L`energia elettrica e il gas
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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. 47 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) 48 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 49 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