L`energia elettrica e il gas

Capitolo 2
L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS
2.1 Generalità e quadro normativo
2.1.1 Il mercato dell’energia elettrica
La Direttiva CEE n. 92-1996, recepita in Italia dal D.Lgs. n. 79-1999, ha
disposto:
• la liberalizzazione dell’attività di produzione, importazione ed esportazione,
acquisto e vendita di energia elettrica: dal 1º gennaio 2003 nessun soggetto può
produrre e importare più del 50% dell’energia prodotta e importata sul mercato
nazionale;
• la distinzione tra clienti “idonei” e clienti “vincolati”; i primi sono ammessi ad
operare sul mercato libero, scegliendo il proprio fornitore in Italia o all’estero,
negoziando il prezzo ed ottenendo il trasporto dell’energia acquistata sulle reti
di trasmissione e distribuzione; i secondi non sono ammessi ad operare sul
mercato libero e possono acquistare energia solo da distributori che esercitano
il servizio nell’area territoriale dove sono localizzati, sulla base di tariffe
regolamentate dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) (1).
Dall’1-7-2004 (Delibera n. 107-2004 dell’AEEG) sono “idonei” tutti i clienti
non domestici (ovvero tutti quelli in possesso di una partita IVA); dall’1-72007 ha avuto pieno effetto la liberalizzazione della vendita di energia elettrica
ai clienti finali che sono tutti riconosciuti idonei (art. 21 della Direttiva), fatto
salvo il regime di “maggior tutela” (cfr. infra) riconosciuto a fasce di piccola
utenza (tipicamente le famiglie) cui è garantita la possibilità di accedere a
servizi di qualità standard a tariffe fissate dall’AEEG;
• la riserva esclusiva allo Stato delle attività di trasmissione e dispacciamento e
la loro attribuzione in concessione alla società GRTN (controllata dal Ministero
dell’Economia e delle Finanze) cui spetta la gestione delle reti, ma non la loro
proprietà (c.d. modello dell’Independent System Operator - ISO); tale
impostazione è stata successivamente rivista e superata (cfr. infra);
• un regime di concessioni trentennali (una per ogni ambito comunale) rilasciate
dal Ministero dello Sviluppo Economico entro il 31 marzo 2001 ed aventi
scadenza il 31 dicembre 2030, per lo svolgimento dell’attività di distribuzione
e vendita dell’energia elettrica ai clienti “vincolati”; allo scadere di tale termine
il servizio è affidato sulla base di gare da indire nel rispetto della normativa in
(1)
L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG), istituita con la Legge n. 481-1995, esercita funzioni di
regolazione e di controllo dei settori dell’energia elettrica e del gas.
45
•
•
materia di appalti pubblici non oltre il quinquennio precedente la medesima
scadenza;
l’obbligo per i soggetti proprietari di impianti di distribuzione che alimentino
più di 300.000 clienti finali di costituire una o più società per azioni alle quali
trasferire in via esclusiva le attività di distribuzione di energia elettrica e di
vendita alla clientela vincolata; successivamente la Legge n. 239-2004 ha
riformulato tale previsione, disponendo la possibilità di costituire una o più
società per azioni per l’esercizio della distribuzione e vendita alla clientela
vincolata e demandando all’AEEG la fissazione dei termini di tale separazione
gestionale ed amministrativa (2);
l’istituzione da parte del GRTN dell’Acquirente Unico (AU), ovvero una
società per azioni cui spetta di stipulare e gestire i contratti di fornitura con i
produttori ed i contratti di vendita con i distributori per assicurare condizioni di
continuità del servizio e parità di trattamento anche tariffario, a tutela della
clientela vincolata.
Il modello ISO si è tuttavia rivelato inefficiente, a causa delle difficoltà di
coordinamento tra il gestore della rete ed i suoi proprietari. Il Governo (DPCM 11
maggio 2004) è quindi intervenuto per favorire la riunificazione in un solo
operatore indipendente della proprietà e della gestione della Rete di Trasmissione
Nazionale (RTN), delegando all’AEEG l’istituzione di un opportuno regime di
incentivi al fine di agevolare tale convergenza. L’operatore indipendente è stato
individuato nella società TERNA (3), che nel novembre 2005 ha acquisito il ramo
d’azienda relativo alla trasmissione, al dispacciamento e allo sviluppo della rete del
GRTN. Coerentemente con la propria missione, TERNA ha rilevato già nel
settembre 2005 il controllo di ACEA Trasmissione (700 km di rete ad alta
tensione) e, nel novembre 2006, di Edison Rete e AEM Trasmissione, proprietarie
rispettivamente di 2.800 e 1.100 km di rete ad alta tensione. Con tali ultime
operazioni TERNA controlla una rete in alta ed altissima tensione di circa 39.000
km, pari al 97% della RTN. Quanto alla proprietà delle reti locali, il D.Lgs. n. 79(2)
(3)
46
La materia è passibile di sviluppi a seguito della Delibera n. 11-2007 dell’AEEG di cui si dirà nel prosieguo
del capitolo.
La TERNA è quotata in Borsa dal giugno 2004, dopo l’offerta pubblica di un pacchetto di azioni pari al 50%
del capitale (precedentemente di proprietà dell’ENEL). I principali azionisti a fine 2007 erano la Cassa
Depositi e Prestiti (29,99%), l’ENEL (5,12%), le Assicurazioni Generali (4,33%) e la Barclays Global
Investor N.A. (2,03%). È fatto divieto al singolo socio di detenere una partecipazione azionaria, diretta o
indiretta, maggiore del 5% del capitale sociale. Lo statuto della società attribuisce al Ministero
dell’Economia e delle Finanze, d’intesa con il Ministero dello Sviluppo Economico, i seguenti poteri
speciali: gradimento da rilasciarsi espressamente all’assunzione di partecipazioni o alla stipula di patti pari al
5% del capitale sociale rappresentato da azioni con diritto di voto nell’assemblea ordinaria; veto all’adozione
di delibera di scioglimento della società, di trasferimento dell’azienda, fusione, scissione, trasferimento della
sede all’estero, cambiamento dell’oggetto sociale, modifiche delle disposizioni statutarie relative agli
anzidetti poteri speciali; nomina di un amministratore senza diritto di voto. Lo statuto della società impone
inoltre un limite, pari al 5% del capitale sociale, a carico degli operatori del settore della produzione,
importazione, distribuzione, vendita e trasmissione dell’energia elettrica relativamente all’esercizio del
diritto di voto in sede di nomina degli Amministratori.
1999 (art. 14) ha previsto che “le società di distribuzione partecipate dagli enti
locali possono chiedere all’ENEL la cessione dei rami d’azienda dedicati
all’esercizio della distribuzione nei comuni nei quali le predette società servono
almeno il venti per cento delle utenze”. Tali cessioni sono avvenute per lo più nel
biennio 2000-2002 ed a fine 2006 hanno coinvolto 33 società partecipate
complessivamente da 314 comuni (tra i quali Roma, Milano, Torino, Brescia,
Verona e Parma) e quasi due milioni di clienti finali.
La filiera dell’energia elettrica include:
trasmissione, distribuzione e vendita (Figura 2.1).
produzione,
importazione,
FIGURA 2.1 - LA FILIERA DEL SETTORE ELETTRICO
CLIENTI
VINCOLATI
PRODUZIONE
TRASPORTO:
TRASMISSIONE
IMPORTAZIONE
TRASPORTO:
DISTRIBUZIONE
VENDITA
CLIENTI
IDONEI
Le società che producono energia elettrica la vendono a prezzi che nascono
dalla libera contrattazione tra le parti, senza alcuna regolazione tariffaria. I canali di
vendita sono quattro: la Borsa elettrica (cfr. infra), i grossisti, i grandi clienti idonei
finali (ad esempio, le maggiori aziende) e l’Acquirente Unico. Le vendite ai grandi
clienti idonei possono essere effettuate direttamente dai produttori (in tal caso la
filiera è corta); più frequentemente questi ultimi cedono l’energia alle società di
vendita del gruppo a cui appartengono, oppure ai grossisti o sulla Borsa elettrica, e
successivamente essa giunge al cliente idoneo. Nel caso dei clienti vincolati, il
percorso è invece imposto dall’Autorità: l’energia elettrica viene ceduta dal
produttore all’AU e da questo ai distributori che la vendono al dettaglio ai clienti
vincolati. L’energia prodotta da fonti rinnovabili o “assimilate”, che beneficia di
condizioni agevolate (c.d. CIP6) (4), viene ceduta al GRTN.
L’elettricità prodotta e importata viene trasmessa attraverso la Rete di
Trasmissione Nazionale ad alta ed altissima tensione, controllata in modo quasi
totalitario, come detto, da TERNA, che cura anche l’attività di dispacciamento e
sviluppo della rete. Per lo svolgimento di tali attività, TERNA percepisce una
tariffa, regolamentata dall’AEEG, da tutti i soggetti che sono allacciati alla rete (i
produttori da un lato ed i distributori dall’altro).
Il GRTN controlla al 100% la S.p.A. Acquirente Unico; questa dal 1° gennaio
2004 ha assunto la funzione di garante della fornitura di energia elettrica sul
(4)
CIP6 è l’acronimo che contraddistingue la delibera n. 6 adottata il 29 aprile 1992 dal Comitato
Interministeriale Prezzi, in attuazione della Legge n. 9 del 9 gennaio 1991 e successive modifiche, che fissa
condizioni, prezzi e incentivi per la cessione all’AU dell’elettricità prodotta da fonti rinnovabili e assimilate.
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mercato vincolato (ruolo precedentemente riservato all’ENEL). L’AU acquista
l’elettricità da varie fonti e la cede ai distributori che a loro volta la rilasciano ai
clienti vincolati. Il compito dell’AU è di assicurare a tali clienti (essenzialmente le
famiglie) la fornitura di energia elettrica a prezzi competitivi e in condizioni di
continuità, sicurezza ed efficienza del servizio, in modo da estendere anche ad essi
i vantaggi del processo di liberalizzazione del settore. Dopo il trasferimento in capo
a TERNA della proprietà della rete, il GRTN svolge essenzialmente attività di
promozione ed incentivazione delle fonti rinnovabili, principalmente attraverso la
gestione del mercato dei c.d. “Certificati Verdi” (5).
L’attività di distribuzione si espleta attraverso la rete di distribuzione locale a
media e bassa tensione, sulla base delle citate concessioni trentennali. Essa prevede
l’allacciamento di tutti i clienti che ne facciano richiesta, il trasporto dell’elettricità
dalla RTN ai punti di riconsegna dei singoli clienti e la vendita dell’energia
(acquistata dall’AU) ai clienti vincolati. Il gestore del servizio di distribuzione
opera al dettaglio in regime di monopolio in una determinata area geografica; esso
è quindi obbligato ad assicurare un servizio a tutti gli utenti sia idonei, che però
restano liberi di scegliere il proprio fornitore, che vincolati. E’ da segnalare che
l’AEEG ha approvato con propria Delibera n. 11-2007 il “Testo integrato delle
disposizioni in materia di separazione amministrativa e contabile” (unbundling), di
cui si dà più ampia trattazione nel paragrafo che segue, passibile di incidere in
modo significativo sull’assetto dell’attività distributiva dei gruppi verticalmente
integrati nel settore dell’energia elettrica.
L’attività di vendita al dettaglio dell’elettricità è libera ed avviene, per i clienti
vincolati o “tutelati”, alla tariffa stabilita dall’Autorità o in base alle eventuali
opzioni tariffarie proposte dal venditore ed approvate dall’AEEG; per i clienti
“liberi” valgono le condizioni stabilite dalla libera contrattazione tra le parti. Come
già accennato, dal 1° luglio è conferita l’idoneità a tutti i clienti finali; essa tuttavia
non determina un passaggio automatico al mercato libero che richiede una scelta
esplicita del cliente finale. In assenza di un’espressa manifestazione, il cliente
permane nel mercato vincolato soggetto alla tariffa stabilita dall’AEEG.
(5)
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Titolo che attesta la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e assimilate (c.d. energia verde). Esso
può essere oggetto di contrattazione in un segmento dedicato della Borsa elettrica (cfr. infra), oppure
liberamente scambiato al di fuori del mercato. Il titolo consente di soddisfare l’obbligo, imposto a decorrere
dal 2002 ad ogni importatore o produttore di energia elettrica, di immettere in rete una quota minima di
energia verde pari al 2% dell’energia non rinnovabile eccedente i 100 GWh importati o prodotti l’anno
precedente. Tali quote sono poi incrementate successivamente al 2002 in base a quanto disposto con decreti
del Ministro dello Sviluppo Economico.
2.1.2 Il mercato del gas naturale
La disciplina del settore del gas è stata oggetto di una profonda riforma nel
2000 con l’approvazione del D.Lgs. n. 164-2000 (c.d. “Decreto Letta”) che ha
recepito la Direttiva CEE n.30-1998, avviando il processo di liberalizzazione in
Italia e disciplinando i diversi segmenti della filiera del gas (cfr. infra).
L’attività di distribuzione, in particolare, che riguarda “il trasporto di gas
naturale attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai clienti finali”, è
espressamente qualificata come “servizio pubblico” (art. 14 D.Lgs. n. 164-2000);
coerentemente la normativa richiede che essa non sia integrata in aziende che
operano nelle attività concorrenziali (ad esempio, la vendita), sebbene ciò non eviti
che imprese presenti in diversi segmenti della filiera facciano parte del medesimo
gruppo societario. Tutti i distributori hanno l’obbligo di permettere l’accesso alle
reti a coloro che ne facciano richiesta nel rispetto delle specifiche condizioni
tecniche, salvo eccezioni dettagliatamente descritte. Al fine di garantire il buon
funzionamento del servizio di distribuzione, il Decreto Letta ha previsto la
redazione di un “Codice di rete tipo della distribuzione ” (ed anche di un “Codice
di rete tipo della trasmissione”) necessario per regolare in modo trasparente le
transazioni tra i gestori delle reti di trasporto e di distribuzione e gli utenti di tali
reti (venditori e grossisti). Con la Delibera n. 108-2006 l’AEEG ha definito il
codice di rete “tipo” contenente le condizioni comuni che tutti gestori devono
applicare per garantire l’accesso e l’erogazione del servizio di distribuzione del
gas.
Il legislatore ha esplicitamente previsto che i settori del gas e dell’elettricità
non ricadono sotto la disciplina generale relativa ai servizi pubblici prevista all’art.
113 del T.U.E.L. e pertanto gli enti locali devono affidare il servizio di
distribuzione del gas esclusivamente mediante gara (non essendo ammessi
affidamenti diretti o concessioni senza gara) e per periodi non superiori ai dodici
anni. Il D.Lgs. N. 164-2000 (art. 15) contiene anche un’articolata disciplina del
“regime di transizione nell’attività di distribuzione” che stabilisce il trattamento
riservato alle concessioni ed agli affidamenti in essere al momento della sua entrata
in vigore. Per le concessioni, la scadenza è fissata alla data stabilita nel disciplinare
di concessione e comunque entro il 31 dicembre 2012; per gli affidamenti, la
scadenza era originariamente fissata al 31 dicembre 2005. La Legge n. 239 del 23
agosto 2004 (“Legge Marzano”) ha prorogato il termine del periodo transitorio al
31 dicembre 2007 (salva ulteriore proroga di un anno per motivi di pubblico
interesse); da ultimo il D.Lgs. n. 273-2005 (“Milleproroghe 2006”) ha confermato
il maggior termine del 31 dicembre 2007, salvo introdurre un’ulteriore proroga
automatica al 31 dicembre 2009 qualora entro il dicembre 2006 avesse avuto luogo
una fusione tra più gestori con significativo ampliamento del bacino d’utenza,
oppure il gestore servisse più di centomila clienti finali o distribuisse più di cento
milioni di mc di gas all’anno o ancora coprisse un intero territorio provinciale,
oppure infine se almeno il 40% del capitale sociale fosse detenuto da un azionista
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privato (condizioni da verificare sempre al 31 dicembre 2006). Viene in ogni caso
mantenuta la possibilità di proroga di un anno nel caso in cui sussistano ragioni di
pubblico interesse.
Rilevanti modifiche normative potrebbero toccare il settore della distribuzione
in occasione del recepimento della Direttiva CEE n.55-2003 che acuisce la nozione
di separazione tra l’attività di distribuzione e gli altri segmenti della filiera in capo
al medesimo gruppo verticalmente integrato. Mentre infatti il Decreto Letta
richiede “separazione societaria” tra distribuzione ed altre attività del settore del
gas, la Direttiva (art. 13) prescrive che il gestore della rete sia indipendente sotto il
profilo della forma giuridica, dell’organizzazione e del potere decisionale da altre
attività non connesse alla distribuzione. Con Delibera n. 11-2007, l’AEEG ha
approvato il “Testo integrato delle disposizioni in materia di separazione
amministrativa e contabile” (unbundling) per le imprese operanti nell’energia
elettrica e nel gas. Esso introduce regole di separazione funzionale (dal 1° gennaio
2008) che prevedono l’affidamento dell’attività di distribuzione del gas (come pure
di energia elettrica) ad un gestore indipendente con autonomia organizzativa e
decisionale.
L’attività di vendita è, come detto, libera e ad essa la legge non riconosce
valenza di “servizio pubblico”. Per il suo esercizio è tuttavia necessaria una
specifica autorizzazione del Ministero dello Sviluppo Economico.
***
La filiera del gas naturale include: approvvigionamento (produzione e
importazione), trasporto, stoccaggio, distribuzione e vendita (Figura 2.2).
FIGURA 2.2 - LA FILIERA DEL GAS NATURALE
PRODUZIONE
TRASPORTO
STOCCAGGIO E
DISPACCIAMENTO
TRASPORTO:
DISTRIBUZIONE
CLIENTI
FINALI
IMPORTAZIONE
L’approvvigionamento di gas avviene sia attraverso la produzione nazionale
che le importazioni; queste ultime avvengono tramite tubo (per mezzo di gasdotti
transnazionali connessi alla rete di trasporto italiana) o via nave, utilizzando i
terminali di rigassificazione. Le importazioni hanno coperto nel 2006 circa l’87,5%
del gas immesso in rete, in aumento del 5,4% rispetto al 2005, e sono originate per
lo più dall’Algeria (35,6% dell’import totale), dalla Russia (29,1%) e dai Paesi
Bassi (12,1%). L’attività di importazione è libera limitatamente al gas prodotto nei
Paesi dell’Unione Europea, nel qual caso è sufficiente una comunicazione al
50
Ministero dello Sviluppo Economico e all’AEEG, mentre è soggetta ad
autorizzazione ministeriale, che comprovi capacità tecniche e finanziarie adeguate,
nel caso di provenienza extracomunitaria (D.Lgs. n. 164-2000). Gli operatori di
maggiori dimensioni a fine 2006 erano: ENI (65,4% dell’import), ENEL Trade
(12,3%) e Edison (9,4%). La produzione, ovvero l’estrazione del gas dal sottosuolo
(coltivazione), è un’attività svolta in regime di concessione e fa capo in maniera
quasi esclusiva all’ENI con una quota superiore all’84% (a fine 2006); il secondo
operatore, l’Edison, rappresenta poco meno del 7% dei volumi prodotti. L’attività
di prospezione geofisica, finalizzata alla coltivazione del gas, è invece attività
libera purché condotta da soggetti titolari di permessi di ricerca.
L’attività di trasporto a lunga distanza avviene su rete ad alta pressione,
attraverso i gasdotti nazionali, con esclusione quindi della rete di trasporto locale. È
considerata attività di interesse pubblico (ex D.Lgs. n. 164-2000) e come tale è
regolata. Il gas viene preso in carico presso i punti di consegna, situati in
connessione con le linee di importazione e con i centri di produzione e di
stoccaggio dislocati in Italia, e quindi trasportato fino ai punti di consegna collegati
alle reti di distribuzione locale e alle grandi utenze industriali e termoelettriche. La
rete di trasporto in Italia, incluse le relative infrastrutture e servizi (centrali di
compressione e impianti di decompressione, sistemi di telecontrollo e trasmissione
dati, centro di dispacciamento), è posseduta dalla Snam Rete Gas (6) che controlla
anche l’unica (ad oggi) centrale di rigassificazione del Gas Naturale Liquido
(GNL), ubicata a Panigaglia - Sp. Le imprese di trasporto impartiscono anche
disposizioni per l’utilizzo e l’esercizio coordinato della rete di trasporto (c.d.
dispacciamento).
Il servizio di stoccaggio, svolto sulla base di concessioni rilasciate dal
Ministero dello Sviluppo Economico, riguarda la conservazione di gas in
giacimenti o unità geologiche profonde, ed è svolto in monopolio dalla Stogit
(Gruppo ENI).
L’attività di distribuzione o vettoriamento provvede al trasporto del gas
attraverso reti locali a media e bassa pressione fino agli allacciamenti dei clienti
finali: è un’attività regolata, che può essere esercitata su concessione dell’ente
locale. Il rapporto tra quest’ultimo ed il gestore è disciplinato mediante contratto di
servizio ed origina la corresponsione di un canone a titolo di uso dei beni comunali
e di conferimento del diritto a svolgere un’attività regolamentata.
Le attività di trasporto, dispacciamento, stoccaggio e vettoriamento sono
remunerate in base a corrispettivi fissati dall’AEEG per ciascun anno termico.
(6)
La società è quotata in Borsa dopo il collocamento del novembre 2001. I principali azionisti a fine 2007
erano l’ENI (50,04%) e la Banca d’Italia (2,25%). La “Legge Finanziaria 2007” ha disposto che la cessione
da parte di ENI della quota di partecipazione in Snam Rete Gas eccedente il 20% del capitale,
originariamente prevista per il 1° luglio 2007, debba avvenire entro ventiquattro mesi dalla entrata in vigore
del Decreto del Presidente dei Ministri che definisce le modalità di privatizzazione di Snam Rete Gas.
51
La vendita concerne, infine, la cessione del gas ai clienti finali i quali – come
già detto – sono tutti liberi di scegliere il proprio fornitore. Conseguentemente
anche i prezzi sono liberi; l’Autorità però ha previsto condizioni economiche limite
a tutela del cliente (la c.d. tariffa di riferimento) che tutti i venditori sono tenuti a
proporre ai clienti finali di minori dimensioni (domestici) che non abbiano optato
per l’acquisto di gas sul mercato libero. Inoltre, la vendita di gas a clienti finali va
soggetta ad autorizzazione del Ministero dello Sviluppo Economico, mentre le
società che svolgono solo trading non devono richiedere alcuna autorizzazione.
2.2 La struttura delle imprese
Il Gruppo ACEA opera nella produzione, distribuzione e vendita di energia
elettrica e nei servizi idrici. Svolge inoltre attività di produzione e distribuzione di
calore, offrendo servizi di teleriscaldamento nell’area di Roma e di gestione del
servizio d’illuminazione pubblica in diversi comuni, tra i quali Roma, Fiumicino,
Napoli e Foggia.
L’attività di produzione di energia elettrica fa capo essenzialmente ad
AceaElectrabel Produzione, controllata da AceaElectrabel ed Electrabel Italia (7), il
cui apparato produttivo di proprietà a fine 2006 aveva una potenza installata pari a
362,5 MW. Il parco impianti è costituito da tre centrali termoelettriche nel Lazio (due
a Tor di Valle – di cui una in cogenerazione ed una a ciclo combinato – e una a
Montemartini), cinque centrali idroelettriche ubicate nel Lazio (Castel Madama,
Mandela e Salisano), in Abruzzo (S. Angelo) e Umbria (Orte), oltre a due minigruppi
idroelettrici anch’essi nel Lazio (Cecchina e Madonna del Rosario). Il sistema degli
impianti di produzione di energia idroelettrica include quattro dighe (Bomba, Casoli,
S. Liberato e S. Cosimato), una traversa (sbarramento mobile) nonché canali, gallerie
e condotte forzate per la captazione delle acque e per il loro convogliamento dalle
opere di presa agli impianti di produzione. All’apparato di proprietà si sommano gli
apporti degli impianti delle società controllate: Voghera Energia (8), che gestisce una
centrale termoelettrica a ciclo combinato della potenza di 380 MW ubicata nel
comune di Voghera (Pv), in esercizio commerciale dal febbraio 2006, e
Roselectrai(9), che gestisce un impianto termoelettrico a ciclo combinato nel comune
di Rosignano (Li), anch’esso con una potenza di 380 MW, in esercizio commerciale
dal gennaio 2007. Complessivamente quindi la potenza installata che fa capo ad
AceaElectrabel Produzione è di 1.123 MW (363 MW da impianti propri e 760 MW
da controllate). Infine, ad ACEA spetta pro-quota, per una percentuale del 15%, la
(7)
(8)
(9)
52
AceaElectrabel era controllata a fine 2006 da ACEA (59,41%) e da Electrabel Italia (40,59%). Quest’ultima,
alla stessa data, era controllata direttamente (55%) ed indirettamente (45%, tramite Electrabel Investment
Luxemburg S.A.) da Electrabel S.A. L’assetto di controllo di AceaElectrabel Produzione deriva da una
partecipazione del 50% più una azione da parte di Electrabel Italia e del 50% meno una azione da parte di
AceaElectrabel.
Controllata da AceaElectrabel Produzione (80%) e da A.S.M. Voghera (20%). Quest’ultima è controllata dal
Comune di Voghera - Pv e da altri 27 comuni locali.
Controllata da AceaElectrabel Produzione (99,5%).
capacità di generazione degli impianti della società Tirreno Power (10),
complessivamente pari a circa 2.600 MW. Il Gruppo dispone inoltre di un impianto
di teleriscaldamento urbano in Roma che si avvale di un cogeneratore turbogas da
circa 44 MW. Quanto alla pubblica illuminazione, ACEA ha sottoscritto ad inizio
2007 il nuovo contratto di servizio con il comune di Roma avente durata decennale.
Tra i mutamenti più significativi che hanno riguardato il Gruppo ACEA nel corso del
2006 sono da menzionare l’acquisizione e la successiva incorporazione in
AceaElectrabel Elettricità di AlpEnergie Italia, attiva nella commercializzazione di
energia elettrica e gas nel segmento dei grandi clienti industriali e dei consorzi, la
costituzione di Elettria ed Elga Sud (operative dal 2007) per la vendita a clientela
idonea rispettivamente in Toscana e Puglia e, infine, l’acquisizione di TAD Energia
Ambiente, proprietaria di due impianti di termovalorizzazione (San Vittore - Fr e
Terni), una discarica ad Orvieto ed un impianto di produzione di CDR a Paliano (Fr).
Un ulteriore potenziamento della capacità produttiva è atteso dalla conclusione dei
lavori di costruzione della centrale di Leinì (To) da 380 MW.
Il Gruppo ACEA è articolato in diverse società: oltre alla già citata
AceaElectrabel Produzione ed alla holding ACEA, che ha funzioni di controllo e
coordinamento del Gruppo, la ACEA Distribuzione è proprietaria della rete di
distribuzione di energia elettrica a Roma e Formello, gestisce la distribuzione di
energia elettrica ed è responsabile della manutenzione e sviluppo della rete;
dall’aprile 2005 ha assorbito il ramo d’azienda relativo all’illuminazione pubblica,
precedentemente in capo ad ACEA, relativa al comune di Roma (la gestione
dell’illuminazione negli altri comuni fa capo alla controllata ACEA Luce); la
AceaElectrabel Elettricità, che cura la vendita di energia elettrica ai clienti vincolati
di Roma e Formello e di energia e gas ai clienti del mercato libero (dopo
l’incorporazione di ACEA Energia nel giugno 2005) nelle zone di Roma e Milano
oltre che in Basilicata, Lombardia, Puglia, Toscana ed Umbria; la AceaElectrabel
Trading, attiva nella intermediazione di gas ed energia elettrica ed operativa sulla
Borsa Elettrica.
Il Gruppo AEM si è fuso, dopo avere incorporato l’AMSA di Milano, con la
ASM Brescia a far data dal 1° gennaio 2008, originando una nuova entità
denominata A2A, controllata in modo congiunto e paritetico dai comuni di Milano
e Brescia. A fine 2006, data di riferimento delle evidenze numeriche raccolte in
questo volume, il Gruppo AEM era organizzato in quattro principali settori di
attività: Energia elettrica, relativo alla produzione e alla vendita di energia elettrica
sul mercato libero ed al commercio sul mercato all’ingrosso; Gas e calore,
afferente alla produzione e acquisto di gas e alla successiva rivendita sul mercato o
utilizzo nelle centrali termoelettriche del gruppo, oltre al teleriscaldamento; Reti e
Mercati regolamentati, pertinente alle attività di trasmissione (come detto,
recentemente cedute a TERNA) e distribuzione di energia elettrica, vendita di
(10) Controllata pariteticamente al 50% da Eblacea (70% Electrabel e 30% ACEA) e da Energia Italiana (62%
Sorgenia, 11% HERA, 11% Iride, 8% Banca Monte dei Paschi di Siena ed 8 % BNL).
53
energia elettrica al mercato vincolato, distribuzione e stoccaggio del gas; Waste
and Power, relativo alle attività di realizzazione, gestione e messa a disposizione di
altri operatori di sistemi integrati per lo smaltimento dei rifiuti attraverso la
valorizzazione di materia ed energia.
Le principali società operative del gruppo AEM a fine 2006 sono: la
capogruppo AEM, che si occupa della gestione tecnica degli impianti termoelettrici
ed idroelettrici di proprietà, garantendo la produzione di energia sulla base dei
piani di dispacciamento definiti da AEM Trading; AEM Trading S.r.l., che opera
sul mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e su quelli organizzati dal Gestore del
Mercato Elettrico (GME), ed è titolare dei contratti di utilizzo della capacità
produttiva installata presso le centrali di AEM ed Edipower (11). È inoltre
responsabile della copertura del fabbisogno di gas ed elettricità di AEM Energia e
di quello delle centrali termoelettriche di AEM ed Edipower; AEM Energia, che
vende energia elettrica e gas ai clienti finali idonei; AEM Elettricità, che è
proprietaria delle reti elettriche nei comuni di Milano e Rozzano e provvede alla
distribuzione e vendita di energia elettrica alla clientela vincolata di Milano,
Rozzano e di alcuni comuni limitrofi (oltre a offrire la sola distribuzione a tutti i
clienti allacciati alla rete di proprietà). La stessa AEM Elettricità inoltre, attraverso
la propria area “Illuminazione pubblica e semaforica”, gestisce l’illuminazione
pubblica e la rete dei semafori di Milano e di alcuni comuni della provincia (12);
AEM Gas, che è proprietaria della rete di distribuzione del gas naturale a Milano e
in alcuni comuni contigui oltre che degli impianti di cogenerazione di Tecnocity e
Famagosta, di centrali termiche e della rete di teleriscaldamento collegata (13). Gli
impianti di cogenerazione sono oggetto di contratti con AEM Trading che, a fronte
di un canone annuo, ha un diritto di utilizzo della capacità produttiva; AEM Calore
& Servizi, che commercializza il calore mediante la rete di teleriscaldamento di
proprietà di AEM Gas; Ecodeco, specializzata nella valorizzazione, ai fini della
produzione di energia, della frazione residua dopo la raccolta differenziata.
Durante il 2005 il profilo del gruppo è stato profondamente modificato
dall’acquisizione del controllo congiunto (con EdF) della Edison i cui conti sono
consolidati proporzionalmente (al 50%) in AEM a far data dal 1° ottobre 2005 (14).
(11) Gli azionisti a fine 2006 erano: Edison (40%), AEM (16%), Atel S.A.- CH (16%), Unicredito Italiano (10%),
Iride (8%), Interbanca (5%) e Albojo – UK (5%). Edipower nel marzo 2002 ha acquisito la Eurogen, la
maggiore delle “Genco” cedute da ENEL. Dal gennaio 2004 sono in essere con AEM contratti di tolling e di
“somministrazione di energia idroelettrica”. Tali accordi, della durata di otto anni e gestiti da AEM Trading,
consentono al Gruppo AEM di disporre del 20% della capacità produttiva di Edipower (1.500 MW) a fronte
della cessione di gas e del pagamento di una tolling fee mensile per la disponibilità degli impianti (secondo
livelli di efficienza concordati), indipendentemente dal programma di produzione.
(12) Da segnalare che AEM Elettricità non è proprietaria degli impianti di illuminazione pubblica e dei semafori,
gestiti per conto del comune di Milano.
(13) AEM Milano ha ceduto nell’ottobre 2006 alla ACSM di Como, contro emissione di azioni riservate, la
propria partecipazione (71,44%) nella Serenissima Gas, attiva nella distribuzione del gas nel comune di
Barlassina (MI) e in quattordici comuni delle province di Venezia ed Udine.
(14) Edison è indirettamente controllata da AEM tramite la Delmi, i cui azionisti sono: AEM Milano (51%), Enìa
(15%), SEL-Società Elettrica Altoatesina (10%), Dolomiti Energia (10%), Mediobanca (6%), Fondazione
Cassa di Risparmio di Torino (5%), Banca Popolare di Milano (3%).
54
Da segnalare infine la partecipazione del 40% nella Plurigas (15), attiva nel trading
di gas. AEM disponeva a fine 2006 di nove centrali idroelettriche lungo il fiume
Adda nell’alta Valtellina (provincia di Sondrio) tra Livigno e Stazzona, per 775,9
MW di potenza elettrica installata, e di un impianto termoelettrico sito a Cassano
d’Adda - Milano, con una potenza installata pari a 762,5 MW (quota di pertinenza
di AEM), la cui proprietà fa capo, sin dalla sua realizzazione nel 1961, per il 75%
ad AEM ed il 25% ad ASM Brescia. A ciò si aggiunge la quota di potenza
installata derivante dal controllo congiunto del gruppo Edison e dal contratto di
tolling con Edipower. Nell’ambito della generazione di calore, AEM dispone di tre
centrali termiche in cogenerazione, ossia in produzione combinata di energia
elettrica e calore (Tecnocity-Bicocca che offre anche teleraffrescamento,
Famagosta e Novate Milanese), di cinque centrali di produzione termica e di due
centrali di scambio termico le cui reti si estendono nel Comune di Sesto San
Giovanni (Mi) e nell’area milanese di Figino. Complessivamente sono servite poco
meno di 800 utenze condominiali. Inoltre, nella centrale di Cassano è stato
realizzato un processo di recupero energetico che alimenta una rete di
teleriscaldamento (30 MW di potenza installata) a beneficio delle utenze di
Cassano (circa 1.400 appartamenti).
Come già accennato, ASM si è fusa con AEM in data 1° gennaio 2008. Il
Gruppo ASM Brescia a fine 2006 era presente nei settori dell'energia, del ciclo
idrico integrato e dell'ambiente. Per quanto attiene all'area energia, le attività sono
svolte dalla capogruppo e da società controllate e coprono tutti segmenti della
filiera: produzione di elettricità e calore (ASM e BAS Power), vendita di elettricità
(ASMEA, ASM Energy, BAS Omniservizi e Tidonenergie), gas (ASMEA, ASM
Energy , Tidonenergie e BAS Omniservizi) e calore (ASMEA) a clientela vincolata
ed idonea, trasporto di energia elettrica (Retrasm), gas (Retragas) e calore (ASM),
distribuzione di energia elettrica (ASM) e gas (ASM, CIGE, Valgas, Sinergia,
Retrasm ed altre). L'energia elettrica è distribuita nel comune di Brescia ed in
quarantacinque altri comuni della provincia, mentre il trasporto e la distribuzione di
gas sono svolti in diverse province sul territorio nazionale: Brescia, Bergamo,
Trento, Mantova, Cremona, Lodi, Pavia, Piacenza, Alessandria, Chieti e Salerno.
Nel 2006 in particolare sono state conferite alla CIGE (ASM Reti dal 2007), società
interamente controllata, tutte le attività inerenti le attività di distribuzione del gas
precedentemente svolte da una divisione interna ad ASM. Il calore infine è
distribuito a Brescia e Bergamo, in prospettiva anche a Novara (16). Il Gruppo
dispone di una potenza installata complessiva pari a 1.767 MW (quota pertinenza
ASM pari a 729 MW). La produzione di energia elettrica avviene attraverso due
centrali termoelettriche ubicate a Cassano d'Adda - Mi, partecipata al 25% per una
potenza installata complessiva pari a 1.029 MW, e a Ponti sul Mincio - Mn,
(15) I cui restanti azionisti sono Iride (30%) ed ASM Brescia (30%), ora A2A.
(16) ASM si è aggiudicata nel 2006 la concessione per la progettazione, la realizzazione e la gestione del sistema
di teleriscaldamento per la città di Novara, attraverso apposita società partecipata a regime al 50%.
55
partecipata al 45% (17), con una potenza complessiva di 471 MW , cui si aggiungono
le centrali di cogenerazione elettricità-calore ubicate a Brescia (Lamarmora) e
Bergamo (Carnovali e Goltara), quest’ultima gestita da BAS SII. Notevole la
presenza del Gruppo nella termovalorizzazione: l’impianto di Brescia è il più grande
d'Italia (84 MW), e produce energia dalla combustione di rifiuti solidi urbani (RSU)
e biomasse. Ad esso si aggiunge il termogeneratore di Bergamo (11,5 MW),
apportato dall'ingresso nel Gruppo della BAS. Meno rilevante la produzione delle
sette centrali idroelettriche nella provincia di Brescia (Prevalle sul Naviglio, Prevalle
sul Chiese, Roè Volciano, Pompegnino di Vobarno, Cogozzo e Ponte Caffaro, in
quest'ultima la partecipazione del Gruppo ASM Brescia è limitata al 16,25%) e
Bergamo (S. Agostino, gestita da BAS SII) e quella delle quattro centrali di
generazione a biogas (Montichiari - Bs, Calcinato - Bs, Brescia - località Buffalora e
Passirano - Bs). Tramite la società Endesa Italia (partecipata al 20%), il Gruppo
ASM Brescia dispone di ulteriori 1.329 MW di potenza elettrica installata. Il Gruppo
gestisce infine cinque centrali termiche semplici, tre delle quali a Bergamo (Cavour,
Monterosso e Piscine) e impianti fotovoltaici per 99 kW. Ulteriori sviluppi nel
campo generazione sono attesi dalla entrata in esercizio della centrale da 800 MW di
Gissi in Abruzzo (ad opera della Abruzzo Energia partecipata da ASM all'89%) e da
quella di pari potenza in realizzazione, in partnership con Endesa, a Scandale (Kr).
Il Gruppo Iride è nato a fine ottobre 2006 per effetto della aggregazione tra
AEM Torino ed AMGA di Genova, la cui incorporazione nella prima ha portato
alla costituzione della nuova società (18). Il Gruppo è articolato operativamente in
quattro società: Iride Energia, con sede a Torino, attiva direttamente nella
produzione di energia elettrica e calore e, tramite AEM Torino Distribuzione −
concessionaria della distribuzione e vendita di energia elettrica nel comune di
Torino alla clientela vincolata − nella distribuzione di energia elettrica; Iride
Servizi, con sede a Torino, operativa nella gestione dell’illuminazione pubblica e
semaforica e delle infrastrutture di telecomunicazione; Iride Acqua Gas, con sede a
Genova, attiva nella gestione del ciclo idrico integrato e distribuzione del gas; Iride
Mercato, società commerciale del Gruppo con sede a Genova, attiva
nell’approvvigionamento, intermediazione e vendita di gas, energia elettrica ed
energia termica. Alla holding Iride, che ha sede a Torino, fanno inoltre capo alcune
partecipazioni rilevanti: 30% di Plurigas, 51% di AES Torino (19), l’11% di
Energia Italiana, che controlla il 50% di Tirreno Power, e il 10% di Edipower.
Il Gruppo Iride disponeva a fine 2006 di una potenza installata di circa 1.950
MW, 1.100 MW direttamente e 850 MW tramite Edipower e Tirreno Power. Iride
(17) Le restanti quote sono detenute da AGSM-Verona (45%), AIM-Vicenza (5%) e Trentino Servizi (5%).
(18) Gli azionisti ordinari rilevanti di Iride a fine 2007 erano: FSU-Finanziaria Sviluppo Utilities (58,3%),
Gruppo Intesa Sanpaolo (4,8%), Fondazione Cassa di Risparmio di Torino (4,1%) ed Amber Capital (3,2%).
La FSU è controllata in modo paritetico da Comune di Genova e Comune di Torino (50% del capitale
ciascuno). Secondo l’art. 8 dello statuto di Iride, nessun socio singolo diverso da FSU può detenere una
partecipazione azionaria superiore al 5% del capitale sociale.
(19) Partecipata da Iride al 51% e da quest’ultima consolidata proporzionalmente. La restante quota del capitale è
detenuta da Italgas.
56
possiede dodici impianti idroelettrici per una potenza elettrica di circa 500 MW,
oltre a quattro impianti termoelettrici in cogenerazione per una potenza elettrica di
circa 600 MW. Rilevante la presenza di Iride nel teleriscaldamento, settore in cui è
leader in Italia: la potenza termica installata complessiva è di 1.086 MWt, 565
MWt dei quali provenienti da cogenerazione e 521 MWt da generatori di calore
convenzionali (caldaie). Nel 2006 sono stati erogati 1.450 GWht di calore a circa
350.000 abitanti e 35 milioni di mc allacciati, facendo di Torino la prima città
italiana per volumetria teleriscaldata. Nel settore idrico, in particolare, Iride è
presente attraverso le controllate Mediterranea delle Acque (20) (derivante dalla
fusione di Genova Acque e Acquedotto de Ferrari Galliera in Acquedotto Nicolay),
Am.Ter e Idro-Tigullio con cui serve oltre 950.000 abitanti nella Provincia di
Genova; attraverso la controllata Acque Potabili (21), che gestisce concessioni
idriche in oltre 100 comuni sul territorio italiano, si aggiudicata nel 2006 la
fornitura trentennale del servizio idrico integrato nella Provincia di Palermo (1,2
milioni di abitanti).
HERA nasce il primo novembre 2002 dall’aggregazione di undici aziende di
servizi operanti in Emilia-Romagna. Successivamente si è sviluppata acquisendo
nel 2004 Agea ed Acosea, attive nel settore energetico, idrico e ambientale nella
provincia di Ferrara, incorporando nel 2006 Meta di Modena e Geat Distribuzione
Gas di Riccione ed infine, sempre nel 2006, aumentando la partecipazione in Aspes
Multiservizi, multiutlity operativa nella provincia di Pesaro-Urbino nonché
acquistando, da ENEL Distribuzione, la rete di distribuzione elettrica in diciotto
comuni della provincia di Modena. Ne è derivato un gruppo che attualmente opera
in oltre 180 comuni dislocati principalmente nelle sei province di Bologna, Ferrara,
Forlì-Cesena, Modena, Ravenna e Rimini. Il gruppo è articolato in una holding con
funzioni di indirizzo e coordinamento e in sette società operative territoriali
(HERA Bologna, HERA Ferrara, HERA Forlì-Cesena, HERA Imola-Faenza,
HERA Modena, HERA Ravenna ed HERA Rimini). In ambito energetico HERA
serve circa due milioni di cittadini ed ha una posizione di rilievo nella distribuzione
e vendita di gas metano (centosedici comuni serviti per 958.400 clienti), nel
teleriscaldamento, nella distribuzione di energia elettrica (ventiquattro comuni per
circa 264mila clienti allacciati, dopo l’acquisto della rete ENEL nella provincia di
Modena), nell’illuminazione pubblica (cinquantasette comuni) e nella gestione
semaforica (ventiquattro comuni). È inoltre tra i principali operatori in Italia nel
recupero di energia elettrica e termica dai rifiuti (waste to energy). Meno
importante l’attività di produzione di energia elettrica che tuttavia si caratterizza
per l’uso di fonti derivanti dallo svolgimento delle altre attività tipiche (ad
esempio, termovalorizzazione di rifiuti e recupero di biogas da discariche,
(20) Società quotata i cui maggiori soci sono: Iride Acqua Gas (68,3%), Veolia Envirronement SA (17,1%) ed
Impregilo (5,1%).
(21) Società quotata attualmente controllata da Iride Acqua Gas (30,86%) e SMAT Torino (30,86%). Il restante
capitale è flottante (38,28%).
57
turboespansione del gas naturale distribuito, ecc.). Il servizio di distribuzione di gas
ed energia elettrica è svolto dalle società territoriali; la vendita di gas ed energia
elettrica fa capo alla controllata HERA Comm S.r.l., mentre l’approvvigionamento
di gas ed energia elettrica è curato dalla controllata HERA Trading S.r.l. La
produzione di energia elettrica si avvale di sette termovalorizzatori (a Bologna,
Ferrara, Forlì, Modena, Ravenna e Rimini), di impianti di cogenerazione situati a
Bologna, Ferrara, Forlì, Cesena, Imola e Modena, di 11 impianti per la captazione
di biogas da discarica o depuratori, di 4 turboespansori (Bologna, Ferrara, Forlì e
Ravenna) e di un impianto idroelettrico (Cavaticcio - Bo). HERA detiene inoltre
una quota del 5,5% nel capitale di Tirreno Power, del 15% in quello di
Caleniai(22)e del 39% in quello di SET (che sta realizzando a Teverola - Ce una
centrale a ciclo combinato); queste società nel complesso hanno una capacità
installata di 3.800 MW
ACEGAS-APS infine è la principale multiutility del Nord Est ed opera nella
gestione delle risorse idriche, distribuzione di energia elettrica e gas, raccolta e
trattamento dei rifiuti. La società è nata nel 2003 dalla fusione tra ACEGAS ed
APS ed opera principalmente nei territori di Padova e Trieste.
2.3 La produzione dei servizi
2.3.1 Energia elettrica
Il principale produttore di energia elettrica nel 2006 è l’ENEL con una quota
della produzione nazionale lorda pari al 34,8% (era il 49% nel 2003). Il gruppo
ENI figura al secondo posto (9,2%), seguìto da Endesa Italia (8,7%) ed Edipower
(8,3%). Tenuto conto della fusione AEM-ASM Brescia, il nuovo Gruppo A2A si
collocherebbe al secondo posto (9,2%), comprendendo la quota parte della
generazione di Edison (società che copre il 13,1% del totale nazionale). I restanti
produttori incidono singolarmente per meno del 5%. Le percentuali degli operatori
qui censiti sono: AceaElectrabel (1,7%), AEM (1,6%, esclusa la quota parte di
competenza della produzione Edison), Iride (1,3%), ASM Brescia (1,1%). Con
riferimento alle diverse forme di generazione, AEM ha rappresentato nel 2006 il
4,1% del totale nazionale idroelettrico, AceaElectrabel il 3,1% del termoelettrico
da gas naturale, ASM Brescia addirittura l’11% della produzione da biomasse e
rifiuti (maggior produttore nazionale). Per quanto riguarda la distribuzione ad
utenti finali, ENEL Distribuzione mantiene una quota di mercato pari all’88,2%.
Inoltre, le tre principali imprese di distribuzione (ENEL Distribuzione, ACEA
Distribuzione e AEM Distribuzione) coprono il 94,2% del mercato.
I dati riportati nella Tabella 2.1 consentono di valutare la dimensione delle
imprese analizzate attraverso due parametri significativi: il numero di clienti serviti
(22) Il restante capitale fa capo alla EGL A.G. (CH).
58
e la lunghezza della rete attraverso cui essi sono raggiunti. Si tratta di grandezze
che mostrano in generale una modesta dinamica temporale nel quadriennio: le
uniche variazioni rilevanti si registrano per effetto di eventi di crescita “esterna”,
come nel caso di ASM Brescia, che ha incorporato nel 2005 la BAS, operante
nell’area bergamasca, con conseguente aumento della clientela di oltre il 90% e
della rete del 152%, e di HERA che, grazie alle acquisizioni citate al paragrafo
precedente, ha segnato una crescita ancora più marcata degli stessi parametri pari,
rispettivamente, al 427% e al 554%.
Nel 2006 le imprese elettriche il cui controllo era riconducibile ai maggiori
comuni italiani avevano un portafoglio composto da circa 3,5 milioni di clienti e
gestivano una rete elettrica estesa per circa 58.300 km, rispettivamente l’11,5% ed
il 5,3% di quelli in capo ad ENEL. Sia per estensione della rete che per numerosità
della clientela complessiva ENEL resta quindi di gran lunga il primo player,
seguìto da ACEA ed AEM. Da notare che l’aggregazione delle reti e della clientela
di AEM ed ASM Brescia porta ad una nuova entità (A2A) con oltre un milione di
clienti ed una rete che supera i 15.000 km, ancora di dimensione inferiore rispetto
ad ACEA.
Escludendo l’ENEL, tutte le società possiedono una rete ad alta tensione
relativamente poco estesa; per le società locali infatti l’attività di trasporto non è
rilevante se non per le porzioni di rete prossime geograficamente all’area servita o
per la connessione con gli impianti di produzione. Parte di essa è stata inoltre
ceduta a TERNA, nell’ambito del processo di concentrazione di cui si è detto: è
questa, ad esempio, la causa della riduzione della porzione detenuta da AEM (da
1.138 km a soli quattro). La rete a bassa e media tensione è invece strumentale
all’attività di distribuzione, svolta in regime di concessione ministeriale. È peraltro
interessante notare che gli operatori in esame presentano un numero di clienti per
ogni km di rete molto disuguale: si va dai valori minimi di ENEL ed HERA (28
clienti/km), la cui rete raggiunge evidentemente zone a bassa concentrazione
abitativa, alle maggiori densità che sono di Iride ed ACEGAS-APS (nel primo caso
oltre i cento clienti per km) e di AEM (circa novanta unità per km). Da questo
punto di vista l’aggregazione con ASM congiunge due reti con differente densità di
clientela (quella di Brescia è attorno ai 40 clienti per km).
La Tabella 2.2 riporta la produzione elettrica, differenziando per fonte
(termoelettrica, idroelettrica, altre fonti). Si tratta di dati relativi alla generazione da
impianti di proprietà, e quindi non vi figurano le quote di energia disponibili a
seguito di accordi di tolling o partecipativi, i cui apporti sono specificati in nota. Il
contributo del termoelettrico sul totale continua ad essere preponderante: è sempre
pari ad almeno il 70% (ENEL, AEM, HERA) per raggiungere picchi dell’80% con
ACEA. In aggregato, dei 15.100 GWh generati nel 2006 dai produttori “comunali”,
circa il 76% viene da fonte termoelettrica; nel 2003 il rapporto era pari al 60%. La
produzione idroelettrica si è peraltro mantenuta costante nel quadriennio (poco
meno 3.000 GWh), mentre la termoelettrica è più che raddoppiata. ENEL ha
conosciuto, per effetto delle note dismissioni ope legis (cessioni “Genco”),
un’evoluzione inversa ed ha visto ridimensionare l’incidenza del termoelettrico dal
59
77% al 71%. Nella generazione, l’aggregazione tra AEM ed ASM Brescia porta ad
una produzione pro-forma di quasi 8.000 GWh, configurando il maggiore tra gli
operatori a controllo comunale qui censiti (e senza tener conto degli apporti da
tolling e della quota produttiva di Edison spettante ad AEM). Da ultimo, tutte le
imprese considerate hanno accresciuto rispetto al 2003 la propria capacità di
generazione, alcune anche in misura assai rilevante (+149% Iride, +154% ACEA),
mentre la sola ENEL si è ridimensionata del 25%. Complessivamente le imprese
comunali generano volumi pari a circa il 14% di quanto prodotto da ENEL a fine
2006 (6% nel 2003).
A livello distributivo, l’ACEA ha erogato nel 2006 i volumi maggiori, dopo
l’ENEL, con 10.800 GWh circa, ma anche in questo caso la nuova A2A
“aggregata” sviluppa una capacità maggiore (circa 12.000 GWh). La distribuzione
alla clientela vincolata rispetto alla clientela libera ha conosciuto dal 2003 un
progressivo ridimensionamento: essa valeva, in volumi, circa tre volte la seconda,
mentre nel 2006 risultava, nelle imprese comunali, superiore di appena il 13%
(14.800 GWh contro 13.100 GWh). Analoga in questo caso la dinamica
sperimentata da ENEL che aveva nel 2003 volumi distribuiti a clientela vincolata
superiori del 37% a quelli distribuiti ai liberi, mentre nel 2006 questi ultimi sono
del 12% superiori ai primi. Complessivamente le imprese comunali distribuiscono
l’11% di quanto distribuito da ENEL.
Circa la vendita infine, AEM sopravanza Iride ed ACEA (che pure ha
conosciuto nel 2006 un significativo sviluppo nelle vendite a clientela idonea anche
grazie all’acquisizione di AlpEnergia) ed in questo segmento della filiera
l’aggregazione con ASM sembra portare ad un player di taglia nettamente
superiore ai restanti (con volumi venduti pro-forma pari a circa 26.000 GWh).
Valgono considerazioni analoghe a quelle sviluppate per la distribuzione circa il
mix tra clientela vincolata e libera, salvo sottolineare che le imprese “comunali”
hanno aumentato nel quadriennio il volume delle vendite del 109% mentre ENEL
lo ha ridotto di circa il 6%. Il cumulo delle imprese comunali genera volumi di
vendita superiori ad ENEL con riferimento alla clientela idonea (23.600 GWh
contro 22.300 di ENEL), ma ancora assai inferiori nel comparto dei clienti
vincolati (circa il 12% del totale di ENEL).
2.3.2 Gas
Nel 2006 gli operatori con le maggiori quote nel mercato della vendita del gas a
clienti finali erano l’ENI (47,3%) e l’ENEL (15,2%) per un totale pari al 62,5%.
Considerando il solo mercato all’ingrosso, il quadro non muta: ENI soddisfaceva il
41,5% della domanda, ENEL l’11,8% ed Edison il 10%, per un valore aggregato pari
al 63,3%. Relativamente al numero di clienti serviti (Tabella 2.3), l’operatore di
maggiori dimensioni è l’Italgas (i cui clienti sono peraltro “indiretti”, poiché la
società effettua il vettoriamento del gas per conto delle società venditrici), seguita
dall’ENEL, da HERA, da AEM e dalla Napoletanagas del gruppo Italgas, anch’essa
60
operativa nel solo vettoriamento (23). Taglia più ridotta hanno AES Torino (società di
vettoriamento a controllo congiunto Iride e Italgas) e ASM Brescia. L’unione di
quest’ultima con AEM consente di aggregare un bacino di utenza di oltre un milione
e duecentomila clienti (di cui 800.000 apportati da Milano) allacciati ad una rete
lunga circa 8.200 km (di cui 5.200 apportati da Brescia). Utile rilevare che
l’aggregato delle imprese “comunali” ha incrementato nel periodo i clienti del 16%,
nella stessa misura in cui ciò è accaduto per ENEL ed Italgas, mentre la rete delle
prime si è espansa del 32% contro il l8% circa delle seconde due. Da rimarcare
ancora che mentre alcuni operatori presentano un numero di clienti sostanzialmente
stabile (AEM e AES Torino, quasi invariate), altri invece mostrano tassi di crescita
rilevanti, anche in assenza di significative acquisizioni (ad esempio, ENEL +30%).
Questa dinamica non ha riscontro nel mercato elettrico ed esprime probabilmente il
maggiore grado di apertura già avviato nella vendita del gas. Infine, anche nel gas la
rete di AEM ha una densità di clienti decisamente elevata (circa 330 clienti per km)
inferiore solo a quella di Iride (oltre 400), ma tripla rispetto a quella di ASM che
presenta una concentrazione bassa e similare a quella di ENEL (poco più di cento
unità). Circa duecento sono i clienti per km di HERA, Italgas e Napoletanagas. In
generale le densità di utenti per km del gas paiono strutturalmente più elevate rispetto
a quelle dell’energia elettrica, mentre è confermato il fatto che le concentrazioni
minori riguardano le grandi reti (ENEL ed Italgas). Il minore sfruttamento della rete
è tuttavia di ASM Brescia.
I volumi di gas vettoriato più elevati (Tabella 2.4) sono quelli della Italgas (che
controlla anche la Napoletanagas e partecipa al 49% nella AES Torino)
specializzata in questa attività; seguono ENEL ed HERA. I maggiori volumi di
vendita sono sviluppati da ENEL ed HERA. I consumi pro-capite si attestano per
tutte le aziende tra i 2.000 ed i 2.700 mc annui, con la sola eccezione della
Napoletanagas (750 mc).
2.4 Le tariffe e i prezzi
2.4.1 Energia elettrica
Dal 1° aprile 2004 è operativa la Borsa dell’energia elettrica (IPEX – Italian
Power Exchange), ossia un insieme di mercati, distinti per tipologia di servizio
trattato, gestiti dal GME - Gestore del Mercato Elettrico (controllato al 100% dal
GRTN). Essi si articolano come segue:
•
Mercato del giorno prima (MGP), finalizzato allo scambio di energia
all’ingrosso tra produttori e grossisti o clienti idonei; si svolge nella prima
mattinata del giorno precedente alla consegna dell’energia;
(23) I clienti “indiretti” della Napoletanagas sono sostanzialmente coincidenti con quelli della sua controllata
Napoletanagas Clienti, che opera nela vendita del gas vettoriato dalla controllante; quelli di Italgas sono per
lo più acquirenti della Divisione Gas & Power di ENI.
61
•
Mercato di aggiustamento (MA), sul quale gli operatori, alla luce di eventuali
modifiche nella capacità tecnica degli impianti, possono modificare i
programmi definiti durante il MGP presentando ulteriori offerte di vendita o di
acquisto; si svolge subito dopo il MGP;
•
Mercato del servizio di dispacciamento (MSD), per l’approvvigionamento
delle risorse per il servizio di dispacciamento, mediante la selezione degli
impianti per richieste di energia fuori programma (mercato della riserva) e
l’incremento o riduzione della produzione energetica degli impianti per tenere
conto dei vincoli sulla rete (mercato della risoluzione delle congestioni e
mercato del servizio di bilanciamento);
•
Piattaforma di aggiustamento dei bilaterali (PAB);
•
Mercato dei Certificati Verdi (MCV), su cui avviene lo scambio dei diritti
attestanti la produzione di quote di energia da fonti rinnovabili;
•
Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica, istituito nel febbraio 2006. Tali
titoli, anche denominati “Certificati bianchi”, vengono emessi dal GME a
favore dei distributori di energia e gas che abbiano conseguito significativi
risparmi energetici attraverso azioni di miglioramento dell’efficienza
energetica presso i consumatori, sulla base di target annuali fissati
dall’Autorità.
Rispetto alla situazione di avvio, nel 2005 la Borsa elettrica è stata
caratterizzata da alcune rilevanti innovazioni: la partecipazione attiva della
domanda mediante l’accesso diretto al MGP dei grossisti, a fronte di una domanda
precedentemente espressa solamente dal GRTN e dai gestori degli impianti di
pompaggio; la cessione in Borsa da parte del GRTN dell’energia c.d. “CIP6”; la
diversa politica commerciale dell’AU, che ha effettuato acquisti in Borsa
coprendosi dal rischio di oscillazione dei prezzi attraverso “contratti alle
differenze”. Tali innovazioni si sono riflesse in un’accresciuta partecipazione al
mercato, con conseguente miglioramento della sua liquidità (24), e riduzione della
volatilità dei prezzi. La liquidità, in particolare, ha raggiunto il 62,8% nel 2005
rispetto al 29,1% dei primi nove mesi di operatività del 2004, per poi ripiegare al
59,6% nel 2006. Nei primi tre mesi del 2007 essa si era peraltro riportata al 64,3%.
Il 40% circa della domanda di energia in Borsa è espressa dall’AU (132,2 TWh). Il
PUN (Prezzo Unico Nazionale), prezzo medio dell’energia elettrica in Borsa, unico
sul territorio nazionale, è stato nel 2006 pari a 74,75 €/MWh, in aumento del 27,6%
rispetto all’anno precedente (58,59 €/MWh). Tale dinamica ha risentito di ovvi
fattori esogeni (su tutti l’incremento del prezzo del petrolio; ad esempio, il Brent
+19,0% sui mercati europei); tuttavia nel 2006 il PUN italiano è risultato del 49%
più alto rispetto alla media dei prezzi registrati sulle borse europee attestate a 50,4
€/MWh. Si tratta di un elemento rilevante che non pare riconducibile alle modalità
(24) Espressa dal rapporto tra domanda di energia elettrica formulata in borsa e domanda complessiva del sistema
Italia.
62
di funzionamento della Borsa Elettrica nazionale quanto piuttosto all’elevato
livello di concentrazione dell’offerta e ad un parco produttivo relativamente meno
efficiente, fortemente legato alle fonti di origine petrolifera. Si tratta d’altronde di
una tendenza di più lungo periodo: già nel 2004 il prezzo di un MWh all’IPEX era
di 51,6 € contro i 25,5 € dell’EEX (Borsa elettrica tedesca), i 28,9 € del Nord Pool
(Nord Europa), i 27,9 € dell’Omel (Borsa spagnola) ed i 28,1 € del PowerNext
(Borsa francese).
La Tabella 2.5 presenta una sintesi a cadenza trimestrale delle quotazioni
dell’energia elettrica e della liquidità della Borsa elettrica. L’accresciuta liquidità le
ha fatto assumere un ruolo rilevante come fonte di approvvigionamento, soprattutto
a partire dal gennaio 2005, dopo le modifiche strutturali citate.
Dal 1° luglio 2007 in Italia, ed in tutta Europa, è stata avviata la completa
liberalizzazione della domanda di energia elettrica con estensione a tutti i
consumatori della qualifica di idoneità (precedentemente riservata ai soli possessori
di partita IVA). Da tale data l’AEEG regola attraverso tariffe le sole attività che
necessitano di infrastrutture e che quindi non possono essere messe in concorrenza
(ad esempio, distribuzione e trasmissione), garantendo al contempo l’esigenza di
copertura degli oneri generali del sistema elettrico (costi di ricerca, costi per
incentivare le fonti rinnovabili, ulteriori componenti di costo del sistema elettrico
nazionale). Tali componenti tariffarie sono corrisposte al distributore da parte dei
clienti finali, mentre il prezzo dell’energia scaturisce, di norma, dalla libera
contrattazione tra le parti. L’AEEG, anche in ottemperanza della Legge 3 agosto
2007, n. 125 ha tuttavia assicurato un sistema a protezione delle famiglie e dei
piccoli consumatori, denominato di “maggior tutela”: esso intende garantire
condizioni “standard” di prezzo e qualità della fornitura a tutti gli utenti che non
intendono avvalersi delle offerte commerciali sul mercato libero e per i quali quindi
anche il “prezzo” dell’energia è fissato sulla base di criteri stabiliti dall’Autorità
stessa. La tariffa di “maggior tutela” deve comparire tra le offerte commerciali che
ogni venditore riserva ai piccoli consumatori. Al fine di agevolare il passaggio al
nuovo sistema, l’AEEG ha inoltre previsto: l’adozione di un codice di condotta
commerciale con le regole che i venditori devono applicare per la promozione delle
offerte e la conclusione o modifica del contratto (Delibera n. 106-2006); l’adozione
di bollette dotate di migliore leggibilità (Delibera n. 152-2006); la presentazione di
schede di confronto dei prezzi con riferimento alle diverse proposte commerciali,
onde evincerne la diversa onerosità su base annua ed in differenti ipotesi di
consumo rispetto alla proposta di “maggior tutela” (Delibera n. 110-2007); la
pubblicazione su internet di un elenco di venditori che garantiscono requisiti di
affidabilità (Delibera n. 110-2007) (25).
(25) Si tratta di un elenco volontario, l’iscrizione al quale è subordinata all’essere costituiti in forma di società di
capitali, avere sottoposto a revisione contabile gli ultimi due bilanci, avere ricevuto un giudizio di sufficiente
affidabilità (almeno BBB) da ECAI o da primario istituto di credito.
63
Il precedente regime tariffario (ante 1° luglio 2007), era invece articolato, per
la clientela vincolata, su due tariffe: la D2, applicata a tutte le famiglie residenti
con potenza impegnata fino a tre kilowatt e la D3, applicata ai non residenti
(sostanzialmente le “seconde case”) ed ai residenti con potenza impegnata
superiore a i tre kilowatt. Nel gennaio 2004 (Delibera n. 5-2004), l’Autorità ha
emanato una nuova regolazione tariffaria, in vigore per il periodo 1-2-2004/31-122007. Per gli anni successivi al 2004 e fino al 2007, le tariffe vengono aggiornate
annualmente con il metodo del price-cap applicato limitatamente alle componenti a
copertura dei costi operativi e degli ammortamenti. Il price-cap non recupera
completamente l’inflazione, essendo scontato un incremento di produttività pari al
3,5% per la distribuzione ed al 2,5% per la trasmissione (valori destinati a non
mutare per tutto il periodo regolatorio 2004-2007), mentre i tassi di remunerazione
del capitale investito sono fissati al 6,7% per la trasmissione ed al 6,8% per la
distribuzione. La tariffa per il servizio di vendita, quella non dovuta dalla clientela
libera, unitamente ai costi di dispacciamento e agli altri oneri, è determinata
trimestralmente dall’AEEG, in base ai costi di approvvigionamento
dell’Acquirente Unico ed alle esigenze di copertura per gli altri costi del sistema.
A fine 2006 (ultimo trimestre dell’anno) la tariffa elettrica media nazionale (al
netto delle imposte) era pari a 13,40 centesimi di euro/kWh (era pari a 11,24
euro/kWh nell’ultimo trimestre del 2005), così composta: 9,58 centesimi relativi ai
costi di generazione, ossia costo del combustibile e costi fissi (8,24 nel 2005), 2,36
centesimi per trasmissione, distribuzione, misura e vendita (2,33 nel 2005) ed una
quota residua di 1,46 centesimi relativa ad oneri generali (0,67 nel 2005). Rispetto
ai principali Paesi europei le tariffe italiane alla clientela domestica sono (al netto
delle imposte) più basse per livelli di consumo modesti (fino al 1.200 kWh annui),
per poi crescere sensibilmente con i quantitativi consumati ben oltre la media
europea (per consumi annui di 3.500 kWh, nel gennaio 2007 in Italia si pagavano
23,29 centesimi per kWh contro i 15,38 della media europea, ed in particolare
19,49 centesimi in Germania, 12,25 in Spagna e 12,11 in Francia). Anche per le
utenze industriali le tariffe restano stabilmente più alte della media europea (per
consumi annui “tipo” di 2.000 MWh si pagavano 15,26 centesimi in Italia contro
10,59 centesimi in Europa, sempre al lordo delle imposte, ed in particolare 12,72
centesimi in Germania, 9,87 centesimi in Spagna e 7,01 centesimi in Francia) (26).
2.4.2 Gas
Anche le tariffe del gas sono in parte regolate dall’AEEG. Nonostante il settore
sia stato integralmente liberalizzato già dal gennaio 2003, l’insufficiente grado di
concorrenza ha indotto a mantenere in capo agli esercenti l’obbligo di offrire il gas
alle condizioni fissate dall’AEEG, sia ai clienti finali che a fine 2002 non erano
(26) I dati medi europei sono tratti da: AEEG, “Relazione Annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”,
(marzo 2007).
64
idonei, sia a quelli che erano potenzialmente idonei a tale data, ma che non
avevano esercitato l’opzione per il loro riconoscimento. In base alla Delibera n.
134-2006 dell’AEEG, dal 1° ottobre 2006 le condizioni economiche di fornitura
sono offerte alla sola clientela domestica con consumi annui di gas naturale
inferiori ai 200.000 mc. Con Delibera n. 170-2004 l’AEEG ha stabilito
l’ordinamento tariffario della distribuzione per il secondo periodo di regolazione
(1° ottobre 2004-30 settembre 2008), prevedendo che le tariffe siano determinate in
relazione a ciascun “ambito tariffario” formato dall’insieme delle località servite
attraverso un medesimo impianto di distribuzione. La tariffa di distribuzione è
costituita da una quota fissa e da una quota variabile, articolata in scaglioni di
consumo; la tariffa complessiva di vendita comprende, oltre alla tariffa di
distribuzione (che il venditore trasferisce al distributore con una partita di giro), la
remunerazione per il costo della materia prima (approvvigionamento del gas) ed
una quota relativa alla pura attività di vendita (gestione commerciale ed
amministrativa del cliente finale). La componente relativa all’approvvigionamento
del gas è aggiornata trimestralmente in base all’andamento di un paniere di prodotti
energetici, mentre quella di distribuzione prevede un meccanismo di recupero dei
costi operativi, degli ammortamenti e di un opportuno tasso di rendimento del
capitale investito, con meccanismo di price cap che compensa l’adeguamento
all’inflazione tenuto conto di recuperi di produttività. Il cliente finale, oltre alle
componenti destinate a remunerare le attività della filiera del gas, è tenuto a pagare
l’imposta di consumo erariale, l’addizionale regionale all’imposta al consumo e
l’imposta sul valore aggiunto, il cui cumulo ha una incidenza non trascurabile sul
costo complessivo a carico del consumatore.
Nel 2006 il prezzo medio del gas al netto delle imposte è stato pari a 41,57
(35,36 nel 2005, 33,65 nel 2004) centesimi al mc per i clienti del mercato tutelato
(oscillante tra i 32,64 centesimi ed i 43,32, in base alla fascia di consumo) e di
28,53 (23,23 nel 2005 e 18,76 nel 2004) centesimi per quelli del mercato libero
(con un intervallo tra i 28,07 ed i 41,99 centesimi).
2.5 Ricavi e costi unitari
Gli indici unitari di ricavo, costo ed investimento sono stati ottenuti come
rapporto tra grandezze contabili e quantità di servizio erogato. La loro valutazione
richiede cautela. In primo luogo poiché le società oggetto di analisi presentano
strutture organizzative molto diverse; in particolare, alcune di esse sono multiutility
e dunque operano in più settori; in tale evenienza la reportistica contabile è ridotta
e poco dettagliata, soprattutto per quanto concerne l’attribuzione dei costi. In
secondo luogo perché dal 2005 talune imprese (tutte le quotate) hanno redatto il
proprio bilancio sulla base dei principi contabili internazionali IFRS, rettificando il
2004, ma generando discontinuità con il 2003.
65
Gli indici sono stati calcolati utilizzando i dati per area comunicati dalle
società; in loro assenza si è fatto ricorso a quelli pubblicati nelle relazioni sulla
gestione dei bilanci consolidati, integrati con la documentazione contabile
predisposta in base alle Delibere n. 310 e 311 del 2001 dell’AEEG in tema di
separazione contabile (unbundling), oppure ai bilanci redatti dalle società
controllate che svolgono l’attività esaminata (nel caso di separazione societaria).
Gli indici di costo sono stati ricavati sulla base dei costi operativi totali (ossia
“prima” delle componenti finanziarie), al netto dei costi capitalizzati e dei ricavi
diversi. Per le imprese che operano nel settore elettrico sono stati calcolati
indicatori distinti per le società di produzione di energia elettrica, per quelle di
distribuzione e, infine, per quelle di vendita. Nel gas invece si è separato il
vettoriamento dalla vendita. Quanto agli investimenti, essi sono rapportati sia alla
produzione (centesimi per kWh di energia elettrica o mc di gas), sia, come cumulo
quadriennale (2003-2006), al valore delle immobilizzazioni materiali lorde di fine
2006. Tale dato è sempre prodotto per l’impresa nel suo insieme e, ove possibile,
evidenziato per singole linee di business (ma sovente non si dispone del dato sugli
immobilizzi lordi per singoli segmenti). Nel valutare i ricavi unitari, si deve infine
considerare che le transazioni (ad esempio, la cessione di energia dalla società di
produzione a quella di trading) avvengono spesso tra soggetti appartenenti allo
stesso gruppo e dunque i valori rilevati possono essere condizionati da logiche di
gruppo.
I ricavi unitari relativi alla produzione di energia delle società qui considerate
(Tabella 2.6) sono pari in media (ponderata per le quantità prodotte, escludendo
l’ENEL ed AEM) a 9,07 centesimi per kWh nel 2006 contro 7,96 centesimi per
kWh del 2003, in crescita nel quadriennio del 13,9%. Ricordiamo che la
componente relativa al costo di generazione della tariffa media nazionale era di
9,58 centesimi per kWh a fine 2006 (8,98 la media del 2006), contro 6,75 centesimi
a fine 2003 (6,98 centesimi la media 2003). I costi unitari complessivi sono
aumentati in modo leggermente più accentuato (+16,3%), portando la propria
incidenza sul fatturato a valori superiori all’85%. È da rilevare che il dato medio
dei costi è influenzato da Iride, per la quale non è possibile separare gli oneri
relativi alla generazione di energia elettrica da quelli della produzione di calore;
distinguendo questa ultima dai ricavi di Iride (unico dettaglio disponibile), il ricavo
medio complessivo del campione per kWh sarebbe di 6,62 centesimi nel 2003, 7,38
nel 2004, 7,32 nel 2005 e 8,22 nel 2006 (con un incremento del 24% nel
quadriennio). AEM resta l’operatore con i ricavi unitari più bassi nel 2006 (4,67
centesimi), per le peculiarità produttive di cui si dirà oltre e che ne hanno indotto
l’esclusione dalla media; i restanti operatori sono compresi in un range che va dai
7,29 centesimi di ASM Brescia ai 10,24 centesimi di ACEGAS-APS. ENEL ha un
ricavo per kWh pari a 10,19 euro. In generale, il 2006 pare caratterizzato da
marcati aumenti nei ricavi unitari per quasi tutti gli operatori rispetto al 2005:
ACEA +18,1%, ACEGAS-APS +15,4%, ENEL +27,9%, Iride +23,8%. La
diversità dei ricavi unitari trova motivazioni, oltre che nell’inevitabile
approssimazione derivante dalla separazione contabile delle poste per segmenti
66
della filiera, nel diverso mix produttivo (ad esempio, presenza più o meno
accentuata di produzione CIP6 o da fonti rinnovabili rispetto al termoelettrico),
nelle differenti politiche commerciali ed anche nel disomogeneo livello di
efficienza tecnica degli impianti. La minore incidenza dei costi sui ricavi nel 2006
è segnata da AEM, con appena il 48%. Il caso della società milanese è tuttavia,
come anticipato, del tutto specifico poiché gli impianti di produzione sono soggetti
ad un “accordo di contrattualizzazione” con AEM Trading che programma e
commercializza all’ingrosso la produzione delle centrali di AEM. Una valutazione
più completa del costo di produzione dovrebbe quindi passare attraverso un
“consolidamento” della divisione produzione di AEM con la AEM Trading, la
quale peraltro opera anche nella compravendita di energia elettrica e gas, il che
rende difficoltoso separare le sole componenti riferibili alla generazione. I ricavi
unitari di AEM Trading per la sola vendita di elettricità sono stati pari a 8,91
centesimi per kWh nel 2006 (sostanzialmente in linea con la media del panel). Una
stima di prima approssimazione dei costi produzione dell’AEM porta, nel 2006, a
circa 7,15 centesimi (media del panel 7,85), fissando il rapporto sui ricavi all’87%,
incidenza coerente con quella degli altri player. Riguardo i dati sugli investimenti
(circa 30 centesimi investiti in media per ogni euro di fatturato) i valori più elevati
sono di ASM Brescia seguita da ACEA (entrambe le società hanno in corso di
sviluppo significativi ampliamenti del parco produttivo), quelli più contenuti di
ENEL. La tabella non comprende i dati di HERA, in quanto la società opera solo
marginalmente nella generazione. I margini (differenza tra ricavi e costi operativi)
oscillano tra valori attorno al centesimo per ASM ed Iride e 2,4 centesimi di ENEL.
Si è infine calcolata la dotazione di immobilizzi materiali per la generazione di un
kWh di energia: le dotazioni più snelle sono quelle di AEM Milano (15,7
centesimi), ACEA (15,3 centesimi) e ASM Brescia (21,6 centesimi), mentre i
valori più elevati sono quelli di ENEL (32,1 centesimi) .
I ricavi ed i costi unitari riportati nella Tabella 2.7 si riferiscono alla
distribuzione di energia ai clienti vincolati ed ai clienti idonei allacciati alla rete del
distributore locale. I valori di ricavo unitario nel 2006 sono relativamente poco
dispersi tra gli operatori: il range va da 1,81 centesimi di ASM Brescia a 2,31
centesimi di HERA, mentre appare relativamente disallineato il solo dato relativo
ad ACEGAS-APS (3,32 centesimi) che tuttavia risente della inclusione in questo
segmento della filiera dell’attività di importazione di energia elettrica dalla
Slovenia. I valori medi del panel mostrano una riduzione dei ricavi unitari del
10,3% nel quadriennio. Gli ammortamenti diventano spesso la componente di costo
più rilevante (tipicamente ammortamento della rete) ed anche l’incidenza degli
investimenti permane elevata (oltre 33 centesimi investiti per ogni euro fatturato):
il loro valore unitario è compreso tra 0,30 e 0,50 centesimi, con la sola eccezione di
ACEA che sfiora il centesimo (0,99), per effetto di significativi interventi di
ammodernamento della rete. L’elevato valore di ASM nel 2003 è dovuto
all’acquisto di una porzione di rete distributiva da ENEL. La dotazione di
immobilizzazioni materiali per ogni kWh è circa la metà rispetto agli impianti di
generazione (11,5 centesimi contro 21) ed è compresa tra gli otto (ASM) ed i sedici
67
centesimi (ACEA). L’incidenza dei costi sul fatturato è mediamente più contenuta
rispetto alla generazione, come lecito attendersi in un segmento monopolistico (pur
regolamentato).
Quanto infine alla vendita, gli indici unitari sono raccolti nella Tabella 2.8. I
dati rivelano con chiarezza che i costi operativi (essenzialmente
l’approvvigionamento) coprono la quasi totalità dei ricavi. Ammortamenti e costi
del lavoro sono marginali, gli investimenti pressoché nulli. I margini sono assai
esigui (0,18 centesimi per kWh contro 1,51 della produzione) ed è elevata
l’incidenza dei costi totali sui ricavi (98% in media). Questi ultimi oscillano tra i
9,24 centesimi di ACEGAS-APS e i 14,48 di ENEL (la media del panel nel 2006 è
11,72 centesimi). Nel valutare tali evidenze è necessario anche tenere in
considerazione il differente mix di clientela servita (vincolata e idonea). L’introito
medio unitario è cresciuto del 22,2% nel quadriennio, percentuale superiore
all’aumento dei ricavi da generazione (+13,9%).
***
Le società del settore del gas sono distinte a seconda che svolgano attività di
vendita, oppure solo servizi di vettoriamento. La Tabella 2.9 riporta i dati unitari
(per metro cubo) per quest’ultima attività. I ricavi sono sostanzialmente compresi
tra 6,7 centesimi (ASM) ed 8,9 centesimi (AES Torino del gruppo Iride) nel 2006,
ad eccezione della Napoletanagas, i cui ricavi unitari sono pari a 13,4 centesimi, ed
ACEGAS-APS, all’estremo opposto, con 4,9 centesimi ed HERA con 5,3
centesimi. Come nella distribuzione elettrica, il costo del lavoro e gli
ammortamenti rappresentano le maggiori componenti di costo, il trend dei ricavi
unitari è calante dal 2003 (-17,6%) e l’incidenza dei costi sui ricavi mediamente
contenuta (80%), specialmente con riferimento alle reti estese (ad esempio,
Italgas). L’incidenza degli investimenti sul fatturato è nell’ordine del 30% (come
già per la distribuzione elettrica).
I dati relativi alla vendita (Tabella 2.10) portano a stimare in 43,32 centesimi il
ricavo medio unitario nel 2006 (escludendo dal conteggio ENEL), con i costi
operativi (per lo più rappresentati da quelli di approvvigionamento) che assorbono
la quota maggiore dei ricavi. La tariffa media per l’utenza tutelata nel 2006 era pari
41,6 centesimi (media tra tutte le fasce di utenza). Talune società presentano
rilevanti quote di ammortamento (rispetto ad esempio alle vendite elettriche)
dovute a importanti poste di immobilizzi immateriali rivenienti dal conferimento
delle attività di vendita originariamente in capo alla controllante. L’incidenza dei
costi sui ricavi è attorno al 99%. In media, nel quadriennio, il ricavo unitario è
cresciuto del 25,7%.
Quanto all’incidenza degli investimenti sugli immobilizzi, i dati, per la verità
assai frammentari, sono raccolti nella Tabella 2.11. Si tratta del rapporto tra il
cumulo degli investimenti tecnici nel quadriennio 2003-2006 e la consistenza delle
immobilizzazioni materiali lorde a fine 2006. La principale osservazione è proprio
68
quella di un’insufficiente rendicontazione separata per linee di business. A livello
di gruppo i maggiori investimenti sono quelli di HERA (37,9%), ASM (35,1%),
ACEA (29,5%) e ACEGAS-APS (25,4%). Le incidenze minori sono quelle di
AEM (17,9%) ed ENEL (12,9%). Questi ultimi tassi tengono conto anche degli
investimenti relativi a migliorie su beni di terzi. La produzione di energia elettrica
sembra richiedere investimenti in rapporto al valore degli immobilizzi mediamente
più che doppi rispetto alla distribuzione; quest’ultima esprime incidenza in linea
con la distribuzione di gas.
2.6 I “call center”
L’AEEG ha diffuso nel 2007 un documento di consultazione con proposte di
regolazione volte al miglioramento della qualità dei servizi telefonici commerciali
(call center) per i clienti finali. I call center rappresentano una delle principali
interfacce tra il cliente e le società erogatrici. L’Autorità ha svolto inoltre
un’indagine pilota su oltre tremiladuecento clienti che nella settimana precedente il
sondaggio avevano contattato un call center, al fine di valutarne il livello di
soddisfazione. I punti critici emersi dall’indagine sono la complessità del
risponditore automatico ed i tempi di attesa giudicati troppo lunghi. Il 77% dei
clienti interpellati ha dichiarato di avere trovato immediatamente la linea libera,
mentre circa il 15% del campione ha dovuto effettuare due o più chiamate. Il tempo
di attesa percepito dall’utente prima di parlare con l’operatore è di circa tre minuti
e mezzo, mentre il 29% degli intervistati ha dichiarato di avere atteso oltre 5
minuti. Il 79% degli intervistati ha ottenuto una risposta definitiva, mentre meno
del 5% non è riuscito ad esaurire le proprie esigenze con più di tre telefonate.
La Tabella 2.12 offre una sintesi delle performance dei call center delle
imprese del campione. E’ importante considerare che la complessità organizzativa
delle struttura ed il relativo rendimento sono in parte condizionati dalla natura
multi-business di alcune imprese. Due in particolare gli indicatori di rilievo: la
percentuale di chiamate andate a buon fine ed il tempo medio di attesa prima di
interloquire con l’operatore. Quanto al primo parametro, HERA ed Iride mostrano
percentuali di chiamate abbandonate o senza risposta al di sotto della soglia del
10% (rispettivamente 5,9% e 7%). I restanti operatori hanno valori comunque al
disotto del 20%, con la sola eccezione di ACEGAS-APS (24,2%, la cui
performance è scaduta nel 2006). Anche nei tempi di attesa HERA mostra un
costante miglioramento che la conduce a soli trentacinque secondi nel 2006, valore
più basso del panel. Segue Iride a 61 secondi. Gli altri operatori sono ampiamente
sopra i 100 secondi, in alcuni casi prossimi a duecento (sostanzialmente in linea
con la percezione dei tre minuti e mezzo emersa dall’indagine dell’AEEG).
69
2.7 L’illuminazione pubblica
La Tabella 2.13 presenta alcuni dati sull’illuminazione pubblica. Generalmente
la società esercente la distribuzione di energia elettrica è anche quella affidataria
della gestione della pubblica illuminazione. L’operatore di maggiori dimensioni è
la HERA, attraverso la propria controllata HERA Luce, presente in 57 comuni
dove gestisce oltre 270.000 punti luce. ACEA, secondo operatore, gestisce circa
157.000 punti luce (dei quali quasi 11.000 di natura artistica) nel comune di Roma
ed ulteriori 48.000 punti luce circa nel comune di Napoli, dove dal 2004 cura il
servizio in ATI (Associazione Temporanea d’Impresa) con la società partenopea
Graded (27). Tramite la controllata ACEA Luce infine, il servizio è gestito anche
nella città di Foggia ed in altri 12 comuni, per ulteriori 33.000 punti luce. Il totale
dei punti luce riferibili ad ACEA è quindi di circa 238.000 unità. AEM ed Iride
hanno una consistenza paragonabile (rispettivamente 94.000 e 89.000 punti luce),
mentre la ASM presenta una scala più ridotta. Il tempo medio di sostituzione di una
lampada spenta, si attesta, per le sole società che hanno comunicato il dato, attorno
ai due giorni, con la significativa eccezione di ACEGAS-APS da un lato (0,6
giorni), ed ACEA dall’altro (ben 8,6 giorni, ma erano addirittura 22 nel 2003).
Quanto alla copertura per abitante, ACEA e AEM sono allineate su valori pari a 20
abitanti per punto luce, mentre Iride ed ACEGAS-APS hanno una dotazione
maggiore, raggiungendo i dieci abitanti per punto luce. La migliore dotazione è
tuttavia quella di ASM con cinque abitanti per punto luce sia a Bergamo che a
Brescia.
2.8 Indicatori di efficienza e qualità: continuità del servizio
2.8.1 Generalità
Per valutare la qualità dei servizi di fornitura di energia elettrica e gas si
utilizzano indicatori di continuità del servizio e di sicurezza. Nel settore elettrico
gli indici di continuità si riferiscono al numero e alla durata delle interruzioni nella
fornitura del servizio, mentre nella distribuzione del gas sono relativi al pronto
intervento sull’impianto di distribuzione. Gli indicatori di sicurezza, invece,
riguardano il settore di distribuzione del gas e misurano la percentuale di rete
ispezionata e le dispersioni riscontrate.
A partire dal 1998 le società di distribuzione sono tenute a registrare e a
comunicare all’Autorità di competenza (AEEG) i dati di continuità del servizio
relativi all’anno precedente, i quali sono poi pubblicati all’interno del sito internet
dell’Autorità. I dati pubblicati per il settore dell’energia elettrica sono organizzati
sulla base dei seguenti parametri.
(27) Società controllata da privati.
70
•
•
•
Tipo di interruzione: le interruzioni possono verificarsi senza o con
preavviso. Nel primo caso gli utenti non sono stati avvisati con un anticipo
almeno pari a un giorno, nel secondo si tratta di interruzioni per l’esecuzione di
interventi e manovre programmati, comunicati ai clienti interessati con almeno
un giorno di anticipo. Le interruzioni senza preavviso sono più significative, in
quanto generano i maggiori disservizi alla clientela e sono indicative dello stato
d’efficienza della rete. Le interruzioni con preavviso, che causano minori
disagi, sono soggette ad una maggiore difficoltà di interpretazione: da un lato
esprimono una misura del livello degli investimenti del distributore sulla rete,
dall’altro possono scaturire da esigenze di riparazione di una rete molto
vecchia. Le interruzioni senza preavviso sono poi suddivise in lunghe, se
superiori a tre minuti, brevi, se comprese tra un secondo e tre minuti, e
transitorie, nel caso di durata minore di un secondo;
Tipo di indicatore: per entrambe le tipologie di interruzione (con e senza
preavviso) sono calcolati tre indici: il numero di interruzioni per cliente
all’anno (numero medio di interruzioni subite in media da un cliente
alimentato in bassa tensione), i minuti di interruzione per cliente all’anno
(durata cumulata annua dei minuti di interruzione, per tutte le interruzioni
subite nell’anno in media da un cliente alimentato in bassa tensione) e la
durata media di ciascuna interruzione (durata media della singola interruzione,
rappresenta mediamente il tempo di ripristino del servizio);
Tipo di territorio: ogni indicatore è rilevato separatamente per zone
caratterizzate da differente grado di concentrazione della popolazione
residente: sono identificate aree ad alta concentrazione (popolazione superiore
a 50.000 abitanti), a media concentrazione (popolazione compresa fra i 5.000 e
i 50.000) e a bassa concentrazione (popolazione non superiore ai 5.000
abitanti).
Con la Delibera n. 4-2004, l’AEEG, nel “Testo integrato della qualità dei
servizi elettrici”, ha ridefinito la qualità del servizio elettrico per il secondo periodo
regolatorio (2004-2007). Il parametro fondamentale utilizzato è quello della
continuità del servizio misurato, in particolare, dalla durata media di ciascuna
interruzione senza preavviso. Obiettivo dell’Autorità è quello di giungere ad un
unico standard nazionale, differenziato per i diversi ambiti territoriali (ad alta,
media e bassa densità abitativa) in un arco temporale di dodici anni. A tal fine sono
stati introdotti “livelli obiettivo” che devono essere raggiunti da tutti gli ambiti
entro tre periodi regolatori. Essi sono così specificati:
ambiti ad alta concentrazione abitativa
ambiti a media concentrazione abitativa
ambiti a bassa concentrazione abitativa
25 minuti
40 minuti
60 minuti
71
Gli operatori tendono a tali obiettivi in modo graduale, e in base ad una
“funzione di miglioramento” che richiede sforzi decrescenti al crescere del livello
di continuità del servizio. Per garantire l’effettivo rispetto dello standard nazionale
è stato introdotto un sistema di incentivi e penalità a seconda che gli operatori
rispettino (ed eventualmente superino) i livelli minimi di miglioramento oppure
non riescano a raggiungerli. L’AEEG sta attualmente valutando l’opportunità di
sottoporre a monitoraggio anche la qualità della tensione (sbalzi di tensione, buchi
di tensione, ecc.) che interessa in particolare gli utenti industriali.
Alla fine del 2000 l’Autorità ha definito la regolazione della sicurezza e della
continuità del servizio di distribuzione del gas introducendo un sistema di obblighi
e controlli, fissando i livelli nazionali base e di riferimento per alcuni indicatori
rilevanti, nonché gli obblighi di registrazione e di comunicazione dei dati
all’Autorità. Al termine del primo periodo regolatorio l’Autorità ha emanato il
“Testo integrato della qualità dei servizi gas” (delibera n.168 del 2004) con cui ha
esteso l’applicazione della regolamentazione anche agli esercenti che in sede di
prima attuazione erano stati esonerati. Con la delibera n. 74 del 28 marzo 2007
l’Autorità ha confermato la disciplina regolata dal Testo integrato e ha introdotto
integrazioni e modifiche alla stessa che ne rafforzano l’efficacia e ne facilitano
l’attuazione da parte dei controllori e degli esercenti.
Sono stati inoltre introdotti obblighi di qualità tecnica, espressa in termini di
sicurezza e continuità del servizio di distribuzione, e standard di qualità
commerciale, che se non rispettati danno luogo ad indennizzi automatici a favore
dei clienti finali. La regolamentazione della sicurezza del servizio del gas si occupa
delle principali attività quali la ricerca delle dispersioni (attraverso l’ispezione della
rete), il servizio di pronto intervento e la gestione delle emergenze. Relativamente
agli indicatori di continuità, invece, è richiesta la notifica all’Autorità delle
interruzioni, nonostante nel settore del gas tale fenomeno sia meno diffuso e meno
disagevole per l’utente rispetto al settore elettrico.
2.8.2 Analisi delle società esercenti
Per un confronto tra le società fornitrici di energia elettrica sono stati assunti i
dati sulla continuità del servizio dal 2001 al 2006 (dato più recente pubblicato e
certificato dall’Autorità), riportati nella Tabella 2.14. Le interruzioni senza
preavviso sono quelle di responsabilità del gestore e, assieme a quelle con
preavviso, si riferiscono agli ambiti territoriali ad alta concentrazione, ovvero con
popolazione superiore ai 50.000 abitanti.
Le interruzioni senza preavviso presentano una dinamica di progressivo
miglioramento nell’arco di tempo considerato, sia in termini di minuti di
interruzione (si passa dai 43,9 del 2001 ai 29,7 del 2006) che di numero di
interruzioni per cliente all’anno (da 1,39 interruzioni nel 2001 a 1,17 nel 2006).
72
Quest’ultimo ha peraltro subito un peggioramento negli ultimi 2 anni. Si è ridotta la
durata media di ciascuna interruzione il cui valore del 2006 è pari a 28,03 minuti,
valore prossimo alla soglia ideale di 25 minuti fissata dall’Autorità. In base a tale
indicatore, ACEA Roma mantiene un primato negativo sin dal 2001 (durata media
nel quinquennio 46,5 minuti). Mediamente, nel lasso temporale 2001-2006, HERA
mostra i valori più bassi (15,6 minuti), nonostante il dato per il 2005 non sia
disponibile. Considerando solo l’ultimo anno di attività, il valore più contenuto è
ancora di HERA (10,97), seguito da ENEL Napoli (21,2 minuti) (28).
Relativamente alle interruzioni con preavviso ASM Brescia mostra i valori migliori
in termini di durata di ciascuna interruzione, sia in media nel quinquennio 20012006 (50,7 minuti), sia in termini relativi al solo 2006 (48,4 minuti circa). In
termini di numero di interruzioni per cliente il valore più basso è registrato da
ENEL (0,09) mentre il valore più elevato e di AEM di Milano (0,60). Per ciò che
riguarda i minuti di interruzione HERA mostra il valore più elevato (39,1 minuti)
contrapposto al valore minimo di IRIDE (14,6 minuti)
Per ciò che riguarda il settore di distribuzione del gas sono stati selezionati gli
indicatori riportati in Tabella 2.15. In primo luogo è stata considerata la percentuale
di rete ispezionata ogni anno (a bassa e medio/alta pressione) per la quale l’AEEG
ha stabilito livelli nazionali di base (minimi) e di riferimento (massimi) pari
rispettivamente a 30%-90% per la rete ad alta e media pressione e 20%-70% per la
rete a bassa pressione. I dati del quadriennio 2002-2005 sono stati desunti dal sito
internet dell’Autorità, mentre per il 2006, dove non diversamente indicato, si è
attinto alla “Relazione annuale 2006” dell’AEEG. AEM di Milano è la società che
in media (dal 2002 al 2006) ha effettuato i maggiori controlli su tutta la rete,
raggiungendo una quota di quasi il 100% per la rete ad alta e media pressione e del
78% per quella a bassa pressione (fenomeni questi da correlare alla maggiore
frequenza delle dispersioni sia su rete ispezionata che su segnalazione di terzi
rilevate da AEM, cfr. infra). HERA e Italgas mostrano in media le percentuali più
basse sulla rete ad alta e media pressione (rispettivamente 36,4% e 37,6% in media
tra 2002 e 2006). Ciò ha una duplice valenza: da un lato un’elevata frequenza delle
ispezioni dimostra impegno al raggiungimento di standard qualitativi, dall’altro
può essere sintomo di una rete obsoleta. In sintesi, nel 2006 veniva in media
ispezionato il 57,3% della rete ad alta pressione ed il 49,4% di quella a bassa
pressione. Mentre per la prima il risultato è stabile rispetto all’anno precedente, la
seconda mostra una flessione passando da 52,8% nel 2005 a 49,4% nel 2006.
Entrambe le percentuali risultano comunque in calo rispetto al 2002.
Relativamente al numero di dispersioni localizzate per chilometro di rete su
segnalazione di terzi AEM mostra i valori medi 2002-2006 più elevati sia su rete
ispezionata (0,280 dispersioni per km di rete ispezionata) sia su segnalazione di
terzi (1,168 dispersioni per km nel caso di segnalazioni di terzi). Valori contenuti,
invece, sono quelli relativi ad ENEL Rete Gas (rispettivamente 0,026 e 0,048), la
(28) I dati di Napoli sono indicativi a livello cittadino, ma non per la gestione complessiva di ENEL che opera a
livello nazionale. ENEL Distribuzione serviva nel 2006 a Napoli 787.032 utenti, contro gli oltre 30 milioni
serviti da ENEL sull’intero territorio nazionale.
73
quale rileva il minor numero di dispersioni in comparazione agli altri esercenti
anche considerando il solo 2006.
L’ultimo parametro di sicurezza e continuità del servizio di distribuzione del
gas è relativo al pronto intervento sull’impianto di distribuzione. Anche per tale
indicatore AEM Milano presenta percentuali di rispetto dello standard di pronto
intervento (sessanta minuti) inferiori rispetto alle altre società, seppur il valore sia
piuttosto elevato (90,43%), e corrisponda ad un tempo medio effettivo di 47,1
minuti, al di sotto del target richiesto dall’Autorità, ma in peggioramento rispetto
agli anni precedenti. ENEL Rete Gas è la società più virtuosa in tal senso, con una
percentuale di rispetto dello standard quasi totale, 98,98%, ed un tempo medio
effettivo di 28 minuti. Mediamente dal 2002 il tempo di intervento si è ridotto da
42,5 minuti a 40,1, registrando tuttavia un aumento dal 2005. Si segnala infine che
non è stato possibile censire gli indicatori relativi alla qualità commerciale poiché
alla data di chiusura di questo studio (12 gennaio 2008) essi non erano ancora
disponibili sul sito dell’Autorità.
74
75
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
ACEGAS-APS
AEM
ASM
ENEL
HERA
IRIDE
553.307
554.059
553.198
551.000
49.049
49.690
165.800
246.200
29.413.669
29.496.575
29.870.757
29.849.934
115.608
217.246
218.544
218.216
851.757
854.537
855.731
850.679
139.945
139.961
140.081
140.844
1.529.926
1.531.519
1.535.216
1.532.844
1.146
1.894
5.202
8.401
1.000
4.100
11.600
17.500
31.332
98.873
184.103
439.490
281
1.297
2.353
5.586
1.084
2.175
4.889
10.029
104
301
586
1.416
2.549
3.854
16.834
25.571
(b)
(a)
(1)
(1)
(1)
(1)
(3)
(3)
(3)
(3)
0,9
852.841
856.712
860.620
860.708
554.453
555.953
558.400
559.401
50.049
53.790
177.400
263.700
29.445.001
29.595.448
30.054.860
30.289.424
0,9
426,9
2,9
93,1
1,6
140.049
140.262
140.667
142.260
115.889
218.543
220.897
223.802
2,1
Var % 20032006
1.532.475
1.535.373
1.552.050
1.563.966
unità
(c=a+b)
Totali
Fonte: questionari e bilanci.
(1) Numero di utenti liberi e vincolati allacciati alla rete di distribuzione di AEM Elettricità.
(2) Rete a bassa e media tensione.
(3) Numero medio.
2003
2004
2005
2006
ACEA
Idonei
Vincolati
Numero clienti (a fine anno)
334.546
335.841
335.151
336.517
728.486
734.890
736.026
740.979
2.969
3.013
3.173
3.184
2.066
2.091
1.994
1.988
523
524
1.348
2.485
634
1.645
1.668
1.708
1.491
3.660
3.725
3.808
888
892
4.275
6.794
8.960
9.225
3.760
3.784
680
700
701
700
700
720
720
720
n.d.
n.d.
5.614
5.717
9.055
9.291
9.559
9.709
(e)
(2)
(2)
66
67
67
62
13
13
13
27
19.336
19.114
18.952
18.804
183
308
309
309
1.092
1.095
1.138
4
4
4
4
4
627
630
660
661
km
(f)
AT
5.101
5.171
5.234
5.234
1.424
1.429
5.636
9.307
1.082.368
1.089.845
1.090.129
1.096.300
2.308
5.613
5.702
5.825
10.052
10.320
10.512
9.505
1.384
1.424
1.425
1.424
27.383
27.769
28.207
28.463
(g=d+e+f)
Totale
Lunghezza della rete (a fine anno)
MT
17.701
17.848
17.988
18.093
(d)
BT
TABELLA 2.1 – NUMERO DI CLIENTI ED ESTENSIONE DELLA RETE ELETTRICA
2,6
553,6
1,3
152,4
-5,4
2,9
3,9
Var % 20032006
109
108
107
107
110
109
108
108
35
38
32
28
28
28
28
28
27
27
28
28
35
38
31
28
55
41
41
41
95
93
92
91
101
99
99
100
50
39
39
38
85
83
82
91
101
99
99
100
57
57
56
56
(c/(d+e))
56
55
55
55
Esclusa AT
(c/g)
Clienti/km
Rete totale
76
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
ACEGAS-APS
AEM
ASM
ENEL
HERA
IRIDE
893
1.003
2.616
3.192
126
158
260
306
106.669
91.854
81.823
73.842
1.524
2.007
2.091
2.521
2.048
2.769
2.135
3.045
461
491
530
491
726
679
1.530
2.354
726
882
747
841
1
1
2
-
26.012
28.659
24.883
24.475
38
45
38
40
-
147
150
131
121
(11)
1.619
1.885
3.363
4.033
274
309
393
427
137.794
125.868
112.087
103.910
(11)
(11)
5.113
5.355
5.381
5.593
3.794
4.409
3.452
4.543
513
586
653
612
1.159
1.150
1.984
2.944
(d=a+b+c)
Totale
1.955
2.558
2.712
3.178
(11)
(6)
(6)
(6)
(6)
(4)
(2)
393
506
583
617
-
52
95
123
121
-
1.746
1.640
1.317
1.498
162
(c)
433
471
454
428
(b)
(a)
Altro
(13)
(13)
(13)
(10)
(10)
(7)
(7)
(7)
149,1
55,8
-24,6
62,6
19,7
19,3
154,0
Var % 20032006
1.220
1.317
1.360
1.502
281
340
787
722
102.973
113.691
121.370
134.654
495
2.996
3.064
3.470
1.891
2.410
2.783
3.222
210
265
289
338
1.951
2.398
2.946
4.172
2.213
2.131
2.032
2.037
228
196
720
828
141.453
136.961
129.676
120.384
691
1.115
1.042
921
5.413
4.922
4.741
4.387
552
504
485
443
8.005
7.731
7.513
6.671
(b)
(a)
(12)
(12)
(12)
(12)
GWh
3.434
3.449
3.392
3.539
509
536
1.507
1.550
244.426
250.652
251.046
255.038
1.186
4.111
4.106
4.391
7.304
7.332
7.524
7.609
761
769
774
781
9.957
10.129
10.459
10.842
(c=a+b)
Totale
Energia elettrica distribuita (1)
Clienti vincolati
Clienti idonei
(8)
(8)
(8)
(8)
3,1
204,5
4,3
270,2
4,2
2,7
8,9
Var % 20032006
2.640
3.957
4.992
7.902
1.400
2.086
3.035
2.305
10.736
20.840
18.484
22.267
2.213
2.131
2.032
2.037
228
196
720
828
141.453
136.961
129.676
120.385
691
1.115
1.042
921
5.413
4.922
4.741
4.387
899
1.846
1.887
1.430
1.620
3.706
4.796
5.965
552
504
485
443
8.005
7.731
7.513
6.671
(b)
2.136
3.196
3.085
-
-
631
1.186
1.923
3.000
594
6.729
7.802
10.376
513
586
653
612
-
(c)
Altro
(3)
Energia elettrica venduta
Clienti vincolati
427
761
625
431
1.951
2.398
2.462
5.949
(a)
Clienti idonei
Totale
4.853
8.224
10.220
13.024
1.628
2.282
3.755
3.133
152.189
157.801
148.160
142.652
2.942
6.007
7.761
9.886
6.906
13.497
14.430
16.193
1.492
1.851
1.763
1.486
9.956
10.129
10.120
12.620
(d=a+b+c)
(9)
(9)
(5)
168,4
92,4
-6,3
236,0
134,5
-0,4
26,7
Var % 20032006
Fonte: questionari e bilanci.
(1) Le percentuali di dispersione sulla rete di distribuzione nel 2006, per i soli operatori per cui è stato possibile acquisire l'informazione, sono: ACEA 6,2%, ASM 4,6% e ACEGAS-APS 5,4%.
(2) Cogenerazione, combustione biogas, turboespansori, fotovoltaico.
(3) Acquirente Unico, GRTN, Borsa Elettrica, grossisti.
(4) Termovalorizzatori di Terni e San Vittore (Fr).
(5) Esclusi nel 2006 ulteriori 1.039 GWh venduti tramite società partecipate e compresi 2.431 GWh relativi a AlpEnergia.
(6) Inceneritori di Padova e Trieste e turboespansori.
(7) Esclusi i 5.038 GWh nel 2004, 4.457 GWh nel 2005 e 4.948 GWh nel 2006 della Edipower con la quale sono attivi contratti di tolling dal gennaio 2004. Il consolidamento al 50% del gruppo Edison ha generato i seguenti apporti: nel 2005 (periodo 1.X.2005 - 31.XII.2005), termoelettrica 4.288 GWh, idroelettrica
286 GWh, eolica 61 GWh, Edipower 1.597 GWh; nel 2006, termoelettrica 17.995 GWh, idroelettrica 1.525 GWh, eolica 229 GWh, Edipower 6.213 GWh.
(8) Dati relativi ai clienti allacciati alla rete di AEM Elettricità.
(9) Il consolidamento al 50% del Gruppo Edison ha generato ulteriori vendite per 7.036 GWh nel 2005 (periodo 1.X.2005-31.XII.2005) e per 32.700 GWh nel 2006.
(10) Produzione propria, esclusi 3.617 GWh nel 2005 e 3.835 GWh nel 2006 relativi ad impianti Endesa Italia.
(11) Energia elettrica netta prodotta in Italia da ENEL Produzione e da ENEL Green Power (incorporata da ENEL Produzione nel 2005) da fonti rinnovabili (biomassa, geotermica, eolica e solare).
(12) La distinzione tra clientela vincolata e idonea deriva da nostre stime.
(13) Esclusi 2.470 GWh nel 2006, 2.288 GWh nel 2005 e 2.511 GWh nel 2004 relativi ad impianti Edipower (quota pari al 10% della propria produzione) con cui è attivo un contratto di tolling .
2003
2004
2005
2006
ACEA
Idroelettrica
Termoelettrica
Energia elettrica prodotta
TABELLA 2.2 – ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA, DISTRIBUITA E VENDUTA
77
699.932
798.600
939.600
958.400
454.300
457.231
461.466
466.167
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
ASM
ENEL
HERA
IRIDE (AES Torino)
ITALGA S
NAPOLETANAGA S
unità
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(1)
(1)
(1)
(1)
12,4
9,8
2,6
36,9
29,8
42,4
-1,7
n.c.
Var % 20032006
3.120
3.191
4.420
4.876
1.125
1.130
1.135
1.139
22.796
23.387
23.395
23.701
3.245
3.301
3.258
3.269
176
180
185
186
15.935
16.740
17.137
17.359
723
789
1.427
1.564
16.505
18.144
17.866
18.537
5.360
5.409
7.362
7.896
10.689
11.236
11.506
11.796
2.883
2.941
3.662
3.651
2.435
2.447
2.459
2.470
490
492
493
497
1.327
1.354
1.529
1.593
n.d.
1.752
1.772
1.789
BP
(c)
n.d.
406
408
414
AP e MP
(b)
km
3.968
4.090
4.685
4.833
38.731
40.127
40.532
41.060
1.301
1.310
1.320
1.325
8.480
8.600
11.782
12.772
27.194
29.380
29.372
30.333
4.210
4.295
5.191
5.244
2.925
2.939
2.952
2.967
n.d.
2.158
2.180
2.203
Totale
(d=b+c)
(3)
(3)
(3)
(3)
Lunghezza della rete (a fine anno)
21,8
6,0
1,8
50,6
11,5
24,6
1,4
n.c.
Var % 20032006
185
184
194
195
109
107
112
113
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
191
191
210
214
404
405
407
409
349
349
350
352
157
155
146
145
224
250
213
197
83
93
80
75
95
95
106
107
65
65
75
74
109
108
120
126
344
346
346
333
286
288
288
277
66
67
73
77
n.c.
145
144
144
(a/c)
(a/d)
n.c.
118
117
117
Solo BP
Rete totale
Clienti/km
(1) Clienti finali allacciati alla rete di AEM Gas.
(2) La società svolge attività di vettoriamento ed i clienti sono "indiretti", ovvero serviti per conto delle società venditrici di gas naturale; per la Napoletanagas si tratta dei clienti serviti dalla
controllata Napoletanagas Clienti che sono pari a: 620.752 nel 2003, 674.125 nel 2004, 685.800 nel 2005, 697.784 nel 2006.
(3) La lunghezza della rete è stata desunta dalla Relazione Annuale dell'AEEG (vari anni).
AP: Alta Pressione; MP: Media Pressione; BP: Bassa Pressione
621.110
632.029
684.303
698.373
4.213.598
4.308.443
4.536.503
4.625.948
1.795.919
1.966.264
2.143.100
2.331.051
274.236
278.714
388.975
390.645
837.237
845.601
851.270
822.864
2003
2004
2005
2006
AEM
n.d.
254.005
255.906
258.343
2003
2004
2005
2006
ACEGAS-APS
(a)
Numero clienti (a fine anno)
TABELLA 2.3 – NUMERO DI CLIENTI ED ESTENSIONE DELLA RETE DEL GAS
TABELLA 2.4 – GAS VETTORIATO E VENDUTO
Gas vettoriato
Gas venduto per
cliente
Gas venduto
Mmc
ACEGAS-APS
2003
2004
2005
2006
n.d.
496
515
481
n.d.
772
713
512
n.c
2.190
2.606
2.105
AEM
2003
2004
2005
2006
1.236
1.282
1.365
1.180
1.141
1.126
1.168
1.044
2.839
2.848
2.976
2.703
ASM
2003
2004
2005
2006
538
655
915
865
629
666
868
824
2.294
2.390
2.232
2.109
ENEL
2003
2004
2005
2006
3.493
3.633
3.924
3.664
4.445
5.186
5.089
4.545
2.475
2.637
2.375
1.950
HERA
2003
2004
2005
2006
1.661
1.912
2.399
2.312
1.634
2.062
2.786
2.409
2.335
2.582
2.965
2.514
IRIDE
2003
2004
2005
2006
682
727
719
703
(2)
...
...
...
1.292
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
2003
2004
2005
2006
6.833
6.903
7.276
6.807
(2)
2003
2004
2005
2006
465
485
545
540
(2)
ITALGAS
NAPOLETANAGAS
(1)
(1)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(2)
(3)
...
...
...
…
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
458
486
568
524
738
721
828
751
(1) Esclusi nel 2006 ulteriori 2.664 (919 nel 2005 - periodo 1.X.2005-31.XII.2005) milioni di mc relativi alle
vendite a clienti finali del gruppo Edison e 4.156 (1.053 nel 2005 - periodo 1.X.2005-31.XII.2005) milioni di mc
ceduti alle centrali termoelettriche sempre con riferimento al gruppo Edison.
(2) Per Iride si tratta del gas vettoriato da AES Torino nel Comune di Torino; per Napoletanagas il gas venduto è
relativo alla controllata Napoletanagas Clienti. Per Italgas il 91% del gas vettoriato è venduto da ENI Divisione
Gas & Power.
(3) Gas commercializzato tramite IRIDE Mercato (e società da essa controllate o partecipate) e da Plurigas.
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
78
TABELLA 2.5 – PUN E LIQUIDITA’ DELLA BORSA ELETTRICA (MEDIE TRIMESTRALI)
Periodo
PUN (*)
Liquidità (**)
media trimestrale
Aprile - Giugno 2004
Luglio - Settembre 2004
Ottobre - Dicembre 2004
Gennaio - Marzo 2005
Aprile - Giugno 2005
Luglio - Settembre 2005
Ottobre - Dicembre 2005
Gennaio - Marzo 2006
Aprile - Giugno 2006
Luglio - Settembre 2006
Ottobre - Dicembre 2006
Gennaio - Marzo 2007
Aprile - Giugno 2007
Luglio - Settembre 2007
Ottobre - Novembre 2007
€ cent.
%
53,3
59,3
52,9
65,5
54,3
66,6
69,0
77,8
69,0
78,5
73,9
69,2
61,9
72,2
80,3
28,5
29,7
28,8
65,5
61,5
62,8
61,4
62,5
57,3
59,5
59,1
64,3
67,2
68,2
67,9
(*) PUN: Prezzo Unico Nazionale;
(**) Liquidità: rapporto tra domanda di energia elettrica formulata in Borsa e
la domanda complessiva del sisatema Italia.
Fonte: GME.
79
80
(4)
(5)
ENEL
HERA
IRIDE
##
##
##
##
0,82
0,71
0,60
0,53
0,58
0,50
0,46
0,61
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,74
0,79
1,07
1,22
1,13
0,97
0,59
0,55
0,55
0,50
0,80
0,67
0,02
0,13
0,61
0,28
1,00
0,80
0,86
0,46
(d)
Costi totali
6,75
6,86
7,11
7,85
9,06
8,01
7,54
9,04
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
4,57
4,91
6,38
7,82
5,29
6,85
7,09
6,34
2,98
2,10
3,22
2,26
6,61
6,01
7,81
8,85
6,04
5,42
6,18
7,65
(e = b+c+d)
€ cent. / kWh
Ammortamenti
0,85
0,80
0,86
0,87
0,85
0,81
0,85
0,89
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,78
0,72
0,80
0,77
0,81
0,83
0,92
0,87
0,60
0,53
0,54
0,48
0,92
0,73
0,88
0,86
0,86
0,74
0,79
0,83
(e/a)
6,97
6,87
2,67
1,40
3,36
3,24
3,75
2,94
1,21
1,70
1,18
1,21
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,48
0,60
0,52
0,85
1,57
1,85
1,38
1,15
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
1,28
1,89
1,59
2,37
1,88
1,76
1,22
4,66
3,67
1,72
2,26
0,93
2,01
1,84
2,70
2,41
1,21
1,38
0,66
0,95
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,81
0,59
9,04
3,19
(f)
Investimenti
0,54
2,21
1,05
1,39
1,00
1,89
1,61
1,55
(a-e)
Margine
(f/a)
0,42
0,38
0,45
0,32
0,66
0,70
0,30
0,14
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,08
0,09
0,07
0,08
0,29
0,21
0,16
0,64
0,73
0,44
0,38
0,20
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,11
0,08
1,16
0,35
26,49
25,31
24,01
21,00
36,12
37,37
23,08
24,68
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
17,83
20,36
28,00
32,08
22,23
18,68
20,29
21,63
18,03
16,69
22,06
15,67
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
20,23
20,28
30,68
15,27
Imm. materiali
lordi
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
(6) Dati comunicati dalla società, comprensivi della produzione di calore. I dati del 2006 si riferiscono ad IRIDE Energia (pro forma ) ed includono componenti economiche non strettamente correlate alla generazione. Solo i ricavi unitari sono
esposti escludendo e comprendendo la produzione di calore.
(1) Dati relativi ad AceaElectrabel Produzione. Gli investimenti del 2005 sono per lo più riferiti alla centrale di Leinì ed escludono l'acquisizione del contratto di manutenzione per conto di Ansaldo Energia.
(2) Dati desunti dal bilancio redatto ex Delibera 310-2001 (unbundling ).
(3) Dati comunicati dalla società; produce principalmente energia da termovalorizzazione.
(4) Dati relativi ad ENEL Produzione (bilancio da unbundling ex Delibera 310-2001 presentato da Enel Produzione su base volontaria); indici calcolati sulla produzione lorda.
(5) La società opera marginalmente nella produzione di energia elettrica e solo collateralmente al business ambientale (termovalorizzazione).
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
2003
2004
2005
2006
Media
(escluse ENEL ed AEM)
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,98
0,87
0,49
0,84
7,50
6,64
6,59
7,59
6,28 - 10,63
5,99 - 9,86
6,40 - 8,92
7,92 -10,19
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
(6)
7,96
8,56
8,29
9,07
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,40
0,42
0,47
0,51
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
3,43
3,70
4,84
6,09
5,85
6,80
7,97
10,19
4,16
5,88
6,50
5,79
6,51
8,23
7,74
7,29
0
0
0
0
##
##
##
##
0,50
0,49
0,62
0,40
0,01
0,00
0,01
0,10
0,61
0,61
0,66
0,29
(c)
Costo del lavoro
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
(3)
ASM
1,92
1,10
1,80
1,19
6,58
5,88
7,19
8,47
7,15
8,22
8,87
10,24
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
4,99
3,94
5,92
4,67
4,43
4,02
4,66
6,90
7,04
7,31
7,79
9,20
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
(2)
ACEGAS-APS
(b)
(a)
2003
2004
2005
2006
AEM
(1)
ACEA
Costi operativi
netti
Ricavi
TABELLA 2.6 – RICAVI, COSTI E INVESTIMENTI UNITARI NELLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
81
2,24
2,01
1,94
2,01
0,76
0,76
0,64
0,71
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,32
0,29
0,31
0,29
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,44
0,41
0,48
0,44
0,36
0,19
0,18
0,19
0,31
0,27
0,29
0,26
0,40
0,18
0,70
0,53
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
(c)
Costo del lavoro
€ cent. / kWh
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,80
0,55
0,56
0,57
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,49
0,19
0,20
0,21
0,99
0,42
0,54
0,36
0,79
0,66
0,71
0,66
0,93
0,84
0,87
0,82
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
(d)
Ammortamenti
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
1,51
1,15
1,22
1,08
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
1,11
0,74
0,84
0,88
2,61
1,39
1,48
1,37
1,65
1,60
1,50
1,49
2,03
1,83
1,89
2,71
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
(e=b+c+d)
Costi totali
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,85
0,63
0,66
0,57
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,63
0,42
0,46
0,48
1,00
0,90
0,84
0,75
0,70
0,76
0,80
0,78
0,88
0,70
0,80
0,82
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
(e/a)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,33
0,30
0,31
0,32
1,03
0,52
0,60
0,66
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,26
0,68
0,64
0,82
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,38
0,33
0,34
0,46
10,62
0,37
0,71
0,42
0,00
0,16
0,28
0,44
0,64
1,03
1,00
0,96
0,38
0,40
0,41
0,49
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,61
0,74
0,77
0,99
(f)
Investimenti
0,71
0,50
0,38
0,42
0,27
0,78
0,49
0,61
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
(a-e)
Margine
(f/a)
0,46
0,26
0,31
0,33
0,18
0,16
0,17
0,17
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,22
0,19
0,18
0,25
4,07
0,24
0,40
0,23
0,16
0,19
0,22
0,25
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,27
0,35
0,38
0,47
12,12
11,19
11,31
11,49
8,89
9,17
9,47
9,06
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
14,02
14,32
14,42
14,27
25,89
7,86
8,14
8,02
8,78
9,05
8,62
8,50
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
14,03
14,77
15,09
15,78
Imm. Tecnici
lordi
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
(1) Nostre stime su dati dal bilancio Acea Distribuzione.
(2) Dati desunti dal bilancio redatto ex Delibera n. 310-2001 (unbundling ). I dati unitari risentono della inclusione nell'attività di distribuzione dell'import di energia elettrica dalla Slovenia. Al netto di tale componente di ricavo unitario
del 2006 sarebbe di 2,64 centesimi.
(3) Dati desunti dal bilancio redatto ex Delibera n. 310-2001 (unbundling ) di AEM Elettricità.
(4) Dati desunti dal bilancio redatto ex Delibera n. 310-2001 (unbundling ) di ENEL Distribuzione.
(5) Fonte: Bilancio HERA, vari anni.
2003
2004
2005
2006
0,39
0,31
0,35
0,21
1,77
1,83
1,86
1,91
##
##
##
##
Media
(esclusa ENEL)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
2,02
1,87
2,25
2,31
0
0
0
0
2003
2004
2005
2006
(5)
HERA
2003
2004
2005
2006
0,18
0,14
0,16
0,23
1,75
1,77
1,84
1,84
0
0
0
0
2003
2004
2005
2006
(4)
ENEL
IRIDE
1,27
0,78
0,76
0,82
2,61
1,54
1,76
1,81
0,55
0,67
0,50
0,57
2,36
2,10
1,88
1,91
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
##
##
##
##
(3)
AEM
0,71
0,80
0,32
1,36
2,31
2,61
2,38
3,32
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
(2)
ACEGAS-APS
0,98
0,97
0,82
0,88
2,27
2,16
2,05
2,09
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
(b)
(a)
ASM
(1)
ACEA
Costi operativi
netti
Ricavi
TABELLA 2.7 – RICAVI, COSTI E INVESTIMENTI UNITARI NELLA DISTRIBUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
82
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
ACEGAS-APS
AEM
ASM
ENEL
HERA
IRIDE
2003
2004
2005
2006
9,59
9,10
9,89
11,72
9,22
8,92
9,58
11,38
10,38
8,45
9,10
11,46
7,05
8,54
9,72
11,11
## 7,78 / 7,14
## 8,98 / 8,55
## 10,56 / 9,50
## 12,43 / 11,04
2003
2004
2005
2006
10,55
8,54
9,38
11,78
11,91
11,44
12,49
14,08
12,48
11,89
12,78
14,48
0
0
0
0
2003
2004
2005
2006
##
##
##
##
9,48
10,35
11,45
12,55
10,08
10,45
11,64
12,78
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
0,23
0,12
0,25
0,51
6,73
7,00
7,98
9,23
7,07
7,28
8,40
9,57
##
##
##
##
2003
2004
2005
2066
##
##
##
##
0,19
0,20
0,21
0,21
10,17
12,04
8,77
8,97
10,79
11,65
9,07
9,24
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
(c)
0,03
0,04
0,06
0,06
0,03
0,02
0,02
0,02
0,05
0,04
0,04
0,03
0,01
0,02
0,01
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,02
0,09
0,11
0,11
(b)
10,51
10,55
10,98
13,50
(a)
10,85
10,73
11,08
13,70
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
Costo del lavoro
Costi operativi
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,04
0,06
0,05
0,05
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,01
0,01
0,01
0,02
0,06
0,05
0,05
0,05
0,12
0,13
0,20
0,19
0,15
0,00
0,07
0,08
0,14
0,14
0,11
0,11
(d)
€ cent. / kWh
Ammortamenti
9,35
9,06
9,74
11,54
10,45
8,53
9,16
11,53
7,27
8,66
9,97
11,62
12,11
11,65
12,71
14,30
9,59
10,44
11,54
12,63
6,86
7,15
8,19
9,42
10,31
12,04
8,84
9,05
10,66
10,78
11,20
13,71
(e=b+c+d)
Costi totali
0,97
1,00
0,98
0,98
0,98
0,99
1,00
0,98
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,97
0,98
0,99
0,99
0,95
1,00
0,99
0,99
0,97
0,98
0,98
0,98
0,96
1,03
0,97
0,98
0,98
1,01
1,01
1,00
(e/a)
0,01
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,24
0,04
0,15
0,18
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
0,07
0,11
0,08
0,07
-
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
-
(f)
Investimenti
0,10
0,01
0,21
0,25
0,51
0,32
0,59
0,81
0,37
0,24
0,07
0,18
0,49
0,01
0,10
0,16
0,21
0,14
0,20
0,16
0,48
-0,39
0,23
0,19
0,18
-0,05
-0,12
-0,01
(a-e)
Margine
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
(1) Dati relativi ad AceaElectrabel Elettricità che cede energia sia sul mercato vincolato che su quello libero (dal giugno 2005). Nel 2005 il ricavo unitario per kWk ceduto al mercato vincolato era di 11,04 centesimi,
nel 2006 di 12,55 centesimi.
(2) Dati desunti dal bilancio redatto ex Delibera 310-2001 (unbundling ). Solo clientela vincolata.
(3) Dati desunti dal bilancio redatto ex Delibera 310-2001 (unbundling ) di AEM Elettricità. Solo clientela vincolata.
(4) Clientela idonea e vincolata.
(5) Clientela vincolata.
(6) Dati relativi sia a clientela vincolata che idonea, comprensivi della attività di distribuzione. I valori del fatturato sono relativi alla distribuzione e vendita ed alla sola vendita.
(7) Clientela idonea, AU, GRTN e grossisti, esclusi i clienti vincolati.
Media
(esclusa ENEL)
(1)
ACEA
Ricavi
TABELLA 2.8 – RICAVI, COSTI ED INVESTIMENTI UNITARI NELLA VENDITA DI ENERGIA ELETTRICA
83
9,35
8,79
8,78
8,68
0
0
0
0
2003
2004
2005
2006
2003
2004
2005
2006
Media
(esclusa ITALGAS)
##
##
##
##
10,80
9,63
9,58
8,90
15,78
13,81
14,70
13,43
1,21
1,12
1,74
1,51
0,29
0,47
1,98
2,27
2,06
1,94
1,47
1,91
2,60
2,50
2,14
2,21
6,17
6,01
4,86
4,83
1,86
1,98
1,77
1,81
4,77
3,40
2,99
3,44
6,19
2,05
2,07
2,40
1,46
1,39
1,65
1,80
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
2,04
2,14
1,48
2,34
n.d.
1,46
1,37
1,52
8,58
7,02
6,87
7,16
12,64
8,53
8,91
9,51
5,38
5,32
4,89
5,52
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
5,29
5,10
4,94
5,81
n.d.
2,41
2,57
2,81
8,48
7,42
7,35
7,07
(e=b+c+d)
€ cent. / metro cubo
Costi totali
0,79
0,73
0,72
0,80
0,80
0,62
0,61
0,71
0,58
0,60
0,56
0,64
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,74
0,76
0,69
0,86
n.c.
0,45
0,54
0,57
0,81
0,78
0,80
0,84
(e/a)
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
(1) AES Torino opera nel vettoriamento sia di gas che di calore; ciò non rende possibile l'attribuzione al solo vettoriamento di gas della propria quota di costi ed investimenti.
(2) Fonte: bilanci, vari anni. Nel 2003 i costi operativi netti e gli ammortamenti sono al netto di rettifiche di valore effettuate in applicazione di norme tributarie.
2003
2004
2005
2006
NAPOLETANAGAS
(2)
(2)
(2)
(2)
ITALGAS
(1)
(1)
(1)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
(1)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
9,12
9,11
8,79
8,86
0
0
0
0
2003
2004
2005
2006
IRIDE (AES Torino)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
6,10
5,90
5,28
5,34
0
0
0
0
2003
2004
2005
2006
HERA
1,11
1,28
1,16
1,21
2,14
1,68
2,30
2,26
7,10
6,70
7,18
6,74
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
ASM
n.d.
0,39
0,39
0,40
n.d.
0,57
0,81
0,89
5,42
4,55
4,36
4,72
(d)
(c)
1,91
1,79
1,72
1,74
Ammortamenti
Costo del lavoro
n.d.
5,32
4,81
4,90
2003
2004
2005
2006
1,16
1,07
1,28
0,61
10,53
9,55
9,14
8,40
ACEGAS-APS
(Provincia di Padova)
##
##
##
##
2003
2004
2005
2006
(b)
(a)
AEM
Costi operativi
Ricavi
2,22
2,62
2,71
1,74
3,14
5,27
5,79
3,92
3,97
3,48
3,89
3,16
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
1,81
1,60
2,23
0,93
n.c.
2,91
2,23
2,09
2,05
2,13
1,79
1,34
(a-e)
Margine
TABELLA 2.9 – RICAVI, COSTI ED INVESTIMENTI UNITARI NELLA DISTRIBUZIONE DEL GAS
2,65
4,94
3,35
2,74
3,68
6,67
10,24
3,72
3,16
2,61
2,78
2,73
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
3,13
10,09
1,61
2,30
n.d.
1,09
0,83
1,22
2,06
1,65
1,78
2,60
(f)
Investimenti
(f/a)
0,25
0,51
0,35
0,31
0,23
0,48
0,70
0,28
0,34
0,30
0,32
0,31
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
0,44
1,51
0,22
0,34
n.c.
0,21
0,17
0,25
0,20
0,17
0,19
0,31
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
158,44
164,97
78,85
79,49
76,51
76,79
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
45,27
42,44
32,39
33,92
n.c.
36,51
36,13
40,31
44,76
45,00
41,64
45,02
Imm. materiali
lorde
TABELLA 2.10 – RICAVI, COSTI ED INVESTIMENTI UNITARI NELLA VENDITA DEL GAS
Ricavi
Costi operativi
Ammortamenti
Costo del lavoro
Costi totali
Margine
€ cent. / metro cubo
(a)
(b)
(c)
(d)
AEM
2003
2004
2005
2006
##
##
##
##
35,99
35,60
40,13
44,53
32,66
31,89
36,05
43,17
0,21
0,23
0,27
0,30
0,89
0,86
0,71
0,71
(e=b+c+d)
(e/a)
(a-e)
33,75
32,98
37,03
44,18
0,94
0,93
0,92
0,99
2,24
2,62
3,10
0,35
ACEGAS-APS
Provincia di Padova
2003
2004
2005
2006
##
##
##
##
n.d
29,56
29,69
36,10
n.d.
27,22
28,48
35,77
n.d.
0,60
0,54
0,53
n.d.
0,00
0,00
0,00
n.c.
27,82
29,02
36,30
n.c.
0,94
0,98
1,01
n.c.
1,74
0,67
-0,20
ASM
2003
2004
2005
2006
##
##
##
##
27,53
27,88
32,35
38,07
26,21
26,06
31,41
37,34
0,20
0,20
0,18
0,22
0,21
0,23
0,38
0,46
26,62
26,50
31,97
38,02
0,96
0,94
0,98
1,00
0,91
1,38
0,38
0,05
ENEL
2003
2004
2005
2006
0
0
0
0
28,89
26,89
31,44
37,83
26,83
24,87
29,61
36,74
0,28
0,30
0,33
0,38
1,07
0,08
0,12
1,67
28,18
25,25
30,06
38,79
0,98
0,94
0,96
1,03
0,71
1,64
1,38
-0,95
HERA
2003
2004
2005
2006
0
0
0
0
31,48
28,60
31,27
41,00
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
NAPOLETANAGAS
2003
2004
2005
2006
##
##
##
##
40,19
40,06
43,03
49,16
36,60
35,64
40,01
45,75
1,15
1,09
1,01
1,33
0,24
0,23
0,01
0,02
38,00
36,96
41,03
47,10
0,95
0,92
0,95
0,96
2,19
3,10
2,00
2,07
Media
(esclusa ENEL)
2003
2004
2005
2006
34,47
34,29
38,17
43,32
31,65
30,99
35,37
41,73
0,40
0,40
0,40
0,50
0,56
0,54
0,45
0,47
32,61
31,93
36,22
42,70
0,95
0,93
0,95
0,99
1,86
2,36
1,95
0,62
(1)
(1)
(1)
(1)
(1) L'ammortamento è per lo più riferito al ramo d'azienda relativo alla vendita di gas naturale ricevuto da AEM Gas.
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
TABELLA 2.11 – TASSI DI INVESTIMENTO QUADRIENNALI
Cumulo investimenti 2003-2006 / immobilizzazioni materiali lorde a fine 2006
Gruppo
Produzione EE
Distribuzione EE
Distribuzione Gas
%
ACEA
ACEGAS-APS
AEM
IRIDE
ASM Bs
ENEL
HERA
Italgas
Napoletana Gas
29,5
25,4
17,9
26,7
35,1
12,9
37,9
14,5
16,1
(1) Dati AceaElectrabel Produzione.
(2) Dati Acea Distribuzione.
Fonte: nostre elaborazioni su dati bilancio.
84
48,1
n.c.
43,2
39,0
38,3
8,3
n.d.
-
(1)
19,2
n.c.
19,3
13,9
53,6
10,3
n.c.
-
(2)
18,3
40,1
...
n.c.
15,0
14,1
TABELLA 2.12 – CALL CENTER
N. chiamate
pervenute
N. chiamate
abbandonate o senza
risposta
(a)
(b)
(b/a)*100
(secondi)
Tempo medio di attesa
prima della risposta
ACEA (1)
2003
2004
2005
2006
1.064.241
1.634.442
2.175.802
2.410.490
367.802
202.025
354.589
382.927
34,6
12,4
16,3
15,9
192
90
116
178
ACEGAS-APS (2)
2003
2004
2005
2006
136.359
142.586
123.003
128.853
11.003
8.977
12.403
31.182
8,1
6,3
10,1
24,2
73
78
155
156
AEM
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
ASM
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
ENEL (3)
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
16,0 - 16,0
10,0 - 17,0
12,0 - 17,0
n.d.
180 - 65
139 - 137
117 - 213
HERA (4)
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
12,4
12,9
5,9
n.d.
103
70
35
IRIDE (5)
2003
2004
2005
2006
285.847
262.508
262.662
284.171
23.318
16.266
19.289
20.012
8,2
6,2
7,3
7,0
53
45
61
61
(1) Si tratta del traffico telefonico complessivo, così composto nel 2006: 55% elettrico commerciale, 17% guasti elettrici, 9% idrico commerciale,
9% guasti idrici e per la quota residua illuminazione pubblica e cimiteriale. Il tempo medio di attesa deriva da nostre stime. Prima del 2006 il
traffico telefonico esclude le chiamate per segnalazioni di guasti dei servizi elettrici ed idrici. Dati desunti dal bilancio di sostenibilità.
(2) Si tratta del numero complessivo delle chiamate per i settori elettricità, gas e acqua.
(3) Valori riferiti rispettivamente al settore elettrico ed a quello del gas.
(4) Dati desunti dal Bilancio di Sostenibilità.
(5) Dati relativi al call center Energia elettrica e teleriscaldamento di Torino.
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
85
TABELLA 2.13 – ILLUMINAZIONE PUBBLICA
di cui:
illuminazione
artistica
Punti luce
gestiti
(a)
Lampade
gestite
Tempo medio di
sostituzione
lampade spente
(b)
(gg)
Abitanti serviti /
punti luce gestiti
ACEA (1)
2003
2004
2005
2006
144.000
150.000
153.672
157.390
10.500
10.500
10.500
10.700
164.000
172.000
175.659
176.334
22,0
16,0
11,5
8,6
22,8
21,8
22,1
21,6
ACEA (2)
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
48.153
48.153
n.d.
n.d.
4.387
4.400
n.d.
n.d.
58.943
59.622
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
23,1
23,9
ACEGAS-APS
2003
2004
2005
2006
21.205
21.508
21.865
22.826
2.546
2.739
3.055
3.840
21.526
21.809
22.166
23.096
0,6
0,6
0,6
0,6
12,0
11,9
11,8
11,7
AEM
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
n.d.
94.361
n.d.
n.d.
n.d.
6.347
119.532
122.595
125.244
126.918
n.d.
n.d.
n.d.
2,0
n.c.
n.c.
n.c.
23,9
ASM
2003
2004
2005
2006
35.291
35.828
54.517
55.619
1.448
1.570
2.160
2.284
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
2,1
2,1
1,9
1,8
HERA (5)
2003
2004
2005
2006
202.000
225.123
258.649
271.250
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.c.
n.c.
n.c.
n.c.
IRIDE
2003
2004
2005
2006
n.d.
n.d.
83.687
88.682
n.d.
n.d.
4.899
5.231
n.d.
n.d.
88.920
92.236
n.d.
n.d.
1,5
1,9
n.c.
n.c.
11,4
10,8
(3)
(3)
(3)
(3)
(4)
(4)
(4)
(4)
5,3
5,3
5,2
5,2
(1) Solo città di Roma.
(2) Solo città di Napoli.
(3) Così suddivisi: 2003, Brescia 35.197, Provincia di Brescia 94; 2004, Brescia 35.731, Provincia di Brescia 97; 2005, Brescia 36.086, Bergamo 19.329,
Provincia di Brescia 102; 2006, Brescia 36.504, Bergamo 19.012, Provincia di Brescia 103.
(4) Solo Comune di Brescia.
(5) Dati relativi ad HERA Luce Srl.
Fonte: questionari, se non diversamente specificato.
86
(4)
(4)
(4)
(4)
TABELLA 2.14 – INDICI DI CONTINUITÀ DEL SERVIZIO DI DISTRIBUZIONE DI
ENERGIA ELETTRICA
Interruzione di responsabilità del distributore in aree ad alta
concentrazione abitativa
Senza preavviso
Minuti di
Numero di
interruzione per interruzioni per
cliente all'anno cliente all'anno
Minuti di
Numero di
interruzione per interruzioni per
cliente all'anno cliente all'anno
Durata media di
ciascuna
interruzione
(minuti)
61,73
72,47
69,97
63,50
59,77
57,95
64,23
1,30
1,54
1,50
1,34
1,25
1,38
1,39
47,45
47,01
46,81
47,53
47,85
42,02
46,45
18,46
15,88
12,84
18,86
22,18
28,79
19,50
0,15
0,15
0,12
0,18
0,19
0,26
0,18
122,67
105,7
103,22
103,63
117,36
111,59
110,70
34,29
24,59
38,93
35,63
29,35
18,50
30,22
1,09
0,71
1,42
1,42
0,64
0,45
0,96
31,46
34,68
27,36
25,11
45,58
41,58
34,30
26,08
23,15
24,29
27,16
27,18
25,97
25,64
0,25
0,24
0,23
0,24
0,21
0,20
0,23
104,32
95,26
105,16
113,66
126,39
130,48
112,55
34,90
33,58
36,84
25,97
34,50
25,44
31,87
1,29
0,80
1,20
0,64
0,84
0,90
0,95
27,04
41,80
30,73
40,76
41,12
28,27
34,95
63,63
40,67
31,95
26,69
23,21
33,32
36,58
1,04
0,7
0,6
0,46
0,32
0,46
0,60
61,34
57,76
53,42
57,78
73,46
73,06
62,80
28,76
22,90
17,89
12,05
11,32
14,28
17,87
1,04
0,82
0,85
0,31
0,40
0,52
0,66
27,55
27,86
20,97
38,64
28,30
27,46
28,46
16,91
18,09
22,07
14,96
12,03
11,13
15,87
0,28
0,34
0,46
0,29
0,28
0,23
0,31
59,98
53,52
47,97
51,57
42,96
48,39
50,73
87,20
64,53
53,15
47,41
68,26
50,95
61,92
2,62
2,07
2,14
1,91
2,61
2,41
2,29
33,33
31,18
24,84
24,78
26,14
21,18
26,91
16,13
20,78
20,86
16,71
16,46
13,87
17,47
0,09
0,10
0,11
0,08
0,08
0,07
0,09
174,95
208,23
197,39
199,04
198,93
205,56
197,35
24,75
21,68
14,97
11,37
n.d.
17,45
18,04
1,13
1,21
1,20
0,77
n.d.
1,59
1,18
21,82
17,91
12,47
14,77
n.d.
10,97
15,59
44,8
17,17
103,65
19,95
n.d.
9,89
39,09
0,4
0,2
1,07
0,2
n.d.
0,15
0,40
112,85
84,57
96,87
99,75
n.d.
65,63
91,93
35,39
26,87
27,93
20,61
26,92
23,57
26,88
1,27
0,97
1,00
0,74
0,83
0,95
0,96
27,86
27,55
27,78
27,70
32,40
24,71
28,00
15,67
8,31
10,84
14,94
16,52
21,17
14,58
0,24
0,14
0,19
0,22
0,19
0,28
0,21
66,40
60,46
57,58
69,18
86,96
74,3
69,15
Massimo (peggior risultato)
Minimo (miglior risultato)
Media 2001-2006
64,23
17,87
35,86
2,29
0,66
1,20
46,45
15,59
30,66
39,09
14,58
24,10
0,60
0,09
0,29
197,35
50,73
99,32
media 2001
media 2002
media 2003
media 2004
media 2005
media 2006
43,86
38,09
37,10
30,93
38,35
29,73
1,39
1,16
1,33
1,02
1,10
1,17
30,93
32,57
27,28
31,33
36,90
28,03
28,81
20,58
32,36
19,90
19,60
20,59
0,35
0,27
0,40
0,24
0,21
0,24
100,36
95,07
94,52
99,23
107,68
101,29
ACEA Roma
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Con preavviso
Durata media di
ciascuna
interruzione
(minuti)
media 01-06
ACEGASAPS
- Trieste
2001
2002
2003
2004
2005
2006
media 01-06
AEM -Milano
2001
2002
2003
2004
2005
2006
media 01-06
ASM Brescia Brescia
2001
2002
2003
2004
2005
2006
media 01-06
ENEL Napoli
2001
2002
2003
2004
2005
2006
media 01-06
HERA Bologna
2001
2002
2003
2004
2005
2006
media 01-06
IRIDE Torino
2001
2002
2003
2004
2005
2006
media 01-06
Fonte: AEEG.
87
TABELLA 2.15 – INDICATORI DELLA QUALITÀ DEL GAS
% di rete ispezionata annualmente
ad alta e media
pressione
a bassa pressione
Numero di
dispersioni
localizzate per km
di rete ispezionata
Numero di
dispersioni
localizzate su
segnalazione di
terzi per km di rete
Pronto intervento su impianto di
distribuzione
% di rispetto dello
standard (60 minuti)
Tempo medio
effettivo (minuti)
ACEGAS-APS
2002
2003
2004
2005
2006
media 02-06
100,0
33,7
96,4
84,0
82,0
79,2
80,3
23,9
64,0
73,7
79,8
64,3
0,180
0,390
0,120
0,124
0,140
0,191
0,330
0,270
0,180
0,165
0,450
0,279
97,40
99,57
95,52
98,46
n.d.
97,7
35,00
30,10
45,90
37,00
n.d.
37,0
AEM Distribuzione
Gas (AEM Milano)
2002
2003
2004
(1) 2005
(1) 2006
media 02-06
100,0
100,0
100,0
97,9
96,1
98,8
100
75,8
72,5
69,2
74,3
78,4
0,120
0,110
0,170
0,160
0,840
0,280
0,560
0,330
0,359
0,363
4,230
1,168
90,64
93,08
91,05
95,61
81,76
90,43
53,20
42,00
45,40
39,30
55,61
47,10
ASM Brescia
2002
2003
2004
2005
(1) 2006
media 02-06
82,2
56,3
97,3
64,4
53,3
70,7
40,0
73,9
64,9
81,4
55,7
63,2
0,160
0,070
0,070
0,065
0,050
0,083
0,180
0,180
0,178
0,140
0,500
0,236
96,05
96,62
99,12
99,21
97,20
97,64
38,10
36,10
35,60
35,00
41,36
37,23
ENEL Rete Gas
2002
2003
2004
2005
(1) 2006
media 02-06
75,5
51,8
55,2
51,8
56,5
58,2
74,6
42,0
53,0
52,0
55,4
55,4
0,030
0,020
0,030
0,025
0,024
0,026
0,040
0,070
0,050
0,055
0,024
0,048
n.d.
99,20
99,96
98,04
98,73
98,98
n.d.
25,50
25,70
30,00
30,90
28,03
HERA
2002
2003
2004
2005
(1) 2006
media 02-06
30,0
39,8
44,5
32,5
35,4
36,4
36,9
41,9
35,6
32,7
36,1
36,6
0,100
0,040
0,053
0,058
0,052
0,061
0,080
0,360
0,380
0,124
0,082
0,205
92,29
94,44
93,83
94,74
96,30
94,32
46,90
44,30
41,90
37,00
36,00
41,22
IRIDE
2002
2003
2004
2005
(1) 2006
media 02-06
49,4
37,3
45,2
47,2
51,0
46,0
26,6
27,7
26,9
44,8
31,7
31,5
0,020
0,040
0,020
0,039
0,068
0,037
0,550
0,390
0,319
0,247
0,190
0,339
94,98
95,38
94,99
95,15
96,10
95,32
39,00
39,00
43,00
41,00
40,00
40,40
Italgas
2002
2003
2004
2005
(1) 2006
media 02-06
42,4
30,4
37,1
37,7
40,4
37,6
39,7
27,8
30,7
32,1
31,5
32,4
0,150
0,120
0,105
0,070
0,090
0,107
0,120
0,110
0,132
0,099
0,10
0,115
92,84
96,62
95,46
97,27
98,30
96,10
42,00
37,80
40,90
37,00
36,50
38,84
Napoletanagas
2002
2003
2004
2005
2006
media 02-06
43,3
38,5
51,3
43,5
43,7
44,1
36,1
29,7
32,6
36,6
30,3
33,1
0,130
0,070
0,097
0,165
n.d.
0,116
0,230
0,210
0,239
0,176
n.d.
0,214
92,13
98,20
94,34
97,95
n.d.
95,66
43,00
36,10
38,70
36,00
n.d.
38,45
0,280
0,026
0,113
1,168
0,048
0,326
98,98
95,43
95,77
47,10
28,03
38,53
0,111
0,108
0,083
0,088
0,181
0,261
0,240
0,230
0,171
0,913
93,76
96,64
95,53
97,05
94,73
42,46
36,36
39,64
36,54
40,06
Massimo
Minimo
Media 2002-2006
98,8
36,4
58,9
media 2002
media 2003
media 2004
media 2005
media 2006
(1) Fonte: questionari.
Fonte: AEEG, se non diversamente indicato.
88
65,4
48,5
65,9
57,4
57,3
78,4
31,5
49,4
54,3
42,8
47,5
52,8
49,4