazionale di
gasdotti e un sistema di
gasdotti estero;
r) rete nazionale di
gasdotti e’ la rete di trasporto definita
con decreto del Ministero
delle attivita’ produttive ai sensi
dell’art. 9 del decreto
legislativo n. 164/2000;
s) reti regionali di gasdotti sono le
reti di gasdotti per mezzo
delle quali viene svolta l’attivita’ di
trasporto ai sensi dell’art.
2, comma 1, lettera ii) del decreto
legislativo n. 164/2000, esclusa
la rete nazionale di gasdotti;
t)
rifacimento di un impianto per la produzione di
energia
elettrica e’ l’intervento su un impianto esistente
finalizzato a
migliorare le prestazioni energetiche ed ambientali
attraverso la
sostituzione, il ripotenziamento o la totale
ricostruzione di
componenti che nel loro insieme rappresentano la
maggior parte dei
costi di investimento sostenuti per la
realizzazione di un impianto
nuovo di potenza equivalente;
u) RA
e’ il ricavo pari al costo riconosciuto per il servizio
di
bilanciamento del sistema;
v) RD e’ il ricavo derivante
dall’applicazione dei corrispettivi
di disequilibrio;
w) RNI e’ il
ricavo addizionale relativo ai nuovi investimenti;
x) RSC N e’
il ricavo derivante dall’applicazione dei
corrispettivi di
scostamento nei punti di entrata e uscita della rete
nazionale di
gasdotti;
y) RSC R e’ il ricavo derivante
dall’applicazione dei
corrispettivi di scostamento nei punti di
riconsegna della rete
regionale di gasdotti;
z) RT e’ il ricavo di
riferimento per l’attivita’ di trasporto;
aa) RT E e’ la quota
parte dei ricavi relativa all’attivita’ di
trasporto di gas naturale,
attribuita all’energia associata ai volumi
trasportati;
bb) RT M
e’ la quota parte dei ricavi relativa all’attivita’ di
misura;
cc)
RT N e’ la quota parte dei ricavi relativa all’attivita’
di
trasporto di gas naturale sulla rete nazionale di
gasdotti,
attribuita alla capacita’ di trasporto conferita su tale
rete ed e’
data dalla somma delle componenti RT N «capitale», RT N
«co+amm»;
dd)RT N «capitale» e’ la quota di ricavo della rete
nazionale di
gasdotti riconducibile al capitale investito
riconosciuto;
ee)RT N «co+amm» e’ la quota di ricavo della rete
nazionale di
gasdotti riconducibile ai costi operativi e alla quota
ammortamento
riconosciuta;
ff) RT «NP» e’ la quota parte
dei ricavi relativa ai nuovi
investimenti finalizzati all’attivita’
di trasporto di gas naturale
sulla rete nazionale di gasdotti,
attribuita alla capacita’ di
trasporto conferita su tale rete;

gg)RT R e’ la quota parte dei ricavi relativa all’attivita’
di
trasporto di gas naturale sulla rete regionale di
gasdotti,
attribuita alla capacita’ di trasporto conferita di tali
reti rete ed
e’ data dalla somma delle componenti RT N «capitale», RT
R «co+amm»;
hh) RT R «capitale»e’ la quota di ricavo della rete
regionale di
gasdotti riconducibile al capitale investito
riconosciuto;
ii) RT R «co+amm»e’ la quota di ricavo della rete
regionale di
gasdotti riconducibile ai costi operativi e alla quota
ammortamento
riconosciuta;
jj) RT «RP» e’ la quota parte
dei ricavi relativa ai nuovi
investimenti finalizzati alle attivita’
di trasporto di gas naturale
sulle reti regionali di gasdotti,
attribuita alla capacita’ di
trasporto conferita su tali reti;

kk) utente e’ l’utilizzatore del sistema gas che
acquista
capacita’ di trasporto per uso proprio o per cessione ad
altri.

Art. 2.

Ambito di applicazione
2.1. Il presente provvedimento si
applica, per il periodo di
regolazione, alle imprese di trasporto.

2.2. La tariffa per il servizio di trasporto di gas naturale
(di
seguito: tariffa di trasporto) determinata, sulla base dei
criteri
fissati nel presente provvedimento e’ da intendersi come
tariffa
massima. Le imprese di trasporto applicano le tariffe, e le
eventuali
riduzioni, assicurando trasparenza e parita’ di
trattamento tra
utenti.

Titolo II – determinazione dei
ricavi
dell’attivita’ di trasporto
Art.
3.
Ricavi di riferimento
3.1. Ai fini
della formulazione delle proposte tariffarie di cui
all’art. 18,
ciascuna impresa che, alla data di entrata in vigore del
presente
provvedimento, svolge attivita’ di trasporto, calcola i
ricavi di
riferimento per la formulazione dei corrispettivi unitari
di cui
all’art. 8 per l’anno termico 2005-2006, secondo le modalita’
definite
nei commi successivi.
3.2 Il ricavo di riferimenti RT viene
calcolato per ciascuna
impresa sommando le seguenti componenti:
a)
costo riconosciuto del capitale investito netto, pari al 6,7
per
cento reale pre tasse, riferito al capitale investito
netto
calcolato ai sensi del comma 3.3;
b) ammortamenti economico
– tecnici calcolati in relazione alle
caratteristiche dei cespiti
necessari a ciascuna attivita’, ai sensi
del comma 3.5;
c) costi
operativi riconosciuti calcolati ai sensi dei commi 3.6,
3.7 e 3.8.

3.3 Il capitale investito netto e’ pari alla somma
dell’attivo
immobilizzato netto calcolato ai sensi del comma 3.4 e
del capitale
circolante netto, pari all’1 per cento dell’attivo
immobilizzato
netto.
3.4 Ai fini della determinazione del
valore dell’attivo
immobilizzato netto ciascuna impresa che alla
data di entrata in
vigore del presente provvedimento svolge attivita’
di trasporto:
a) individua gli incrementi patrimoniali annuali
relativi alle
immobilizzazioni realizzate a partire dall’anno 1950
e presenti in
bilancio al 31 dicembre 2004, raggruppate nelle
categorie di cui alla
tabella 1, per i quali il fondo
ammortamento economico-tecnico,
calcolato ai sensi della lettera d),
non abbia gia’ coperto il valore
lordo degli stessi, escludendo gli
interessi passivi in corso d’opera
(IPCO) non determinati in sede di
bilancio;
b) rivaluta i costi storici degli incrementi di
cui alla
precedente lettera a) in base al deflatore degli
investimenti fissi
lordi; nella tabella 2 e’ riportato il deflatore
degli investimenti
fissi lordi per il calcolo dei ricavi di
riferimento per l’anno
termico 2005-2006;
c) calcola l’attivo
immobilizzato lordo delle singole categorie
di cespiti come somma
dei valori risultanti dalle rivalutazioni di
cui alla precedente
lettera b);
d) determina il fondo di ammortamento economico
– tecnico
derivante dalla somma dei prodotti degli incrementi
patrimoniali di
cui alla precedente lettera b) per le rispettive
percentuali di
degrado, come definite nella lettera seguente;
e)
le percentuali di degrado (PD) sono calcolate con la
seguente
formula:

—-> Vedere FORMULA a pag. 47 della
G.U. Vedere FORMULA a pag. 48 della G.U. Vedere FORMULA a pag.
49 della G.U. Vedere FORMULA a pag. 50 della G.U. Vedere FORMULA
a pag. 51 della G.U. Vedere FORMULA a pag. 51 della G.U. Vedere
FORMULA a pag. 52 della G.U. Vedere FORMULA a pag. 52 della G.U.
Vedere FORMULA a pag. 53 della G.U. Vedere FORMULA a pag. 53 della
G.U. Vedere FORMULA a pag. 54 della G.U. Vedere FORMULA a pag.
54 della G.U. Vedere Allegato a pag. 56 della G.U. in formato
zip/pdf

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