Composizione del volume d affari (in milioni di Lire)

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1 Relazioni e Bilanci al 31 Dicembre

2 Composizione del volume d affari (in milioni di Lire) Contributi da CCSE Altri proventi Servizi Allacciamenti Calore Energia elettrica Struttura delle fonti (in milioni di Lire) Passività correnti Passività consolidate Patrimonio netto

3 Investimenti e cash flow (in milioni di Lire) Investimenti Cash flow Posizione finanziaria netta Margine operativo lordo e fatturato (in milioni di Lire) % % % % % 0 Fatturato Margine operativo lordo Mol/fatturato ,02% ,63% ,98% ,40% ,38% 0%

4 Utile d Esercizio (in milioni di Lire) Utile lordo di Utile netto di Principali dati economici e finanziari - AEM Torino Var. % Dati economici ** ** Volume d affari ,96 Valore aggiunto ,72 Costi per il personale (84.698) (86.136) (89.000) + 3,32 Margine operativo lordo ,98 Ammortamenti e accantonamenti (49.311) (58.936) (63.035) + 6,96 Margine operativo netto ,69 Risultato della gestione ordinaria ,79 Risultato prima delle imposte ,11 Imposte dell esercizio (5.141) (5.136) (15.043) * Utile netto di e di Terzi ,97 Utile netto di ,01 Dati patrimoniali Capitale investito netto ,97 Patrimonio netto del ,08 Patrimonio netto di Terzi * Posizione finanziaria netta ( ) ( ) ( ) 61,38 Dati finanziari Cash flow operativo (1) ,77 Investimenti tecnici ,22 Dati statistici ed indici Produzione di energia elettrica (GWh) 1.273, , ,6 + 13,09 Produzione di calore (GWh) 825, , ,0 + 9,00 Indebitamento finanziario netto / mezzi propri 0,43 0,62 0,15 76,56 Azioni ordinarie di AEM Torino S.p.A. (2) Utile netto per azione (3) ,35 ROS: Margine operativo netto / Volume d affari 16,02% 17,04% 15,09% ROI: Margine operativo netto / Capitale investito netto 7,70% 7,56% 7,15% * Superiore al 100% (2) Il numero delle azioni al 31 dicembre si riferisce al capitale sociale dopo la conversione in Euro. ** Dati consolidati di gruppo AEM Torino (3) L utile netto per azione è espresso in Lire. (1) Utile, ammortamenti e accantonamenti

5 Avviso di convocazione di Assemblea Ordinaria I Signori azionisti sono convocati in Assemblea Ordinaria presso la sede legale in Torino, via Bertola n. 48, per il giorno 24 aprile 2001 alle ore 11.30, in prima convocazione e, per il giorno 26 aprile 2001, alla stessa ora e nello stesso luogo, in seconda convocazione, per discutere e deliberare sul seguente: ORDINE DEL GIORNO 1. Bilancio al 31 dicembre, relazione degli Amministratori sulla gestione e relazione del Collegio Sindacale: deliberazioni inerenti e conseguenti. Hanno diritto di intervenire all Assemblea gli Azionisti in possesso di certificazione rilasciata ai sensi dell art. 85 del D. Lgs. n. 58/98 e dell art. 34 della delibera CONSOB n del 23/12/1998, emessa da intermediario aderente al sistema di gestione accentrata Monte Titoli S.p.A. Copia della documentazione prevista dalla normativa vigente sarà messa a disposizione degli Azionisti e del pubblico, entro i termini di legge, presso la sede sociale, la Borsa Italiana S.p.A. e sarà altresì disponibile sul sito Internet Il Presidente del Consiglio di Amministrazione Prof. Franco Reviglio

6 Sommario STRUTTURA DEL GRUPPO AEM TORINO MISSIONE CARICHE SOCIALI LETTERA AGLI AZIONISTI NOTIZIE RELATIVE AI TITOLI RELAZIONE SULLA GESTIONE AL 31 DICEMBRE 10 Quadro generale di riferimento 17 Settori di attività 29 Andamento economico e finanziario di AEM Torino S.p.A. 32 Andamento economico e finanziario del AEM Torino 42 Investimenti 45 Società controllate, collegate e partecipate 49 Rapporti con parti correlate 51 Attività di ricerca e sviluppo 53 Sicurezza e Ambiente 55 Qualità dei servizi erogati 56 Sistemi informativi 57 Risorse umane e Formazione 59 Comunicazione 60 Rapporti con la Comunità 61 Altre informazioni 65 Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell esercizio ed evoluzione prevedibile della gestione 67 Proposte del Consiglio di Amministrazione all Assemblea degli Azionisti BILANCIO D ESERCIZIO AL 31 DICEMBRE 70 Stato Patrimoniale 74 Conto Economico 76 Nota Integrativa 107 Allegati di Bilancio 120 Relazione del Collegio Sindacale sul Bilancio d esercizio 123 Relazione di certificazione sul Bilancio d esercizio BILANCIO CONSOLIDATO AL 31 DICEMBRE 126 Stato Patrimoniale consolidato 130 Conto Economico consolidato 132 Nota Integrativa 161 Allegati di Bilancio consolidato 174 Relazione del Collegio Sindacale sul Bilancio consolidato 175 Relazione di certificazione sul Bilancio consolidato 176 Sintesi delle deliberazioni dell Assemblea Ordinaria del 24 aprile

7 Struttura del AEM Torino AEM TORINO S.p.A. Energia Elettrica Teleriscaldamento e gas Servizi AEM TE srl 99,85% AES SpA 50% 5T Scrl 23,9% SIET SpA 99% CELPI Scrl 98,23% T.C.V.V. SpA 5% GAS ENERGIA PLURISERVIZI SpA 20% ENVIRONMENT PARK SpA 11,33% ELECTRONE SpA 25% CODIF Scrl 3% CONSORZIO ITALPOWER 25% TECNOCONS Scrl 1% STEL SpA 25% CESI SpA 0,50% CEB in liquidazione 33,3% AAM TORINO SpA 0,003% CONSORZIO PROMETEO 15% Controllate Collegate Altre Partecipate 3

8 Missione Il AEM Torino opera in campo energetico offrendo servizi integrati, a prezzi competitivi, nel rispetto di elevati livelli di qualità e di un adeguata redditività d impresa. Il è orientato ad intensificare la propria presenza nel territorio in cui è leader attraverso la diversificazione dell offerta dei servizi e l ingresso nel business del gas e a sviluppare la propria attività in Italia e all estero sia nel core business sia in nuovi mercati quali quello delle telecomunicazioni, dei servizi idrici e della gestione integrata dei patrimoni immobiliari. L obiettivo del AEM Torino è creare valore in ogni settore di attività, anche attraverso la realizzazione di alleanze industriali di eccellenza così da risultare attrattiva per il capitale privato, offrire un servizio di qualità ai propri clienti, contribuire allo sviluppo economico e sociale dell ambito territoriale in cui detiene una posizione di leadership. Nella realizzazione di questi obiettivi il AEM Torino si basa sulle forti competenze manageriali e tecniche in possesso delle proprie risorse umane e sulla loro continua valorizzazione. 4

9 Cariche sociali CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Presidente e Amministratore Delegato Prof. Franco Reviglio Vice Presidente (in carica sino al 21/07/) Dott. Antonio Cravioglio Vice Presidente (in carica dal 21/07/) Prof. Giovanni Del Tin Amministratore Avv. Nicola Durazzo Amministratore Prof. Angelo Tartaglia Amministratore (in carica sino al 14/02/) Dott. Francesco Pavone Amministratore (in carica dal 08/03/) Rag. Anna Ferrero Amministratore (in carica dal 19/01/2001) Prof. Umberto Bocchino Amministratore (in carica dal 19/01/2001) Ing. Giuliano Mari COLLEGIO SINDACALE Presidente Prof. Carlo Pasteris Sindaco effettivo Dott. Massimiliano Fischer Sindaco effettivo Dott.ssa Lucia Starola Sindaco supplente (in carica dal 19/01/2001) Dott. Giovanni Covati Sindaco supplente (in carica dal 19/01/2001) Dott.ssa Silvia Rinaldi DIRETTORE GENERALE Ing. Roberto Garbati SOCIETÀ DI REVISIONE KPMG S.p.A. 5

10 Lettera agli azionisti Signori Azionisti, il bilancio dell esercizio, che Vi sottoponiamo per l approvazione, è il primo dopo la quotazione in Borsa della Vostra Società, avvenuta il 1 dicembre. I ricavi netti consolidati del AEM Torino superano i 510 miliardi di lire, registrando un balzo del 25% rispetto al 1999, triplicando i tassi di crescita registrati negli anni precedenti. Tutti i margini economici presentano un significativo miglioramento, nonostante le riduzioni tariffarie imposte dall Autorità e i danni dell alluvione dell ottobre. Tale risultato è ottenuto anche a seguito della diversificazione dell attività in più settori di business. I ricavi da energia elettrica sono cresciuti del 21%, grazie all acquisizione di nuovi clienti idonei, che ha mitigato i tagli tariffari imposti dall Autorità; l incremento dei ricavi da vendita di calore è pari al 20%, attribuibile in parte all incremento delle tariffe e in parte alla crescita dei volumi; infine quello da vendita di prestazioni di servizi è pari al 43%, grazie all acquisizione del servizio di esercizio e manutenzione degli impianti elettrici degli edifici comunali. Tale crescita ha consentito al margine operativo lordo di superare i 140 miliardi di lire (+9%) contro i 129 miliardi di lire del 1999 e al margine operativo netto di raggiungere oltre i 77 miliardi di lire (+11%) contro i 70 miliardi di lire dell anno precedente. Il risultato d esercizio è influenzato dai seguenti eventi straordinari: danni derivanti dall alluvione (danni per 17,3 miliardi di lire al netto del rimborso dall assicurazione); penalità pagate per l estinzione di alcuni mutui, i cui tassi non risultavano più convenienti (5 miliardi di lire), e iscrizione in bilancio delle imposte differite attive relative agli anni precedenti (14 miliardi di lire) e ulteriori stanziamenti a fondo rischi. Occorre precisare che in un ottica di ottimizzazione fiscale sono state utilizzate le agevolazioni previste dalla legge Visco (legge 13 maggio 1999 n. 133). Tale agevolazione ha comportato un risparmio di imposte pari a oltre 5 miliardi di lire. Il risultato netto consolidato dell esercizio è pari a 38 miliardi di lire, in diminuzione del 16% rispetto al 1999, a causa del termine del periodo di moratoria fiscale per la tassazione limitata della Capogruppo AEM Torino. 6

11 Anche l attività relativa agli investimenti è proseguita, in particolare con la continuazione dei lavori per la costruzione dell impianto di Pont-Ventoux. L ammontare della spesa complessiva per investimenti tecnici è pari a circa 122 miliardi di lire. La struttura finanziaria della Società in seguito alla sottoscrizione dell aumento di capitale connesso all Offerta Globale del novembre è più che congrua per finanziare il considerevole piano di investimenti volto a rafforzare la presenza aziendale in tutti i settori. La crescita registrata nel costituisce un primo passo verso l espansione del AEM Torino, che sarà realizzata, sia per linee interne, sia per linee esterne, coerentemente con quanto previsto dai piani approvati dal Consiglio di Amministrazione. Nell ambito della generazione di energia elettrica è in corso di avanzata realizzazione l impianto idroelettrico di Pont-Ventoux e sono previsti ulteriori potenziamenti negli impianti termoelettrici in cogenerazione, pertanto nell arco del prossimo quinquennio la capacità produttiva sarà più che duplicata. Nella distribuzione di energia elettrica sono in corso le trattative con ENEL volte all integrazione delle reti su Torino, acquisizione che consentirà di più che raddoppiare la base clienti. Nel teleriscaldamento, terminato il progetto Torino Sud, che costituisce una delle principali opere del settore in Europa e la più rilevante in Italia, è prevista un ulteriore espansione della quota di mercato, dall attuale 25% al 42%. Nel settore dei servizi, la crescita si realizzerà mediante l ingresso anche nel settore privato tramite nuove forme organizzative (Azienda a Rete) che consentiranno, sia in questo settore, sia negli altri, ulteriori recuperi di efficienza. per il Consiglio di Amministrazione il Presidente Prof. Franco Reviglio 7

12 Notizie relative ai titoli La quotazione delle azioni AEM Torino nel Mercato Telematico Azionario è avvenuta il 1 dicembre, primo giorno di negoziazione, con un prezzo di collocamento fissato in 2,70 Euro. Il 1 dicembre, il titolo ha chiuso con un prezzo di riferimento di 3,20 Euro, in rialzo del 18,6% sul prezzo di collocamento. Il volume di azioni scambiate è stato molto elevato (pari a ), corrispondente a più del 30% del flottante. Al 31 dicembre la quotazione delle azioni AEM Torino si attesta a 3,234 euro per azione e la capitalizzazione in Borsa è risultata pari a milioni di Euro. Dal 1 dicembre al 22 marzo 2001 sono stati scambiati sul mercato telematico circa 86 milioni di azioni. Nel corso del sono stati distribuiti dividendi, relativi all esercizio 1999, pari a 87 lire per ciascuna azione. In seguito all offerta globale e all esercizio totale della greenshoe risulta che il Comune di Torino è l azionista di maggioranza con una partecipazione in AEM Torino pari al 69,193% del capitale sociale. Inoltre, in base alle comunicazioni finora pervenute, gli azionisti che detengono partecipazioni rilevanti, superiori al 2%, sono Motor Columbus AG (tramite AAR e Ticino SA di elettricità, ATEL) e San Paolo IMI Asset Management. Andamento del titolo AEM Torino e del Mibtel dal collocamento al 22 marzo 2001 Prezzo ufficiale AEM Torino (Euro) 3,6 3,4 MIBTEL , , , , , collocamento 12-dic 22-dic 8-gen 18-gen 30-gen 9-feb 21-feb 5-mar 15-mar Prezzo ufficiale AEM Torino Mibtel 8

13 Relazione sulla gestione al 31 dicembre AZIENDA ENERGETICA METROPOLITANA TORINO S.p.A. Via Bertola, Torino Capitale sociale interamente versato Euro Registro Imprese di Torino n Codice Fiscale e partita IVA n

14 Relazione sulla gestione al 31 dicembre Quadro generale di riferimento Disponibilità ed erogazione di energia elettrica in Italia Nell anno la produzione di energia elettrica in Italia è stata di milioni di kwh. Questo dato, confrontato con i milioni di kwh riscontrati nel 1999, evidenzia un aumento del 3,3% e conferma peraltro la tendenza all aumento degli anni precedenti. Il saldo degli scambi con l estero, che è stato di milioni di kwh, ha avuto un Conseguentemente all aumento sia della produzione interna sia degli scambi con l estero, il totale dell energia disponibile sulla rete italiana ha anch essa avuto un aumento (+3,6%); si è infatti passati da milioni di kwh del 1999 a milioni di kwh del. Risulta quindi che l 86,1% dell energia disponibile è stata prodotta all interno del paese e che per il 13,9% si è dovuto ricorrere agli scambi con l estero. aumento del 5,6% rispetto ai milioni di kwh del Nella tabella seguente sono riassunti i principali dati relativi all erogazione di energia elettrica in Italia. Ancora una volta sono stati gli impianti termoelettrici ad avere un ruolo di primo piano nel mix produttivo delle varie tipologie di produzione coprendone il 79,8%; gli impianti idroelettrici hanno fornito il 18,3% della produzione nazionale, mentre l energia prodotta dagli impianti geotermoelettrici, eolici e fotovoltaici ha coperto l 1,9% della produzione totale italiana. Nuova regolamentazione del mercato elettrico Il processo di riforma del settore elettrico italiano, avviato nel 1992 con la trasformazione dell ENEL in società per azioni e proseguito nel 1995 con l istituzione dell Autorità per l energia elettrica ed il gas, è in corso di sviluppo; infatti, è entrato in vigore il 1 aprile 1999 il Decreto legislativo 16 marzo 1999, n 79, contenente le linee generali del riassetto del settore elettrico in attuazione della direttiva europea Erogazione di energia elettrica in Italia (*) Variazione milioni di milioni di milioni di kwh % kwh % kwh % % Energia idroelettrica , , ,3 2,9 Energia termoelettrica , , ,8 4,8 Energia geotermoelettrica, solare ed eolica , , ,9 6,7 Totale prodotta , , ,1 3,3 Saldo scambi con l'estero , , ,9 5,6 Totale disponibile , , ,0 3,6 Pompaggio e servizi ausiliari ,5 Totale richiesta sulla rete ,1 (*) Dati provvisori a febbraio QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO

15 96/92 sulla liberalizzazione del mercato. Le tappe previste dallo stesso decreto sono molto numerose e tutte necessarie per la liberalizzazione del mercato dell energia elettrica. I principali protagonisti, cui il decreto Bersani ha affidato il compito della predisposizione dei provvedimenti attuativi, sono il Ministero dell Industria, del Commercio e dell Artigianato (MICA) e l Autorità per l energia elettrica e il gas. L Autorità per l energia elettrica e il gas, con proprie deliberazioni, ha definito le regole per: il vettoriamento; la separazione contabile e amministrativa delle imprese energetiche verticalmente integrate; la liberalizzazione delle importazioni; la nuova struttura tariffaria riguardante il mercato vincolato, insieme alla disciplina del servizio elettrico. Il Ministero dell Industria, da parte sua, ha proceduto: alla determinazione della rete elettrica di trasmissione nazionale, gestita dal Gestore della rete nazionale che ha assunto a partire dal 1 aprile a tutti gli effetti la titolarità e le funzioni inerenti la sua attività, con il trasferimento a titolo gratuito delle relative azioni dall ENEL al Ministero del Tesoro, così come prevede lo stesso decreto Bersani; alla definizione delle regole per disciplinare l obbligo di immissione nel sistema elettrico nazionale di energia rinnovabile così come prevede l art.11 del decreto Bersani che fissa, dall anno 2002, l obbligo di immettere nel sistema il 2% del totale della nuova generazione e delle importazioni da fonti convenzionali. Nuovo assetto del mercato elettrico Il decreto Bersani stabilisce che le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica sono libere nel rispetto delle regole prescritte dal decreto stesso. Viceversa le attività di trasmissione, dispacciamento e distribuzione sono attribuite in concessione. A tal proposito prevede tre nuovi soggetti giuridici e precisamente: il Gestore della rete di trasmissione nazionale cui sono attribuite in concessione le attività di trasmissione e dispacciamento. Tale soggetto, controllato dal Ministero del Tesoro, ha assunto a partire dal 1 aprile la titolarità e le funzioni inerenti la sua attività, l Acquirente Unico, la cui entrata in esercizio è stata rinviata al 2002, al quale spetta il compito di stipulare e gestire contratti di fornitura al fine di garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio nonché di parità del trattamento anche tariffario, il Gestore del mercato cui spetta la gestione economica del mercato elettrico. Esso organizza il mercato stesso secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività, nonché di concorrenza tra produttori, assicurando altresì la gestione economica di un adeguata riserva di potenza. Il Gestore del mercato ha già presentato una proposta per la regolamentazione del mercato elettrico e della contrattazione dei Certificati Verdi. QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO 11

16 Relazione sulla gestione al 31 dicembre Nell assetto di mercato delineato dal decreto legislativo n. 79/99, le imprese distributrici dal 2002: a) acquistano dall Acquirente Unico tutta l energia energia elettrica prevalentemente o esclusivamente attraverso il sistema delle offerte gestito dall operatore di mercato. che forniscono ai clienti vincolati a prezzi fissati dall Acquirente Unico stesso; b) acquistano il servizio di trasporto sulla rete di trasmissione nazionale dal Gestore della rete di trasmissione nazionale sulla base di corrispettivi fissati dall Autorità; c) acquistano, se necessario, il servizio di trasporto sulle reti di distribuzione di altre imprese a corrispettivi fissati dall Autorità; d) distribuiscono e vendono l energia elettrica ai clienti vincolati ed idonei. L attuazione del decreto legislativo n. 79/99 prevede due periodi transitori, prima che si possa raggiungere l assetto definitivo ivi previsto: a) un primo periodo transitorio, a partire dal 1 gennaio, nel quale le imprese distributrici acquistano dall ENEL, su cui grava fino all entrata in operatività dell Acquirente Unico la responsabilità di assicurare la disponibilità dell energia elettrica per la fornitura del mercato vincolato, l energia elettrica fornita ai clienti vincolati in eccesso a quella prodotta dai propri impianti di generazione e non destinata al mercato libero; b) un secondo periodo transitorio, con decorrenza prevista dal 1 gennaio 2002, nel quale l Acquirente Unico, assunta la piena funzionalità, si approvvigiona dai produttori sulla base di contratti stipulati con procedure trasparenti e non discriminatorie. A regime l Acquirente Unico si approvvigionerà di Separazione societaria, amministrativa e contabile In forza del decreto Bersani, il Ministero dell Industria del Commercio e dell Artigianato con decreto 25 giugno 1999 ha determinato l ambito della rete nazionale di trasmissione dell energia elettrica, includendo le reti di tensione uguale o superiore a 220 kv e delle reti o parti di rete aventi una tensione compresa tra 120 kv e 220 kv che risultano funzionali alla rete elettrica di trasmissione nazionale in quanto rispondenti a criteri specificati nel decreto stesso. Come previsto dall articolo 3 comma 7 del medesimo decreto i beni ed i rapporti, le attività e le passività afferenti tali reti sono state conferite ad una società di capitali, AEM TE, interamente controllata da AEM Torino, realizzando per questo settore l unbundling societario. Sul versante della distribuzione di energia elettrica il decreto Bersani prevede che, per motivi di razionalizzazione, nei comuni ove sono operanti più distributori, questi ultimi si adoperino per adottare le opportune iniziative di aggregazione, ottemperando così a quanto previsto dal decreto medesimo che ha indicato che la concessione in ogni comune deve essere unica. Le iniziative di aggregazione dovevano essere sottoposte per l approvazione al Ministro dell Industria, del Commercio e Artigianato entro il 31 marzo ; in mancanza di accordo tra le 12 QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO

17 parti il prezzo di cessione verrà determinato da una procedura di arbitrato entro il 31 marzo Non essendo stato raggiunto un accordo su base transattiva, AEM Torino ha attivato la procedura di arbitrato che demanda la determinazione della consistenza dei beni, del loro valore e delle unità di personale da trasferire ad un collegio di esperti terzi. Tale collegio è operativo dal mese di gennaio È inoltre stabilito che i soggetti proprietari degli impianti di distribuzione che alimentino più di clienti finali costituiscano una o più società per azioni alle quali devono essere trasferiti esclusivamente i beni e i rapporti, le attività e le passività, relativi alla distribuzione di energia elettrica e alla vendita ai clienti vincolati. Tale società è in corso di costituzione. Con la delibera 11 maggio 1999 n. 61 Direttiva per la separazione contabile e amministrativa per i soggetti giuridici che operano nel settore dell energia elettrica e relativi obblighi di pubblicazione e comunicazione l Autorità per l energia elettrica e il gas ha disciplinato, per i soggetti giuridici che operano in più attività del settore dell energia elettrica, o in questo e in altri settori, la creazione di distinte strutture amministrative, come se le stesse attività fossero imprese separate. La separazione contabile ha l obiettivo di rendere trasparenti le disaggregazioni delle componenti patrimoniali ed economiche per funzione e per la determinazione degli oneri afferenti il servizio universale. Tale normativa ha avuto decorrenza a partire dall esercizio. La realizzazione della separazione delle attività aziendali (produzione, trasporto, distribuzione e vendita di energia elettrica, produzione, distribuzione e vendita di calore, prestazione di servizi e attività di corporate) richiede l adozione di un nuovo modello organizzativo/contabile assai complesso e supportato da un sistema informatico opportunamente adeguato. AEM Torino ha presentato istanza all Autorità per l energia elettrica e il gas, entro il termine previsto nella delibera n. 246/, per ottenere il differimento del termine di applicazione delle norme contenute nella deliberazione 11 maggio 1999 n. 61/99 a partire dalla redazione del bilancio relativo al primo esercizio successivo al 31 dicembre. Sistema tariffario La deliberazione 204/99 e successive modificazioni dell Autorità per l energia elettrica e il gas Regolazione della tariffa di base, dei parametri e degli altri elementi di riferimento per la determinazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e di vendita dell energia elettrica ai clienti del mercato vincolato ai sensi dell articolo 2, comma 12, lettera e), della legge 14 novembre 1995, n. 481 ha dato avvio al processo di riforma del sistema tariffario in Italia. Il processo di riforma è lungo e complesso perché comporta sostanziali differenze rispetto al passato. Infatti, la deliberazione 204/99 ha modificato in maniera sostanziale il precedente sistema tariffario, in vigore fino al 31/12/99, che prevedeva tariffe QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO 13

18 Relazione sulla gestione al 31 dicembre all utenza finale fissate in via amministrativa. Tali tariffe non rispecchiavano, in generale, i costi di fornitura del servizio elettrico. La deliberazione 205/99 ha disciplinato il prezzo unico di cessione dell energia elettrica all ingrosso per la fornitura del mercato vincolato e, con delibera 238/00, l Autorità ha ridotto, a partire dal 2001, la componente della tariffa a copertura dei costi fissi mediamente Tipologie di clientela ed opzioni tariffarie L Autorità ha definito, ai fini della nuova regolamentazione, un numero limitato, pari a 9 classi di fornitura, denominate tipologia di utenza. Tale suddivisione dei consumatori è basata su due criteri: a) sul livello di tensione cui avviene la fornitura e b) sul tipo di uso, limitatamente alla distinzione tra usi domestici, usi di illuminazione pubblica e altri usi. Il nuovo meccanismo dei vincoli, articolato per tipologia di utenza, si applica a tutte le tipologie, ad eccezione delle utenze domestiche alimentate in bassa tensione per le quali le tariffe continuano ad essere definite dall Autorità. Le imprese esercenti devono presentare preventivamente all Autorità le opzioni che intendono proporre alla propria utenza l anno successivo. Le opzioni si suddividono in: del 20%. opzioni base che sono le opzioni che ogni eser- L Autorità ha definito un sistema di regolamentazio- cente è obbligato ad offrire in maniera non ne tariffaria che risponde, da un lato, ad una mag- discriminatoria a tutti gli utenti appartenenti alla giore aderenza delle tariffe ai costi del servizio in modo che ciascun utente sostenga un onere econo- stessa tipologia; opzioni speciali che possono essere proposte dal- mico commisurato ai costi per il sistema elettrico di cui è responsabile e, dall altro, ad una maggiore l impresa esercente e scelte dall utente non domestico che le preferisce rispetto alle opzioni base; flessibilità nell offerta del servizio elettrico da parte opzioni ulteriori che sono sempre opzioni spe- delle imprese fornitrici, mantenendo comunque un ciali che però possono essere offerte all utenza elevato grado di tutela degli utenti. domestica in alternativa alla tariffa stabilita dal- Il nuovo ordinamento tariffario della fornitura di ser- l Autorità. vizi elettrici ai clienti vincolati definito dall Autorità è basato su un sistema di vincoli tariffari, intesi come livelli massimi dei prezzi, al netto delle imposte, che i fornitori possono applicare. Inoltre l Autorità ha previsto l obbligo alle imprese esercenti di rendere pubbliche le opzioni tariffarie e questo oltre a rappresentare un ovvio dovere di informazione, rappresenta anche un opportunità per avviare un diverso rapporto tra impresa monopolista, che sarà progressivamente sottoposta a concorrenza, e gli utenti, che via via assumeranno la veste di clienti in grado di scegliere, con la progressiva apertura del mercato elettrico. Nelle sue proposte l Autorità ha confermato la sostituzione dell attuale sistema di fascia sociale, basata sui livelli di consumo, con un sistema tariffario basato sul reddito dell utente, in modo da favorire e tutelare esclusivamente chi si trova in stato di disagio. 14 QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO

19 L allineamento alle nuove tariffe comporterà variazioni anche sensibili in diminuzione o in aumento tipologie di utenza. È il caso degli utenti domestici disagiati la cui tariffa agevolata sarà compensata all interno della sola utenza domestica. rispetto a quanto pagato fino ad oggi dagli utenti. L Autorità ha ritenuto opportuno che tali variazioni avvengano con gradualità nell arco di tre anni. Tutela ambientale La riforma tariffaria produce, inoltre, effetti positivi per la tutela dell ambiente. Essi derivano non solo Clienti Idonei In attesa del completamento della riforma continua, come previsto, la riduzione dei consumi per i requisiti alla qualifica di cliente idoneo. Dal 1 gennaio sono Clienti Idonei i soggetti aventi consumi non inferiori ai 20 GWh, compresi i consorzi di imprese con domanda annua di 1 GWh. Si ricorda infine che a decorrere dal 1 gennaio 2002 avranno diritto alla suddetta qualifica i soggetti aventi consumi non inferiori a 9 GWh, inclusi i consorzi di imprese, ed ogni cliente finale il cui consumo sia risultato, nell anno precedente, superiore ad 1 GWh per punto di misura e superiore a 40 GWh come somma dei punti di misura. Oneri di sistema La riforma tariffaria dell Autorità vuole rendere trasparenti gli oneri generali del servizio elettrico, che nel passato erano inclusi nelle tariffe e che nel nuovo ordinamento vengono resi espliciti e coerenti con la prospettiva di liberalizzazione del mercato elettrico. Per ciascuno di questi oneri l Autorità propone un apposita componente tariffaria finanziata con maggiorazioni sul costo del trasporto dell energia elettrica, se la sua copertura è a carico di tutti gli utenti o con maggiorazioni a carico delle singole dalla generale incentivazione dell efficienza e della riduzione degli sprechi, ma anche dalla previsione di specifici programmi di gestione della domanda di energia e di nuove tariffe verdi finalizzate alla promozione delle fonti rinnovabili, che verranno definite con successivi provvedimenti. Rendita di posizione Con decreto del Ministero dell Industria, del Commercio e dell Artigianato 26 gennaio è stata definita come onere generale afferente al sistema elettrico la compensazione della maggiore valorizzazione dell energia elettrica prodotta da impianti idroelettrici e geotermoelettrici che, alla data del 19 febbraio 1997, erano di proprietà o nella disponibilità delle imprese produttrici-distributrici. A partire dall esercizio 2001 la tariffa all ingrosso dell energia elettrica prodotta da fonte idroelettrica è composta dalla parte fissa e da una seconda componente, la rendita di posizione, calcolata come una percentuale della quota variabile riconosciuta ai produttori di energia termoelettrica. Tale percentuale, pari al 25% nel 2001, che crescerà fino al 100% a partire dal 2007, è prevista dalla delibera dell Autorità n. 232/00. Si stanno valutando i profili di legittimità della suddetta deliberazione al fine di QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO 15

20 Relazione sulla gestione al 31 dicembre predisporre i ricorsi al Tribunale Amministrativo Regionale per anticipare il 100% della rendita di posizione nel DISPONIBILITÀ ED EROGAZIONE DI TELERISCALDAMENTO IN ITALIA Da un analisi dell AIRU, Associazione Italiana Perequazione territoriale L Autorità per l energia elettrica e il gas ha diffuso le proprie proposte sui criteri che intende seguire nel definire i sistemi di perequazione tra le aziende distributrici di energia elettrica. La delibera che disciplina la perequazione territoriale non è ancora stata emanata dall Autorità e, ad oggi, si dispone solamente del documento di consultazione che non permette di quantificare l impatto economico per le imprese distributrici. I sistemi di perequazione territoriale dei costi di distribuzione dell energia elettrica sono necessari per il mantenimento della tariffa unica nazionale in presenza di una pluralità di distributori che operano in diverse aree del Paese. La perequazione proposta dall Autorità compenserà le differenze di costo rispetto ai valori medi nazionali utilizzati nella definizione delle tariffe, salvaguardando gli stimoli all efficienza introdotti con il meccanismo del price cap (riduzione annuale prefissata dei costi di distribuzione riconosciuti in tariffa). Le determinanti della perequazione sono numerose e complesse, essenzialmente riconducibili alla densità di popolazione in una certa zona geografica ed al consumo medio procapite. L applicazione della suddetta delibera comporterà per AEM Torino una variazione del fatturato derivante da energia elettrica attualmente non quantificabile. Riscaldamento Urbano, tra il 1998 ed il 1999 la volumetria servita dal teleriscaldamento è passata da 100 milioni di metri cubi ad oltre 109 milioni (+9%). Il teleriscaldamento è un sistema che consente ai cittadini di ottenere acqua calda direttamente da un unica centrale di produzione del calore con notevoli vantaggi a livello ambientale in quanto elimina le emissioni di numerose caldaie. Le tre reti di maggiore dimensione sono quelle di Brescia, Torino e Reggio Emilia. Il parco centrali a servizio delle reti di teleriscaldamento forniva al 31/12/1999 una disponibilità complessiva di 705 MWe e di MWt, di cui MWt in cogenerazione. La maggior parte degli impianti in cogenerazione è alimentata da combustibili fossili e da caldaie di integrazione e riserva di tipo convenzionale. L energia prodotta nel 1999 da centri di produzione di calore collegati a reti teleriscaldamento è stata pari a GWh termici, con una quota prodotta da impianti cogenerativi pari al 68%, una parte generata da caldaie di integrazione e riserva pari al 21% e il restante 11% costituito da fonti rinnovabili. Il risparmio energetico consentito sino ad ora è stato pari a Tep con notevoli benefici ambientali. L introduzione di una maggiore concorrenza, attraverso l avvio di gare per la gestione del teleriscaldamento, porterà in questo settore importanti sviluppi. 16 QUADRO GENERALE DI RIFERIMENTO

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