Comunicazione utenze MT commi 35 4 37 8 e 37 9 ... - Il Gruppo Hera

Comunicazione ai clienti finali e altre utenze MT aisensi dei commi 35.4, 37.8 e 37.9 dell’allegato Adella deliberazione dell’AEEG n. 333/07 e smi.DISTRIBUZIONEENERGIAELETTRICA2. il contratto di trasporto di ogni cliente MT che preleva energia elettrica dalla rete di distribuzione siarimasto in vigore per l’intero anno a cui si riferiscono le interruzioni, anche in caso di passaggio dalmercato di salvaguardia al mercato libero, mentre per ogni produttore o autoproduttore allacciatoalla rete di distribuzione MT gli impianti siano rimasti nelle condizioni di immissione o potenzialeimmissione per l’intero anno a cui si riferiscono le interruzioni;3. l’impianto rispetti i seguenti requisiti tecnici (si veda comma 35.1 del TIQE):a) Dispositivo Generale (DG) realizzato mediante un sistema composto da un sezionatore e uninterruttore o mediante un interruttore di tipo estraibile;b) Protezioni Generali (PG), cui asservire il Dispositivo Generale, in grado di discriminare i guastipolifase (massima corrente) e i guasti monofase a terra (massima corrente omopolare odirezionale di terra, in conformità allo stato di esercizio del neutro) a valle del DispositivoGenerale;c) Taratura delle Protezioni Generali effettuate secondo il criterio di selettività, in base a quantoindicato dall’impresa distributrice, e mantenimento delle stesse tarature fino a successivaindicazione da parte di HERA Spa.I clienti MT con potenza disponibile inferiore o uguale a 400 kW hanno facoltà di derogare ai requisiti sopraelencati (punto 3) qualora vengano rispettate tutte le seguenti condizioni (si veda comma 35.2 del TIQE):a) risultano dotati di Interruttore Manovra Sezionatore (IMS) con fusibili e di un unico trasformatoreMT/BT con potenza non superiore a 400 kVA oppure risultano dotati di interruttore a volumed’olio ridotto (IVOR) con dispositivo di protezione per la sola corrente di corto circuito e di ununico trasformatore MT/BT con potenza non superiore a 400 kVA;b) la connessione MT tra l’IMS e il trasformatore MT/BT o tra l’IVOR e il trasformatore MT/BT èrealizzata in cavo ed ha una lunghezza complessiva non superiore a 20 m;c) effettuano la manutenzione ai sensi della norma CEI 0-15 tracciando su apposito registrocostituito dalle schede F, S, QMT, TR-L (o TR-S) in caso di IMS con fusibili o costituito dalleschede F, IVOR, QMT, TR-L (o TR-S) in caso di IVOR con dispositivo di protezione per la solacorrente di cortocircuito, secondo le periodicità previste dalla stessa norma CEI 0-15.4. Sia stata inviata dichiarazione di adeguatezza a HERA Spa come indicato al capitolo “Dichiarazionedi adeguatezza”; il diritto all’indennizzo decorre dall’anno successivo a quello dell’invio.Entità dell’indennizzoPer ogni interruzione superiore agli standard definiti dall’AEEG e precedentemente indicati, sarà determinato unindennizzo (si veda comma 34.5 del TIQE) così calcolato:- per i clienti finali, in funzione della potenza disponibile dell’ impianto valorizzata, per la sola quota partedel 70%, a 2,5 €/kW per i primi 500 kW e a 2 €/kW per i restanti kW;- per le altre utenze, in funzione della potenza effettivamente immessa in rete dall’impianto al momentodell’interruzione, qualora nota, oppure in mancanza di questa per la sola quota parte del 70%, dellapotenza per cui è stata richiesta la connessione o, in mancanza di questa, della potenza nominale diimpianto, al netto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva al momento dell’interruzionevalorizzata a 2,5 €/kW per i primi 500 kW e a 2 €/kW per i restanti kW.In ogni caso il numero massimo di interruzioni indennizzabili qualora siano superati gli standard elencati nellatabella precedente, è in funzione del grado di concentrazione ed è pari a:Numero massimo di interruzioni indennizzabili2008-2009 2010-2011Alta Concentrazione 3 4Media Concentrazione 4 6Bassa Concentrazione 5 8Gli indennizzi saranno complessivamente corrisposti nell’anno successivo a quello in cui è stato rilevato unnumero di interruzioni superiore ai suddetti standard.Specifica di taratura delle protezioni generali dell’impianto MT del clienteCon riferimento al comma 35.4 lettera d) del TIQE si trasmette in allegato alla presente la scheda che riporta ivalori massimi di taratura su cui deve essere impostata la Vs. Protezione Generale che comanda il DispositivoGenerale MT. Qualora il Vs. impianto sia invece costituito da IMS con fusibili si rammenta che la taglia massimaAggiornato al: 25/06/10 Pag. 2 di 7

Comunicazione ai clienti finali e altre utenze MT aisensi dei commi 35.4, 37.8 e 37.9 dell’allegato Adella deliberazione dell’AEEG n. 333/07 e smi.DISTRIBUZIONEENERGIAELETTRICAdei fusibili stessi non deve eccedere i 40 A. I valori di taratura delle protezioni così impostate permettono diraggiungere in caso di guasto sul Vs. impianto la miglior selettività, rispetto alle protezioni a monte di HERA Spa.Modifica dello stato di esercizio del neutroLe reti elettriche di distribuzione gestite da HERA SpA sono prevalentemente esercite con neutro isolato.La maggior parte del territorio del comune di S. Cesario è esercito a neutro compensato; nel territorio delcomune di Modena (zona Sud Est) e frazione Montale del comune di Castelnuovo Rangone è avvenuto ilpassaggio al neutro compensato.Successivamente è prevista l’estensione del regime di neutro compensato a tutto il territorio servito da HeraSpA.In occasione del cambio dello stato di esercizio del neutro della rete MT da isolato a compensato il GruppoHERA informa ogni cliente o altra utenza MT allacciata alla rete oggetto del cambio di stato di esercizio con unanticipo di almeno sei mesi e non superiore a dodici mesi, indicando anche le nuove specifiche di taratura delleprotezioni e riferimenti normativi che comportano adeguamento degli impianti.Rimborsi per interruzioni prolungateLe interruzioni di eccezionale durata danno luogo a rimborsi automatici solo se eccedono gli standard fissatidall’Autorità e se il cliente ha l’impianto adeguato.Gli standard delle interruzioni di eccezionale durata sono differenziati a seconda che l’interruzione sia senzapreavviso o con preavviso, indipendentemente dalle cause che le hanno provocate (con la sola esclusione delleevacuazioni e delle interruzioni causate da furti agli impianti). Per quanto riguarda le interruzioni di eccezionaledurata senza preavviso gli standard sono:• 4 ore per i clienti serviti in ambiti ad alta concentrazione;• 6 ore per i clienti serviti in ambiti a media concentrazione;• 8 ore per i clienti serviti in ambiti a bassa concentrazione.Per quanto riguarda le interruzioni di eccezionale durata con preavviso lo standard è di 8 ore,indipendentemente dal grado di concentrazione dell’ambito territoriale servito e fatto salvo diverso accordoscritto con il distributore. Per i distributori come HERA SpA (con più di 100.000 clienti in BT) gli standard per leinterruzioni di eccezionale durata entrano in vigore dal 1° luglio 2009.Entità dei rimborsi per interruzioni prolungatePer i clienti MT con potenza disponibile inferiore o uguale a 100 kW, per ogni interruzione di eccezionale duratal’indennizzo vale 150€ per il superamento dello standard più 75€ per ogni periodo ulteriore di almeno 4 ore, finoa un tetto massimo di 1.000€.Per i clienti MT con potenza disponibile superiore a 100 kW, per ogni interruzione di eccezionale durata,l’indennizzo vale 1,5€ per ogni kW di potenza disponibile per il superamento dello standard più 0,75€ per ognikW di potenza disponibile per ogni periodo ulteriore di almeno 2 ore, fino a un tetto massimo di 6.000€.Il Cliente in media tensione che ha inviato la dichiarazione di adeguatezza riceve i rimborsi per le interruzioni dieccezionale durata, senza fare alcuna richiesta, con la prima bolletta disponibile dopo 60 giorni dall’interruzione;tale termine viene aumentato, qualora l’interruzione interessi più di due milioni di clienti su base nazionale.Corrispettivo Tariffario Specifico (CTS)I clienti finali e le altre utenze MT che non rispettino i requisiti tecnici sopra esposti, o non abbiano inviatoall’impresa distributrice la “dichiarazione di adeguatezza” relativa ai propri impianti, sono tenuti a corrisponderealla stessa impresa il corrispettivo CTS.Il rispetto dei requisiti tecnici degli impianti dei clienti MT, deve essere documentato attraverso l’invio a HERASpa della suddetta dichiarazione entro il 31 dicembre dell’anno precedente a quello a cui si riferisce il diritto agliindennizzi automatici previsti per le interruzioni lunghe.Il corrispettivo tariffario specifico CTS è pari, su base annua, a:CTS = (K + H * E i /P i )*F dove:K è una quota fissa, in ragione di 1 €/giorno per ogni giorno di connessione attiva;H è una quota variabile in relazione alle ore di utilizzo, pari a 0,15 €/ora di utilizzo;E i /P i è la stima, per ciascun cliente i, delle ore di utilizzo, data dal rapporto tra l’energia consumata E i ,nell’anno precedente e la potenza disponibile P i nello stesso anno o, per le utenze MT, tra l’energiaimmessa in rete E i nell’anno precedente e la potenza nominale di impianto P i nello stesso anno, alnetto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva;F è un parametro che, con decorrenza dal 1° gennaio 2009, assume il valore:Aggiornato al: 25/06/10 Pag. 3 di 7

Comunicazione ai clienti finali e altre utenze MT aisensi dei commi 35.4, 37.8 e 37.9 dell’allegato Adella deliberazione dell’AEEG n. 333/07 e smi.DISTRIBUZIONEENERGIAELETTRICA1 per i clienti con potenza disponibile inferiore o uguale a 400 kW e per le altre utenze con potenzanominale di impianto, al netto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva, inferiore ouguale a 400 kVA;min {1+[(P i -400)/400] 1/2 ; 3,5} per i clienti con potenza disponibile P i , espressa in kW, superiore a 400kW e per le altre utenze con potenza nominale di impianto P i , espressa in kVA, al netto della potenzanominale dei generatori elettrici di riserva, superiore a 400 kVA. Fino al 31 dicembre 2008, alparametro F è stato associato comunque un valore pari a 1.Come indicato da AEEG nel comunicato del 25 Giugno 2009 e nella relazione tecnica della deliberazione n.246/06, per i clienti che immettono energia in rete e prelevano energia dalla rete (clienti-produttori), il CTS èottenuto calcolando separatamente la quota relativa all'energia prelevata dalla rete e la quota relativa all'energiaimmessa in rete e sommando poi tra loro i due contributi.Il valore Pi è pari:a. alla potenza disponibile per quanto riguarda il prelievo dalla rete;b. alla potenza nominale di impianto, al netto della potenza nominale dei generatori elettrici di riserva, perquanto riguarda l'immissione.Si precisa pertanto quanto segue:1. per i clienti-produttori, al fine di evitare la duplice applicazione della parte di CTS proporzionale ai giornidi connessione attiva, la quota fissa K, in ragione di 1 €/giorno per ogni giorno di connessione attiva, èapplicata solo nel calcolo della quota relativa all'energia prelevata dalla rete;2. per i clienti-produttori, a partire dal 1° genna io 2009, si applica separatamente il fattore F riferito allapotenza disponibile per la quota di CTS relativa al prelievo e alla potenza nominale di impianto, al nettodella potenza nominale dei generatori elettrici di riserva per la quota di CTS relativa all'immissione.Il corrispettivo tariffario specifico viene corrisposto all’impresa distributrice con il criterio del pro-quota giorno. Lacorresponsione del corrispettivo tariffario specifico viene sospesa al momento dell’invio a HERA Spa delladichiarazione di adeguatezzaA titolo esemplificativo, si fornisce una tabella dell’ammontare del CTS su base annua realizzata per alcuni valoridi potenza disponibile e per alcuni valori di ore di utilizzo all’anno.Utilizzo(ore/anno)Fino al31/12/2008QualsiasipotenzadisponibileDal 1 gennaio 2009Potenza disponibile (kW)≤ 400 800 1000 1500 2000 2500 ≥ 29001200 € 545 € 545 € 1090 € 1212 € 1449 € 1635 € 1794 € 19082000 € 665 € 665 € 1330 € 1479 € 1768 € 1995 € 2189 € 23284000 € 965 € 965 € 1930 € 2147 € 2565 € 2895 € 3176 € 33786000 € 1265 € 1265 € 2530 € 2814 € 3363 € 3795 € 4163 € 4428Corrispettivo Tariffario Specifico Maggiorato (CTS M )A partire dal 1° Gennaio 2009, secondo quanto previ sto dalle disposizioni dalla delibera ARG/elt 33/08 e ARG/elt119/08 e smi, i clienti finali e le altre utenze MT che abbiano richiesto la connessione prima del 16 novembre2006 e non hanno inviato la dichiarazione di adeguatezza sono tenuti a pagare il CTS M in sostituzione del CTSnel caso in cui il cliente:• con una potenza disponibile inferiore o uguale a 400 kW, richieda a partire dal 1° settembre 2008aumenti di potenza per almeno 50 kW complessivi oppure, senza averli richiesti, siano stati registrati dalsuo contatore di energia elettrica come sistematici prelievi di potenza oltre la disponibile. Si considerasistematico il superamento effettuato in almeno due distinti mesi nell’anno solare;• con una potenza disponibile superiore a 400 kW, richieda a partire dal 1° settembre 2008 aumenti dipotenza per almeno 100 kW complessivi oppure, senza averli richiesti, siano stati registrati dal suocontatore di energia elettrica come sistematici prelievi di potenza oltre la disponibile. Si considerasistematico il superamento effettuato in almeno due distinti mesi nell’anno solare:Aggiornato al: 25/06/10 Pag. 4 di 7

Comunicazione ai clienti finali e altre utenze MT aisensi dei commi 35.4, 37.8 e 37.9 dell’allegato Adella deliberazione dell’AEEG n. 333/07 e smi.DISTRIBUZIONEENERGIAELETTRICA• richieda, a partire dal 1° settembre 2008, un qual unque aumento di potenza disponibile che determini ilsuperamento dei 400 kW;• richieda il subentro rispetto a una preesistente utenza con durata inferiore ad un anno e,contemporaneamente, aumenti di potenza secondo le soglie suddette;• si verifichi il mancato rispetto della potenza massima dei trasformatori in parallelo o della potenzamassima dei trasformatori contemporaneamente energizzabili ai sensi della norma CEI 0-16 a seguito dicontrolli effettuati dall'impresa distributrice sia nel caso in cui la dichiarazione di adeguatezza sia giàstata inviata (in tal caso viene revocata) sia nel caso in cui la dichiarazione non sia stata inviata perchèla richiesta di connessione è stata effettuata dopo il 16 novembre 2006 (in questi casi ai finidell'adeguamento non è necessario l'invio della dichiarazione di adeguatezza).• con una potenza disponibile superiore a 400 kW, non applichi parzialmente le Regole Tecniche diConnessione, come indicato dal comma 10.4 dell’allegato B alla ARG/elt 33/08 smi, in caso dipassaggio dello stato del neutro da isolato a compensato.Si rimanda in ogni caso all’allegato B della delibera ARG/elt 33/08 smi per le integrazioni e gli approfondimentidelle casistiche che danno luogo al pagamento del CTS M .A titolo esemplificativo, si fornisce una tabella dell’ammontare del CTS M su base annua realizzata per alcunivalori di potenza disponibile considerando una stima annua di ore di utilizzo pari a 1500.CTSM (Eur/anno)Aumento della potenza disponibile che, ai sensi dell'allegato Balla delibera ARG/elt 33/08, deve essere considerato come ilvalore cumulato a partire dal 1° settembre 2008.Si suppone per semplicità che:- gli aumenti di potenza disponibile avvengano in mododiscreto negli anni indicati;- a seguito dell'aumento di potenza disponibile il rapporto Ei/Pi[h] rimanga invariato.Stima ore di utilizzo Ei/Pi [h] = 15002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015200 di 40 kW nel 2009, poi più 590 590 590 590 590 590 590200 di 60 kW nel 2009, poi più 590 1180 1770 2360 2360 2360 2360200 di 40 kW nel 2009 e di ulteriori 20 kW nel 2011 590 590 590 1180 1770 2360 2360400 di 60 kW nel 2010, poi più 590 590 1180 1770 2360 2360 2360400 di 50 kW nel 2009 590 1180 1770 2360 2360 2360 2360400 di 50 kW nel 2009 e di 50 kW nel 2011 590 1180 1770 2360 2360 2360 23602000 di 80 kW nel 2010, poi più 1770 1770 1770 1770 1770 1770 17702000 di 120 kW nel 2010, poi più 1770 1770 3540 5310 7080 7080 7080Potenza disponibile Pi [kW]2000 di 80 kW nel 2009 e di ulteriori 40 kW nel 2010 1770 1770 3540 5310 7080 7080 708030030030010001000Mancato rispetto della potenza massima dei trasformatori inparallelo o della potenza massima dei trasformatoricontemporaneamente energizzabili ai sensi della norma CEI0-16 a seguito di controlli effettuati dall'impresa distributrice,nei seguenti casi:- la dichiarazione di adeguatezza era già stata inviata (in talcaso viene revocata);- la dichiarazione non era stata inviata perchè la richiesta diconnessione è stata effettuata dopo il 16 novembre 2006 (inquesti casi ai fini dell'adeguamento non è necessario l'inviodella dichiarazione di adeguatezza).Controllo effettuato nel 2009 con dichiarazione diadeguatezza già inviata in anni precedenti e validaControllo effettuato nel 2009 e dichiarazione di adeguatezzamai inviata in anni precedenti (caso di impianto non adeguato)Controllo effettuato nel 2009 e dichiarazione di adeguatezzamai inviata in anni precedenti (caso di impianto adeguatoperché la richiesta di connessione è stata effettuata, peresempio, nel 2007)Controllo effettuato nel 2010 con dichiarazione diadeguatezza già inviata in anni precedenti e validaControllo effettuato nel 2010 e dichiarazione di adeguatezzamai inviata in anni precedenti (caso di impianto non adeguato)Stima ore di utilizzo Ei/Pi [h] = 15002009 2010 2011 2012 2013 2014 2015590 1180 1770 2360 2360 2360 2360590 1180 1770 2360 2360 2360 2360590 1180 1770 2360 2360 2360 23600 1313 2626 3939 5252 5252 52521313 1313 2626 3939 5252 5252 5252Aggiornato al: 25/06/10 Pag. 5 di 7

Comunicazione ai clienti finali e altre utenze MT aisensi dei commi 35.4, 37.8 e 37.9 dell’allegato Adella deliberazione dell’AEEG n. 333/07 e smi.DISTRIBUZIONEENERGIAELETTRICAIl CTS M è una maggiorazione della quota CTS, che dipende dagli anni di mancato adeguamento degli impiantisecondo la formula:CTS M = CTS * (1 + n) dove:n è il numero intero di anni contati a partire dall’anno successivo a quello di decorrenza dell’obbligo diadeguamento non adempiuto, con un valore massimo pari a 3.Il termine n vale 1 per il primo anno successivo al raggiungimento delle condizioni di maggiorazione del CTS (adesempio, nel caso di più aumenti di potenza disponibile, il momento dell’aumento che fa superare la soglia 50kW o 100 kW), n vale 2 per il secondo anno successivo, n vale 3 per il terzo anno e per tutti gli anni successivi.La quota CTS dipende dalla potenza disponibile del cliente e dall’energia elettrica prelevata, entrambe riferiteall’anno precedente quello di versamento del CTS M . Ad esempio se l’aumento di potenza avviene nel 2010, nel2011 il CTS M vale 2*CTS con CTS, e in particolare E/P, riferito all’anno 2010; nel 2012 il CTS M vale 3*CTS conCTS, e in particolare E/P, riferito all’anno 2011 e così via.Il pagamento del CTS M è sostitutivo del corrispettivo CTS e avviene con le stesse modalità previste per ilcorrispettivo CTSDichiarazione di adeguatezzaLa dichiarazione di adeguatezza è finalizzata a formalizzare il rispetto dei requisiti tecnici precisati dalle delibereAEEG (333/07, ARG/elt 33/08, ARG/elt 119/08 e smi) e dalle Regole Tecniche di Connessione (Norme CEI 0-16riportate in allegato alla delibera ARG/elt 33/08, ARG/elt 119/08 e smi) compresi i casi in deroga di cui ai requisitisemplificati sopra indicati; a partire dal 1° genna io 2009, essa è presentata a seguito delle verifiche di cui allanorme CEI 0-16 e dell’Allegato C della delibera ARG/elt 33/08 e smi per mezzo del modulo presente nelmedesimo Allegato C.La dichiarazione di adeguatezza deve essere compilata a Vostra cura da personale qualificato ai sensidell’articolo 36, comma 36.4 del TIQE. E’ preferibile, comunque non obbligatorio, che a tale dichiarazione vengaallegato lo schema elettrico del Vostro impianto in media tensione, completato delle seguenti informazioni:• Potenza nominale (in kVA), tensioni primaria e secondaria (in kV) e tensione di cortocircuito (in %) deitrasformatori MT/BT presenti nel Vostro impianto e gruppo di appartenenza (es: Dyn11);• Tipo e rapporto di trasformazione dei riduttori di tensione (TV) e dei riduttori di corrente per corrente di fase(TA) e corrente omopolare (TA omopolari se presenti);• Caratteristiche elettriche del dispositivo generale;• Corrente nominale dei fusibili eventualmente presenti sul dispositivo generale;• Sezione e lunghezza dei cavi MT interni al Vostro impianto;• Potenza nominale e reattanza transitoria e subtransitoria dei generatori elettrici eventualmente presenti;• Tipologia delle protezioni installate e caratteristiche.La dichiarazione di adeguatezza non deve essere inviata per i nuovi impianti le cui richieste di connessionesiano state inviate a HERA Spa in data successiva al 16/11/2006 (come stabilito dalla delibera AEEG n. 246/06e confermato dalla 333/07 Allegato A comma 36.3); in tal caso la documentazione progettuale di cui sopra devecontenere esplicito riferimento al rispetto delle prescrizioni e dei valori di taratura impostati sulle protezionicomunicati da HERA Spa. La dichiarazione di adeguatezza non deve altresì essere inviata nei casi dispostamento fisico del punto di consegna su richiesta del cliente; deve, inoltre, essere rinnovata in occasione dimodifiche o sostituzioni del Dispositivo Generale e delle Protezioni Generali o della sostituzione dell’InterruttoreManovra Sezionatore o dell’Interruttore a Volume d’Olio Ridotto.In caso di modifica delle tarature della Protezione Generale richieste da HERA Spa, non è necessario il rinnovodella “dichiarazione di adeguatezza”, ma il cliente dovrà solo dare conferma scritta di quanto richiesto.In caso di modifica dello stato neutro, con passaggio da neutro isolato a neutro compensato, l’utente fornisce adHera Spa la conferma scritta dell’adeguatezza dei propri impianti al nuovo regime di neutro, con particolareriferimento alle disposizioni di cui ai commi A.2.1, A.2.2 e A.3 dell’Allegato C della delibera ARG/elt 33/08 e smie, qualora sia richiesta l’installazione della protezione direzionale di terra, di cui all’Allegato B, punto B1, provan.3 della Norma CEI 0-16 dell’Allegato A alla delibera stessa.La Dichiarazione di adeguatezza, dovrà essere trasmessa all’indirizzo indicato nell’allegato “Riferimenti GruppoHera”.Aggiornato al: 25/06/10 Pag. 6 di 7

Comunicazione ai clienti finali e altre utenze MT aisensi dei commi 35.4, 37.8 e 37.9 dell’allegato Adella deliberazione dell’AEEG n. 333/07 e smi.DISTRIBUZIONEENERGIAELETTRICAControlliHERA Spa ha facoltà di effettuare a proprie spese controlli per verificare l’effettiva rispondenza dell’impianto airequisiti tecnici precedentemente descritti nel rispetto delle delibere dell’AEEG (333/07 e ARG/elt 33/08 e smi).Nel caso in cui i requisiti non siano soddisfatti la Dichiarazione di adeguatezza sarà revocata a decorrere dal 1°gennaio dell’anno in cui viene effettuato il controllo; in tal caso l’utente perderà il diritto a ottenere gli indennizziautomatici anche qualora subisca interruzioni in numero superiore allo standard e ciò fino a quando invierà unanuova dichiarazione di adeguatezza con effetto, ai fini degli indennizzi, dal 1° gennaio dell’anno suc cessivo.Contestualmente, in funzione dell’energia consumata/immessa e della sua potenza disponibile/nominale diimpianto, sarà tenuto a versare il CTS ed eventualmente il CTS M a seconda dei casi . HERA Spa, in caso direvoca della dichiarazione di adeguatezza, non è tenuta inoltre a corrispondere eventuali rimborsi perinterruzioni prolungate (si veda art. 45 del TIQE).In caso di contenzioso, la delibera dell’Autorità prevede l’accordo tra le parti per la nomina di un soggettoabilitato ai sensi del DPR 462/01 e accreditato dal SINCERT come organismo di ispezione di tipo A secondo lanorma UNI CEI EN 45004. Il costo di questa verifica è previsto a carico della parte che risulterà in difetto.Documenti di riferimento dell’AEEG e di HERA SpaI contenuti della presente informativa possono essere integrati e approfonditi consultando le delibere dell’AEEGdi seguito riportate nella versione più aggiornata:• 333/07 “Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione, misura e venditadell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011”• ARG/elt 33/08 “Condizioni tecniche per la connessione alle reti di distribuzione dell’energia elettrica atensione nominale superiore ad 1 kV”• ARG/elt 119/08 “Disposizioni inerenti l’applicazione della deliberazione dell’Autorità per l’energiaelettrica e il gas ARG/elt 33/08 e delle richieste di deroga alla norma CEI 0-16, in materia di connessionialle reti elettriche di distribuzione con tensione maggiore di 1 kV”• ARG/elt 17/09 “Iniziative per la promozione dell’adeguamento degli impianti di utenza alimentati inmedia tensione e modificazioni ed integrazioni alla Parte I dell'Allegato A alla deliberazione del 19dicembre 2007 n. 333/07 recante Testo integrato della regolazione della qualità dei servizi didistribuzione, misura e vendita dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2008-2011”Nel sito dell’AEEG http://www.autorita.energia.it/ sono disponibili le delibere sopra indicate ed ulterioriinformazioni consultando in particolare la sezione “Adeguamento degli impianti di utenza MT” all’indirizzo:http://www.autorita.energia.it/impiantimt.htm .Le principali delibere sopra indicate, copia della presente informativa, nonché ulteriori approfondimenti einformazioni riguardanti gli argomenti trattati sono disponibili nel sito di HERA Spa all’indirizzohttp://www.gruppohera.it/gruppo/attivita_servizi/business_energia/elettrica/vostro_servizio_ee/ee_connessioni/ .In ogni caso ulteriori chiarimenti e documentazione possono essere richiesti ai referenti indicati nell’allegato“Riferimenti Gruppo Hera”.Si segnala che dal 1° settembre 2008 HERA Spa ha ad ottato integralmente la norma CEI 0-16 “Regola tecnicadi riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di energiaelettrica”, allegata alla delibera AEEG ARG/elt 33/08, ARG/elt 119/08 e smi, come Regola Tecnica diConnessione.Distinti saluti.Aggiornato al: 25/06/10 Pag. 7 di 7