Capitolo 2 L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS. 2.1 Generalità e quadro normativo Il mercato dell energia elettrica

Transcript

1 Capitolo 2 L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS 2.1 Generalità e quadro normativo Il mercato dell energia elettrica La Direttiva CEE n , recepita in Italia dal D.Lgs. n , 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 (Delibera n dell AEEG) sono idonei tutti i clienti non domestici (ovvero tutti quelli in possesso di una partita IVA); dall 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 , esercita funzioni di regolazione e di controllo dei settori dell energia elettrica e del gas. 45

2 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 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 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 e km di rete ad alta tensione. Con tali ultime operazioni TERNA controlla una rete in alta ed altissima tensione di circa km, pari al 97% della RTN. Quanto alla proprietà delle reti locali, il D.Lgs. n. 79- ( 2 ) La materia è passibile di sviluppi a seguito della Delibera n dell AEEG di cui si dirà nel prosieguo del capitolo. ( 3 ) 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. 46

3 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 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: produzione, importazione, trasmissione, distribuzione e vendita (Figura 2.1). FIGURA LA FILIERA DEL SETTORE ELETTRICO PRODUZIONE IMPORTAZIONE TRASPORTO: TRASMISSIONE TRASPORTO: DISTRIBUZIONE VENDITA CLIENTI VINCOLATI 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

4 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 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 ) 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. 48

5 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 (c.d. Decreto Letta ) che ha recepito la Direttiva CEE n , 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 ); 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 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 (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 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 ( 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

6 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 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 , 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 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

7 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 ). 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 ) 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 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

8 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 Complessivamente quindi la potenza installata che fa capo ad AceaElectrabel Produzione è di MW (363 MW da impianti propri e 760 MW da controllate). Infine, ad ACEA spetta pro-quota, per una percentuale del 15%, la ( 7 ) 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. ( 8 ) 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. ( 9 ) Controllata da AceaElectrabel Produzione (99,5%). 52

9 capacità di generazione degli impianti della società Tirreno Power ( 10 ), complessivamente pari a circa 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

10 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

11 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 appartamenti). Come già accennato, ASM si è fusa con AEM in data 1 gennaio 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 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 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

12 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 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 MW, 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

13 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 MWt, 565 MWt dei quali provenienti da cogenerazione e 521 MWt da generatori di calore convenzionali (caldaie). Nel 2006 sono stati erogati GWht di calore a circa 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 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 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

14 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 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 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

15 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 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 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 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 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 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

16 77% al 71%. Nella generazione, l aggregazione tra AEM ed ASM Brescia porta ad una produzione pro-forma di quasi 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 GWh circa, ma anche in questo caso la nuova A2A aggregata sviluppa una capacità maggiore (circa 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% ( GWh contro 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 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 ( GWh contro di ENEL), ma ancora assai inferiori nel comparto dei clienti vincolati (circa il 12% del totale di ENEL) 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

17 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 apportati da Milano) allacciati ad una rete lunga circa km (di cui 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 ed i mc annui, con la sola eccezione della Napoletanagas (750 mc). 2.4 Le tariffe e i prezzi 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

18 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 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 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

19 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 ); l adozione di bollette dotate di migliore leggibilità (Delibera n ); 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 ); la pubblicazione su internet di un elenco di venditori che garantiscono requisiti di affidabilità (Delibera n ) ( 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

20 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 ), l Autorità ha emanato una nuova regolazione tariffaria, in vigore per il periodo / 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 ), 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 kwh annui), per poi crescere sensibilmente con i quantitativi consumati ben oltre la media europea (per consumi annui di 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 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 ) 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