Capitolo 2 L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS. 2.1 Generalità Il settore dell energia elettrica ( 1 )

Transcript

1 Capitolo 2 L ENERGIA ELETTRICA E IL GAS 2.1 Generalità Il settore dell energia elettrica ( 1 ) Dal 1 luglio 2007, a seguito della completa apertura del mercato dell energia elettrica, tutti i clienti finali hanno facoltà di scegliere autonomamente il proprio fornitore. Precedentemente, la possibilità di aderire al mercato libero era riconosciuta esclusivamente ai clienti idonei, cioè a tutti i clienti classificati a partire dal 1 luglio 2004 come clienti non domestici (di fatto, quelli in possesso di una partita IVA). Per i clienti vincolati, la fornitura di energia elettrica era di competenza del distributore locale sulla base delle tariffe fissate dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG). La legge n. 125 del 12 agosto 2007, in attuazione della direttiva comunitaria 2003/54/CE, ha disposto a partire dal 1 luglio 2007: l istituzione di un servizio di maggior tutela riferito ai clienti domestici ed alle piccole imprese connesse in bassa tensione, in base al quale essi possono continuare ad acquistare l energia elettrica dai distributori locali i quali se ne approvvigionano dall Acquirente Unico e applicano le tariffe determinate dall AEEG; il servizio intende tutelare quei clienti che hanno minore forza contrattuale nel mercato liberalizzato; l istituzione di un servizio di salvaguardia, attraverso il quale assicurare la fornitura del servizio ai clienti non domestici che non abbiano ancora stipulato accordi sul mercato libero; l obbligo di separazione societaria e contabile per le imprese di distribuzione (con un bacino di clienti non inferiore alle unità) che al 30 giugno 2007 svolgevano attività di distribuzione e vendita in forma integrata. A fine 2007 vi erano 130 aziende nazionali esercenti il servizio di maggior tutela, 120 delle quali gestivano anche il servizio di distribuzione e 100 anche il servizio di salvaguardia. In termini di volumi, il mercato al dettaglio (clienti finali) ha raggiunto i 301 TWh venduti, di cui il 60,4% (181,7 TWh) relativo a transazioni sul mercato libero. La residua quota, riferibile al mercato vincolato (119,3 TWh), è scomponibile in mercato vincolato in senso stretto (primo semestre del 2007) per 60,6 TWh e, dal primo luglio, nella somma del mercato di maggior tutela (49,2 ( 1 ) Per maggiori dettagli sull iter normativo e la struttura del mercato elettrico, si rinvia alla precedente edizione di questa indagine (pp. 45 e ss.). I dati sul mercato italiano citati in questo paragrafo sono desunti dalla Relazione Annuale dell AEEG per il

2 TWh) e di quello di salvaguardia (9,5 TWh). Il servizio di maggior tutela, nel secondo semestre del 2007 ha interessato l 82% dei punti di prelievo complessivi. Le principali società operanti nel mercato di maggior tutela sono Enel Distribuzione, che nel secondo semestre del 2007 ha servito l 80% dei punti di prelievo, per un totale di circa 38,4 TWh consegnati (pari al 78% del mercato di maggior tutela), e AceaElectrabel Elettricità, con una quota dell 11,2% in termini di volumi venduti (5,5 TWh) e del 9% in termini di punti di prelievo serviti; seguono AEM Distribuzione (3,3%), Iride Mercato (1,4%) ed ASMEA del gruppo A2A (1,2%). Nel 2007 i punti di prelievo sul mercato libero erano 1,5 milioni, per un totale di 181,7 TWh assorbiti. In termini di punti di prelievo serviti, al 31 dicembre 2007, oltre l 85% dei clienti del mercato libero si riferisce a reti in bassa tensione, mentre il numero di punti di prelievo riferibili a clienti domestici passati al mercato libero ha raggiunto una quota del 2,5% (c.d. tasso di switch) per circa unità. La ripartizione del mercato libero in fasce di consumo vede una predominanza delle imprese di piccole dimensioni; il 99% dei punti di prelievo si riferisce a classi di consumo fino a MWh all anno che tuttavia assorbono il 38% dei consumi totali, mentre il restante 1% dei punti di prelievo utilizza il residuo 62% dei volumi complessivi. Le vendite del gruppo Enel sul mercato libero nel 2007 hanno rappresentato poco meno di un quarto del totale in volume (44,7 TWh), interessando metà dei punti di prelievo, quelle del gruppo Edison si sono attestate su 20,8 TWh (11,5% del mercato); tra le altre imprese qui censite merita menzione ACEA con il 5,3% (quinto operatore nazionale). Tutti i clienti che non hanno titolo per accedere al servizio di maggior tutela e che si trovano, anche temporaneamente, senza un contratto di compravendita di energia elettrica sul mercato libero sono ammessi al servizio di salvaguardia. Diversamente dalla maggior tutela, le condizioni economiche nel servizio di salvaguardia sono fissate dall esercente in modo da riflettere i costi sostenuti nell erogazione del servizio, mantenendo comunque una politica trasparente e non discriminatoria. Nel secondo semestre del 2007 il servizio di salvaguardia ha interessato più di 140mila punti di prelievo, ai quali è stata consegnata elettricità per circa 9,5 TWh. Di tali punti di prelievo circa i due terzi sono riferiti ad utilizzi industriali e commerciali prevalentemente connessi alla rete di media tensione e più della metà delle vendite totali ricade nelle classi di consumo fra 100 e MWh annui. Nel periodo transitorio gli esercenti il servizio di salvaguardia sono stati circa cento, di cui due terzi hanno servito effettivamente clienti ammessi a questo regime. Enel Distribuzione ha coperto l 88,4% delle vendite totali (8,4 TWh), seguita da AceaElectrabel Elettricità (3,4%), AEM Distribuzione Energia Elettrica (3%) ed Iride Mercato (1,1%). Il principale produttore di energia elettrica nel 2007 è stato l ENEL con una quota della produzione nazionale lorda pari al 31,7% (49,2% nel 2003). Il gruppo Edison figura al secondo posto (13,5%), seguìto da ENI (9,7%), Endesa Italia 46

3 (8,1%) ed Edipower (8,1%). Tenuto conto della fusione AEM-ASM Brescia (avente effetto dal 1 gennaio 2008), il nuovo Gruppo A2A raggiungerebbe il 9,3%, comprendendo la quota parte della generazione di Edison e l apporto di ASM Brescia (0,9%). I restanti produttori incidono singolarmente per meno del 5% (il primo è Tirreno Power con il 3,9%). Le percentuali degli operatori qui censiti sono: AceaElectrabel (1,5%), AEM (1,6%, esclusa la quota parte di competenza della produzione Edison), Iride (1,1%), ASM Brescia (0,9%). Con riferimento alle diverse forme di generazione, AEM (ora A2A) ha rappresentato nel 2007 il 4,4% del totale nazionale idroelettrico (1,9% la quota di Iride), AceaElectrabel il 2,6% del termoelettrico da gas naturale, ASM Brescia il 6,7% della produzione da biomasse e rifiuti (maggior produttore nazionale), cui va aggiunta la quota del 5,4% apportata da AMSA Holding al Gruppo A2A. Nel 2006 (ultimi dati disponibili) ASM Brescia ha prodotto il 6,4% del totale nazionale di energia da fonti rinnovabili ex CIP6, AMSA il 3,8%; il Gruppo ACEA ha invece generato il 5,7% da fonti assimilate. Per quanto riguarda la distribuzione ad utenti finali, le tre principali imprese di distribuzione sono: Enel Distribuzione, ACEA Distribuzione e AEM Distribuzione Energia Elettrica che nel 2007 hanno coperto il 92,6% del mercato (86,4% la sola ENEL). Rispetto al valore medio europeo (16,92 centesimi), nel secondo semestre del 2007 i clienti domestici con consumi annui non superiori a kwh hanno pagato prezzi inferiori ad oltre il 20% (13,32 centesimi per kwh al lordo delle imposte), mentre nelle fasce più elevate di consumi i prezzi italiani si sono attestati su valori superiori del 40% sia al netto che al lordo delle imposte. Con riferimento alla classe di consumo kwh annui, i prezzi lordi italiani (23,77 centesimi per kwh), assieme ai prezzi danesi (24,01), tedeschi (21,05) e irlandesi (19,18), si collocano sui livelli più alti d Europa (16,36 centesimi in media). Tra i prezzi più bassi figurano quelli dei paesi dell Europa dell Est. Nel complesso si conferma la peculiarità italiana di tariffe superiori alla media europea salvo per i consumi domestici della fascia inferiore ai kwh annui. La tabella che segue contiene alcuni dati di sintesi sui livelli tariffari europei per consumi domestici, suddivisi per fasce di consumo ed esposti al netto e al lordo delle imposte. kwh < >= anno Centesimi di euro / kwh Netto Lordo Netto Lordo Netto Lordo Netto Lordo Netto Lordo Italia 10,56 13,19 10,67 13,32 16,74 23,77 15,54 22,35 16,05 22,95 Francia 18,69 23,37 10,81 14,15 9,14 12,13 7,92 10,62 7, Germania 23,13 33,47 14,74 23,40 12,79 21,05 11,87 19,92 11,46 19,08 UK 16,10 16,89 15,52 16,30 14,11 14,81 12,77 13,40 10,72 11,25 Unione 18,05 22,95 12,90 16,92 11,98 16,36 10,80 15,10 10,05 14,20 europea Fonte: AEEG, Relazione annuale

4 Considerando i mercati all ingrosso, infine, per tutto il 2007 il prezzo medio mensile della borsa elettrica italiana (IPEX) si è confermato il più elevato rispetto alle altre borse europee, nonostante la diminuzione di 3,8 centesimi per MWh (-5%) rispetto al 2006; il prezzo medio dell energia elettrica all ingrosso è stato 37,37 centesimi per MWh sulla borsa tedesca (EEX), 40,70 centesimi sulla borsa francese (Powernext), 39,32 centesimi sulla borsa spagnola (OMEL) e 43,03 centesimi sulla borsa scandinava (NordPool), contro i 70,99 centesimi registrati sulla borsa italiana (Tabella 2.6). Sul territorio nazionale si osserva che i prezzi di vendita sono variati tra i 68,47 centesimi per MWh del Nord, che si conferma la zona con i prezzi più bassi, e i 79,51 centesimi per MWh della Sicilia, l area più cara Il mercato del gas naturale ( 2 ) Anche per il mercato del gas naturale è prevista una distinzione fra i clienti che operano sul mercato libero, e quelli che meritano una tutela da parte dell AEEG, essenzialmente clienti domestici. Le aziende fornitrici di minori dimensioni concentrano la propria attività sul mercato tutelato al quale destinano più del 60% delle proprie vendite, mentre risultano meno competitive sul mercato degli operatori industriali che è gestito nella quasi totalità dagli operatori di maggiori dimensioni. Nel 2007 la domanda nazionale di gas si è attestata su 84,9 miliardi di mc, in linea con il 2006; la produzione interna ha invece registrato l ennesima riduzione, scendendo sotto la soglia dei 10 miliardi di mc (9,1 miliardi), in diminuzione dell 11,7% rispetto al 2006 (10,4 miliardi). In Italia la produzione è dominata dall ENI che ha coperto l 86,2% del totale del gas prodotto nel 2007, seguìta dal Gruppo Edison con il 7,4%, dal Gruppo Royal Dutch Shell con il 3,7% e dal Gruppo Gas Plus con il 2,6%. Per quanto riguarda le importazioni, nonostante una certa riduzione dei volumi rispetto al 2006, la dipendenza dell Italia da tale fonte di approvvigionamento rimane elevata. Nel 2007 sono stati complessivamente importati milioni di mc (il 4,1% in meno rispetto all anno precedente), ossia l 87% del gas immesso in rete, principalmente via gasdotto e solo in parte tramite terminali di rigassificazione. Anche nel 2007 il principale fornitore è stato l Algeria, con milioni di mc (pari al 33,2% del gas totale importato) di cui milioni di mc entrati nella rete nazionale dal punto di ingresso di Mazara del Vallo e milioni rigassificati presso l impianto di Panigaglia. Seguono le importazioni dalla Russia (30,7%), che giungono in Italia nei punti di entrata di Tarvisio e Gorizia e quelle provenienti dalla Libia, la quale con il 12,5% ha superato per la prima volta le quote di Paesi Bassi (10,9%) e Norvegia (7,5%). ENI si conferma primo ( 2 ) Per maggiori dettagli sull iter normativo e la struttura del mercato del gas si rinvia alla precedente edizione di questa indagine (pp. 49 e ss.). 48

5 importatore con una quota pari al 64,4% del totale; seguono Enel Trade (12,7%), Edison (8,1%), Plurigas (3,9%), Gaz de France (2,7%) e Sorgenia (2,2%). Gli importatori convogliano il gas sulla rete di trasporto, suddivisa in dorsale nazionale (8.668 km) e rete regionale ( km), gestita da due imprese per quanto riguarda la rete nazionale e da queste ed altre cinque per le reti regionali. Il principale operatore di trasporto, Snam Rete Gas, è proprietario di km di rete sui km complessivi (nazionali e regionali); il secondo operatore, la Società Gasdotti Italia, gestisce km di reti (di cui 120 sulla dorsale nazionale) ( 3 ); i cinque operatori minori controllano piccoli tratti (189 km complessivi) di rete regionale. Considerando il sistema di stoccaggio nazionale, la Stogit (gruppo ENI) è di fatto monopolista nel settore, avendo messo a disposizione durante l anno termico circa 13,2 miliardi di mc; l altro operatore è la Edison Stoccaggio con 0,4 miliardi di mc. I dati relativi al mercato all ingrosso del gas evidenziano che rispetto allo scorso anno le vendite totali sono diminuite di circa il 2% ed il volume unitario medio di vendita per singolo operatore è passato da 1,43 a 1,38 miliardi di mc. Le vendite sono state complessivamente pari a 101,1 miliardi di mc, di cui 47,4 destinate al mercato finale e 53,6 ad altri intermediari grossisti. I volumi di gas venduti da ENI si sono ridotti di quasi il 10% (da 57,3 a 51,6 miliardi di mc), mentre sono cresciuti del 13,5% i volumi venduti dai grossisti medi (da 20,1 a 22,8 miliardi di mc) e del 10% quelli degli operatori piccoli (da 11,3 a 12,4 miliardi di mc). Queste variazioni sul mercato all ingrosso hanno portato la quota di vendita dei primi tre operatori ENI (51,6 miliardi di mc), Enel Trade (13,1 miliardi) ed Edison (5,8 miliardi) al 59,8% del totale (63% nel 2006) e quella delle prime cinque, che include anche Plurigas (3,6 miliardi di mc) e Gaz de France (2,5 miliardi di mc), al 67%, tre punti percentuali in meno del Tra gli operatori facenti parte dei gruppi comunali qui esaminati, HERA Trading si colloca in sesta posizione con 1,3 miliardi di mc, Aem Trading in ottava posizione (1,1 miliardi di mc), mentre più staccata è AceaElectrabel Trading con 836 milioni di mc in undicesima posizione. Il prezzo medio applicato sul mercato all ingrosso nel 2007 è risultato pari a 28,50 centesimi al mc (media tra i 27,33 centesimi praticati a grossisti e rivenditori e i 29,83 centesimi pagati dai clienti finali); analizzando la struttura delle fasce di consumo, si osserva che la percentuale dei clienti serviti sul mercato libero aumenta al crescere della dimensione media: 4,2% nel settore domestico, 33,2% nel commercio e servizi, 47,2% nell industria e 92% nel settore termoelettrico. Il mercato finale della vendita al dettaglio di gas naturale comprende 20,1 milioni di clienti, dei quali 18,8 domestici, 1,1 milioni appartenenti al segmento commercio e servizi e circa 175mila industriali. I consumi sono stati pari a 69,1 miliardi di mc, 50 dei quali ceduti sul mercato libero e 19,1 su quello tutelato. Nel ( 3 ) La Società Gasdotti Italia è controllata dalla SGI Holding che fa capo alla ABN AMRO Infrastructure Capital Holding Luxembourg S.a.r.l. 49

6 2007 il comparto della clientela domestica ha assorbito 17 miliardi di mc, contro i 5,6 acquistati dal commercio e servizi e i 22,2 di competenza della clientela industriale; la quota restante (24,2 miliardi) è appannaggio dei produttori di energia elettrica. Anche il mercato della vendita agli utenti finali, come quello all ingrosso, appare concentrato; i primi tre gruppi coprono oltre il 63% del totale ed i primi cinque il 69,4%. ENI è anche in questo segmento l operatore di riferimento, con il 43,9% delle vendite, seguìto da Enel con il 16,4% e da Edison ed Energie Investimenti con il 3,1% ciascuna. HERA si colloca in quinta posizione con il 2,8% del mercato, mentre Aem Milano, Iride ed ASM Brescia a fine 2007 rappresentavano rispettivamente l 1,4%, l 1,3% e l 1,1% del mercato. Il dato proforma relativo ad A2A configura un operatore con il 2,5% del mercato. Il prezzo medio di vendita del gas sul mercato tutelato, al netto delle imposte, è stato pari a 43,15 centesimi per mc nel 2007, in crescita del 3,8% rispetto ai 41,57 centesimi del 2006 (nel 2005 era 35,36 centesimi; 33,65 nel 2004). Sul mercato libero nel 2007 la quotazione è stata di 28,13 centesimi, in riduzione dell 1,4% dai 28,53 centesimi del I valori medi nazionali delle condizioni economiche definite dall AEEG (che le società venditrici devono obbligatoriamente offrire alle famiglie accanto alle proprie offerte commerciali) indicano una quotazione nel 2007 pari a 67,3 centesimi per mc (di cui 27,8 centesimi pari al 41% del prezzo finale a titolo di imposte), in lieve riduzione dai 67,6 centesimi del 2006 (-0,5%). 2.2 La struttura delle imprese Il Gruppo A2A è nato dalla fusione per incorporazione di AMSA Holding e ASM Brescia in AEM, avvenuta in data 24 dicembre 2007 con efficacia 1 gennaio L incorporante ha contestualmente assunto la nuova denominazione. Per i profili del gruppi AEM ed ASM ante fusione si rinvia alle precedenti edizioni di questa indagine. Il controllo di A2A fa capo pariteticamente ai Comuni di Milano e di Brescia, con quote del 27,5% ciascuno; soci rilevanti sono Atel Holding A.G. (5%) e la Carlo Tassara (2,5%). Nel 2007 il Gruppo ha venduto 33 miliardi di kwh di energia elettrica (escludendo gli ulteriori 32 miliardi derivanti dal consolidamento proporzionale del Gruppo Edison) e 4,6 miliardi di metri cubi di gas, distribuendone rispettivamente 12 miliardi di kwh e 1,9 miliardi di metri cubi. Ha venduto inoltre 1,5 TWht di calore (primo operatore in Italia). Tenuto conto della quota di spettanza degli impianti di Edipower (20%), A2A ha una potenza installata su impianti propri pari a 3,4 GW, provenienti per 2,5 GW da impianti termoelettrici (Cassano d Adda - Mi, Ponti sul Mincio - Mn, Chivasso - To, Turbigo - Mi, Piacenza, Sermide - Mn, Brindisi, San Filippo del Mela - Me, Gissi - Ch e Scandale - Kr, questi ultimi due nel 2008 rispettivamente in avvio ed in fase di costruzione) e per 0,9 GW da impianti idroelettrici (Braulio - So, Stazzona - Co, Lovero - So, Grosio - So, Grosotto - So, Premadio - So, Mese - So, Udine, Tusciano - Sa e cinque impianti nelle vicinanze di Brescia). A tale capacità 50

7 è da aggiungere quella derivante dalla quota Edison (la cui capacità complessiva è pari a 12,5 GW). Il Gruppo è organizzato in quattro principali settori di attività: Energia: la produzione di energia elettrica avviene attraverso le centrali di Cassano d Adda (1.000 MW installati, in origine posseduta da AEM Milano al 75% e da ASM Brescia al 25%), che produce anche 30 MW termici per l attività di teleriscaldamento, Lamarmora, che produce 410 GWh elettrici e 960 GWh termici all anno e Mincio con due gruppi turbogas da 330 MW installati. La produzione di energia idroelettrica è ottenuta da 11 impianti per una potenza complessiva installata 900 MW. Le principali società del gruppo del settore energia sono: AEM Energia (società commerciale che gestisce la clientela sul mercato tutelato nell area di Milano ed opera a livello nazionale sul mercato libero dell energia e del gas), A2A Trading (AEM Trading fino al 30 novembre 2008, gestisce il portafoglio energetico del gruppo operando la compravendita di energia elettrica e gas sui mercati all ingrosso nazionali ed internazionali), ASMEA (ASM Energia Ambiente, operante nella vendita sul mercato libero), Bas Omniservizi (vendita di gas a Bergamo e provincia) e Plurigas (intermediazione di gas sui mercati all ingrosso); Calore e servizi: produce, distribuisce e vende calore nelle città di Milano, Brescia, Bergamo e in altri comuni dell hinterland bresciano e milanese, provvedendo alla manutenzione delle relative reti di teleriscaldamento. Il settore gestisce inoltre le centrali di cogenerazione di Linate, Malpensa, Milano Famagosta, Milano Tecnocity e Bergamo. Le principali società sono: A2A Calore&Servizi, ASM Calore e Servizi ed ASM Servizi; Reti: lo svolgimento dell attività di trasmissione e distribuzione di energia elettrica è effettuato da AEM Elettricità (che ha in gestione anche l illuminazione pubblica) per il territorio di Milano e Rozzano ed alcuni comuni limitrofi, da ASM Elettricità nel comune di Brescia ed in altri 45 comuni della provincia. L attività di trasporto e distribuzione di gas naturale è gestita da ASM Reti, operante in un ampia fascia del Nord Italia (dal Trentino fino alla provincia di Alessandria), in Abruzzo, Molise e nella provincia di Salerno, da AEM Gas, per il comune e la provincia di Milano, e da ASVT per la Val Trompia. La gestione del ciclo idrico integrato è svolta da BAS SII, ASVT e ASMEA; l attività comprende la captazione delle acque, la distribuzione idrica, la gestione della fognatura, la depurazione e la vendita dell acqua sul territorio delle province di Brescia e Bergamo; Ambiente: il Gruppo A2A gestisce cinque discariche dislocate in diversi comuni del territorio servito ed è il maggiore operatore nazionale nella valorizzazione energetica dei rifiuti attraverso gli impianti di Brescia e Bergamo (quest ultimo alimentato a CDR) e tramite l impianto Silla2 di Milano (ex AMSA). Le principali aziende operanti nel settore sono: AMSA per 51

8 Milano e provincia, Aprica per i comuni di Brescia, Bergamo e Mantova ed Ecodeco, attiva nella produzione di combustibile derivato dai rifiuti. Il Gruppo ACEA, attivo principalmente nei settori del ciclo idrico integrato e lungo la filiera dell energia, era controllato a fine 2007 dal Comune di Roma, con una quota pari al 51% del capitale ( 4 ). Le operazioni di generazione, trading e vendita dell energia elettrica fanno capo ad AceaElectrabel ( 5 ). Quest ultima controlla AceaElectrabel Produzione, AceaElectrabel Trading e AceaElectrabel Elettricità. Le attività di generazione fanno capo ad AceaElectrabel Produzione ( 6 ). La produzione idroelettrica nel 2007 è stata pari a 242,5 GWh, in netto calo rispetto ai livelli del 2006 (-43,4%) a causa della siccità invernale. Il parco degli impianti idroelettrici consta di cinque centrali ubicate nel Lazio (Castel Madama, Mandela, Orte e Salisano) e in Abruzzo (S. Angelo). La produzione termoelettrica si è ragguagliata a 4.391,2 GWh così generati: 1.938,7 GWh dalla centrale di Rosignano Solvay (Li), gestita da Roselectra con potenza installata pari al 380 MW, 639,4 GWh dalla centrale di Leinì (To), operativa dal primo novembre 2007, 387,1 GWh dalle due centrali di Tor di Valle (Rm), una in cogenerazione e una a ciclo combinato e 18,6 GWh dalla centrale di Montemartini di Roma ( 7 ). Alla produzione complessiva del 2007 ha poi concorso la centrale di Voghera (Pv) con 1.407,5 GWh, di proprietà della Voghera Energia e potenza installata pari a 380MW, la cui energia spetta ad AceaElectrabel Produzione sulla base di accordi di tolling ( 8 ). Sempre nell ambito della generazione di energia elettrica, ad ACEA spetta il 15% della produzione di Tirreno Power, quarta società di produzione in Italia ( 9 ). L acquisizione del Gruppo Tad Energia Ambiente, avvenuta nel luglio del 2006, ha segnato l ingresso del Gruppo ACEA nel settore del Waste to Energy. Tad Energia Ambiente è proprietaria di 2 termovalorizzatori di potenza complessiva installata pari a 20 MW, un impianto di produzione di combustibile derivato da rifiuti (CDR) sito a Paliano (Fr), gestito dalla Enercombustibili, ed una discarica nel Comune di Orvieto (Tr), gestita dalla SAO. La controllata Terni EN.A. gestisce il termovalorizzatore di Terni, operante in regime CIP6, mentre la società EALL S.r.l. ha la proprietà di quello di San Vittore del Lazio (Fr) che smaltisce ( 4 ) Gli altri azionisti rilevanti alla stessa data erano: Gruppo GdF Suez (8,61%), Gruppo Caltagirone (5%) e Schroder Investment Management Ltd (4,97%). ( 5 ) AceaElectrabel era controllata a fine 2007 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.. La Electrabel fa capo al Gruppo GdF Suez, nato nel luglio 2008 dalla fusione tra Gaz de France e Suez. ( 6 ) La società è controllata da Electrabel Italia (50% più una azione) e da AceaElectrabel (50% meno una azione). ( 7 ) La Roselectra è partecipata da AceaElectrabel Produzione (99,5%) e dalla Solvay Chimica Italia (0,5%). ( 8 ) La Voghera Energia fa capo a AceaElectrabel Produzione (80%) e a ASM Voghera (20%). ( 9 ) I cui azionisti sono, con quote del 50% ciascuno: EblAcea (a sua volta controllata da Electrabel con il 70% ed ACEA con il 30%) ed Energia Italiana (62% Sorgenia del Gruppo CIR, 11% HERA, 11% Iride, 8% ciascuno Banca Monte dei Paschi di Siena e BNL). 52

9 annualmente più di tonnellate di CDR con una produzione, nel 2007, di circa 80 GWh. Attraverso il comparto cogenerativo della centrale di Tor di Valle (Rm) il Gruppo ACEA offre servizi di teleriscaldamento a circa abitanti in due quartieri di Roma, Torrino Sud e Mostacciano, cui sono stati erogati nel ,5 GWh di calore. Da menzionare, infine, la generazione da impianti eolici che nel 2007 è valsa 18 GWh, con il contributo dei complessi di Longano e Capracotta (Is), gestiti dalla controllata Longano Eolica ( 10 ). ACEA, attraverso la controllata ACEA Distribuzione, è il secondo operatore nazionale nel settore della distribuzione dopo Enel ( 11 ). L attività di vendita di energia elettrica ai clienti del mercato di maggior tutela e di salvaguardia di Roma e Formello, nonchè di energia elettrica e gas sul mercato libero, fa capo ad AceaElectrabel Elettricità. Nel 2007 AceaElectrabel ha venduto 68,7 milioni di mc di gas naturale attraverso la controllata AceaElectrabel Trading, che effettua anche le operazioni di compravendita per le società del Gruppo. ACEA, inoltre, è tra i maggiori operatori nazionali nel campo dell illuminazione pubblica, gestendo in particolare quella della Capitale (attraverso Acea Distribuzione) in base ad un contratto di servizio con il Comune di Roma scadente nel Dal 2004 al 2008 ha gestito i circa punti luce della città di Napoli tramite la Luce Napoli Scarl (ATI - Associazione Temporanea d Imprese con la Graded e la Alfano) ( 12 ). Da menzionare infine le seguenti partecipazioni qualificate: Umbria Energy che opera in tutto il territorio umbro ed è nata nel 2004 dalla joint-venture fra ASM Terni ed AceaElectrabel Elettricità (50%); Voghera Energia Vendita, attiva nelle province di Pavia ed Alessandria, nata nel 2005 dalla compartecipazione di ASM Voghera ed AceaElectrabel Elettricità (50%); Elettria, attiva in tutto il territorio toscano nella commercializzazione di energia e gas ai clienti del mercato libero, nata nel 2006 da un accordo fra Gruppo Consiag e AceaElectrabel Elettricità (49%); Elgasud, operante in Puglia e Basilicata nella commercializzazione di energia e gas ai clienti del mercato libero, nata nel 2006 da un accordo fra AceaElectrabel Elettricità (49%), Amgas di Bari ed Amet di Trani. HERA è una multiutility nata nel 2000 dall aggregazione di 11 società ex municipalizzate emiliane. La compagine sociale vede quale maggior azionista il ( 10 ) La Longano Eolica è controllata dalla AceaElectrabel Produzione al 51% e dalla Sciara al 49%. ( 11 ) ACEA Distribuzione è controllata al 50% da ACEA e per la quota restante da ARSE - Acea Reti e Servizi Energetici (100% ACEA). ( 12 ) Luce Napoli è risultata aggiudicataria della gara indetta dal Comune di Napoli, in ATI con Graded ed Alfano, con decorrenza 1 ottobre Nel corso del 2007 altre aziende che avevano partecipato alla gara per l affidamento del servizio hanno presentato ricorso in sede amministrativa. Ciò ha portato all esclusione sia dell ATI che delle imprese ricorrenti, sancendo l assenza di offerte valide. A valere su una successiva determinazione del Comune di Napoli, dal 19 novembre 2008 l illuminazione pubblica cittadina è gestita dall ATI Citelum S.A. - Siram S.p.A. La francese Citelum è un operatore internazionale nel campo dell illuminazione pubblica. In Italia gestisce oltre 20 contratti di pubblica illuminazione fra cui quello relativo alla città di Venezia ( punti luce). È controllata dalla Dalkia S.A., joint-venture tra Veolia Environnement (66%) ed EdF (34%). 53

10 Comune di Bologna, affiancato da altri comuni ed enti pubblici territoriali, per un totale di 183 soggetti con una quota complessiva del 58,2% del capitale ( 13 ). Le principali acquisizioni hanno riguardato la Geat (illuminazione pubblica e rifiuti urbani a Riccione) nel 2003, Agea (settore energetico e ambientale in Provincia di Ferrara), Acosea (servizio idrico integrato in Provincia di Ferrara) ed Ecologia Ambiente (rilevato dall ENI e operante nel trattamento rifiuti speciali) nel 2004, Meta (servizi energetici, idrici e ambientali in Provincia di Modena) nel 2005, la rete elettrica di ENEL in 18 comuni della Provincia di Modena nel 2006, Aspes Multiservizi e SAT (multiutility operanti rispettivamente nelle province di Pesaro-Urbino e Modena) nel Nello stesso anno, la fusione tra Megas di Urbino e Aspes Multiservizi di Pesaro ha dato vita alla nuova società Marche Multiservizi di cui il Gruppo HERA detiene il 41,8%. Con il 1 gennaio 2008, infine, ha avuto effetto l incorporazione di SAT in HERA. Altre rilevanti acquisizioni sono state effettuate nella distribuzione e vendita del gas e nella generazione elettrica, in quest ultimo ambito con l assunzione delle partecipazioni del 5,5% in Tirrenopower, del 15% in Calenia Energia e del 39% nella Set, società che nel complesso presentano una capacità installata pari a MW. Il Gruppo, che opera in oltre 180 comuni nel servizio idrico e in 145 in quello ambientale, è organizzato in una holding (HERA) che controlla sette principali società operative in Emilia Romagna (HERA Bologna, HERA Rimini, HERA Forlì-Cesena, HERA Imola-Faenza, HERA Ferrara ed HERA Modena), cui si aggiunge la Aspes nelle Marche. Il servizio di distribuzione di energia elettrica e gas è affidato a società territoriali, mentre la vendita fa capo alla controllata HERA Comm; l approvvigionamento di gas ed energia elettrica è curato dalla controllata HERA Trading. Il Gruppo HERA rappresenta uno dei maggiori operatori nazionali nell ambito dell illuminazione pubblica con circa punti luce gestiti in 60 comuni dell Emilia-Romagna e nel campo del teleriscaldamento ove ha erogato 392 GWh di calore nel corso del È inoltre tra i principali player nel settore ambiente per quantità di rifiuti raccolti e smaltiti; conta su oltre 70 impianti di smaltimento fra cui sette termovalorizzatori (Bologna, Ferrara, Forlì, Modena, Ravenna, Rimini) ed 11 impianti per la captazione di biogas da discarica. Gestisce, inoltre, impianti di cogenerazione situati a Bologna, Ferrara, Forlì, Cesena, Imola e Modena, 4 turboespansori (Bologna, Ferrara, Forlì e Ravenna) ed un impianto idroelettrico a Cavaticcio (Bo). ( 13 ) I principali azionisti sono il Comune di Bologna (15,0%), i comuni dei territori modenesi (13,7%, attraverso la società HSST), alcuni comuni delle province di Bologna e Ravenna (5,4%, attraverso il consorzio Con. AMI), il Comune di Ravenna (4,8% attraverso la società Ravenna Holding), il Comune di Rimini (2,4%), il Comune di Cesena (2,3%), il Comune di Ferrara (2,2%) e il Comune di Forlì (2,2%). Secondo l art. 8 dello statuto nessun socio singolo, diverso dagli Enti locali, può detenere una partecipazione azionaria superiore al 2% del capitale sociale; qualora tale limite venga superato, non può essere esercitato il voto inerente alle azioni eccedenti. 54

11 Il Gruppo Iride è nato nel 2006 dall aggregazione fra AEM Torino e AMGA di Genova ( 14 ). L attività operativa è svolta attraverso quattro società facenti capo alla holding Iride, che ha sede a Torino. Iride Energia (operativa dal 31 ottobre 2006), con sede a Torino, svolge attività di produzione e distribuzione di energia elettrica e calore; nella città di Torino il servizio di distribuzione dell energia elettrica è svolto dalla controllata AEM Distribuzione Torino. Iride Mercato, con sede a Genova, gestisce le attività di approvvigionamento e commercializzazione di energia elettrica, gas e calore, nonché quelle di trading dei certificati verdi e di quelli bianchi. Il 1 luglio 2007 AEM Torino Distribuzione ha conferito il ramo d azienda relativo alla vendita di energia elettrica ai clienti ex vincolati ad Iride Mercato che è divenuta l esercente del servizio di maggior tutela nel bacino storico di Torino; in pari data, Iride Energia le ha conferito il ramo d azienda relativo alla gestione dei clienti teleriscaldati di Torino (serviti attraverso la rete di AES). Iride Acqua Gas (operativa dal 31 ottobre 2006, con sede a Genova) è titolare dell affidamento del servizio idrico integrato nell ATO di Genova, in cui opera attraverso le società Mediterranea delle Acque (partecipata al 68,32%), Am.Ter (49%) e Idro-Tigullio (66,56%); dal 2007, attraverso la Società per la Condotta di Acque Potabili (partecipata al 43,99%), controllata congiuntamente con la Smat di Torino, è aggiudicataria della gestione trentennale del servizio idrico integrato nella Provincia di Palermo (82 Comuni ed 1,2 milioni di abitanti); inoltre, distribuisce gas metano nella Provincia di Genova (attraverso la controllata Genova Reti Gas), in comuni limitrofi e in altri comuni sul territorio nazionale, in particolare Grosseto (tramite la controllata GEA), Cassino - Fr e Battipaglia - Sa (tramite la controllata Aquamet). Iride Servizi, infine, fornisce a Torino il servizio di illuminazione pubblica, quello semaforico e la gestione degli impianti termici nonché quella delle infrastrutture telematiche. La holding Iride detiene alcune partecipazioni di rilievo: il 10% di Edipower (45% Edison, 20% A2A, 20% Atel, 5% Unicredit), l 11% di Energia Italiana (78% Sorgenia, 11% HERA), il 30% di Plurigas (70% A2A) ed il 51% di AES Torino (49% di Italgas); quest ultima gestisce una delle più estese reti di teleriscaldamento nazionali (nel 2007, km per circa clienti serviti e 40 milioni di metri cubi allacciati). Il Gruppo Iride nel 2007 disponeva complessivamente di circa MW di potenza istallata, di cui MW direttamente e 830 MW tramite Edipower. Il parco produttivo comprendeva 12 impianti idroelettrici (426 MW di potenza installata complessiva) e 4 impianti termoelettrici per la cogenerazione che rappresentano una potenza complessiva pari a 603 MW elettrici (499 MW in ( 14 ) I principali azionisti di Iride a fine 2008 erano: Finanziaria Sviluppo Utilities (società controllata in modo paritetico dal Comune di Genova e dal Comune di Torino) al 58%, Intesa Sanpaolo al 4,7% e Fondazione Cassa di Risparmio di Torino al 4%. La Finanziaria Città di Torino S.r.l., controllata in modo totalitario dal Comune di Torino, detiene le n azioni di risparmio non quotate di Iride, pari all 11% circa del suo capitale sociale. Secondo l art. 8 dello statuto nessun socio singolo diverso dalla società controllata congiuntamente dai Comuni di Genova e Torino può detenere una partecipazione superiore al 5% del capitale sociale. 55

12 assetto cogenerativo) e MW termici. È stato inoltre avviato il progetto di costruzione della nuova centrale di Torino Nord da 400 MW la cui entrata in servizio è prevista nel Il Gruppo Iride è, infine, impegnato in due progetti per la realizzazione di altrettanti rigassificatori. Il primo, tramite la controllata OLT Offshore LNG Toscana, ha per oggetto l installazione e messa in opera di un impianto flottante al largo delle coste di Livorno, per una capacità di trasformazione autorizzata di 3,75 miliardi di mc all anno ( 15 ). Il secondo, in fase autorizzativa, attraverso la controllata LNG Medgas Terminal, in joint-venture con Sorgenia, prevede la realizzazione al largo delle coste calabresi di un impianto con capacità di 12 miliardi di mc all anno. Nell ottobre del 2008 i rispettivi consigli d amministrazione hanno approvato il progetto di fusione di Enìa in Iride. La nuova società sarà partecipata dalla Finanziaria Sviluppo Utilities (controllata congiuntamente dai Comuni di Torino e Genova) con una quota pari a circa il 33% del capitale, mentre gli ex soci pubblici di Enìa (principalmente i Comuni di Reggio Emilia, Parma e Piacenza) deterranno circa il 24%. Il Gruppo risultante dall aggregazione gestirà, tra l altro, una rete elettrica di km, al servizio di 710mila clienti, con volumi di produzione e vendita pari, rispettivamente, a e GWh. Nel gas si stima un bacino d utenza di oltre un milione di utenti raggiunti da una rete di km, con volumi distribuiti pari a poco meno di due milioni di mc. La nuova società sarà inoltre operativa in campo ambientale (1,3 milioni di tonnellate di rifiuti trattati e 1,1 milioni di abitanti serviti), idrico (2,4 milioni di abitanti serviti per una rete di km) e nel teleriscaldamento (1.906 GWht venduti) ( 16 ). 2.3 La produzione dei servizi Energia elettrica I dati riportati nella Tabella 2.1 consentono di valutare la taglia delle imprese analizzate attraverso due parametri significativi: il numero di clienti serviti e la lunghezza della rete da cui essi sono raggiunti. Si tratta di grandezze che mostrano in generale una modesta dinamica temporale nel quinquennio: le uniche variazioni rilevanti si registrano per effetto di eventi di crescita esterna, come nel caso di ASM Brescia, a seguito essenzialmente dell incorporazione della BAS, operante nell area bergamasca (con conseguente aumento della clientela di oltre il 96% e della rete del 146%) e di HERA che, ad esito delle acquisizioni citate nel paragrafo precedente, ha segnato una crescita ancora più marcata degli stessi parametri pari, rispettivamente, al 446% e al 560%. ( 15 ) Gli azionisti di OLT Offshore LNG Toscana a fine 2008 erano: Iride Mercato (30,5%), Endesa Europa (30,5%), Golar LNG (16%) e OLT Energy Toscana (23%). ( 16 ) Fonte: Iride-Enìa, Presentazione del progetto di fusione alla comunità finanziaria, Milano 30 ottobre

13 Nel 2007 le imprese elettriche il cui controllo era riconducibile ai maggiori comuni italiani avevano un portafoglio composto da circa 3,5 milioni di clienti (in crescita di circa del 12,4% dal 2003) e gestivano una rete elettrica estesa per circa km (cresciuta del 26%), rispettivamente l 11,4% 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 operatore, seguìto da ACEA ed AEM (ora A2A). Da notare che l aggregazione delle reti e della clientela di AEM Milano ed ASM Brescia in A2A (non ancora operativa a fine 2007) porta ad un entità con oltre un milione di clienti ed una rete che supera i km, ancora di dimensione inferiore rispetto ad ACEA. Le società comunali rappresentano inoltre quote non trascurabili delle reti di distribuzione in bassa e media tensione nelle regioni di appartenenza: le maggiori incidenze sono quelle di ACEA (30% della rete laziale), HERA (9,6% della rete emiliano romagnola) e AEM (7,9% della rete lombarda). L aggregato con ASM Brescia porta A2A a rappresentare oltre il 12% della rete della Lombardia. 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 della rete nazionale: è questa, ad esempio, la causa della riduzione della porzione detenuta da AEM (da km nel 2005 a soli quattro nel 2007). La rete a bassa e media tensione è invece strumentale all attività di distribuzione, svolta in regime di concessione ministeriale. Gli operatori in esame presentano un numero di clienti per ogni km di rete molto disomogeneo: si va dai valori minimi di ENEL ed HERA (28-29 clienti/km), le cui reti raggiungono evidentemente zone a bassa concentrazione abitativa, alle maggiori densità che sono di Iride e di AEM, rispettivamente 106 e 90 clienti serviti per chilometro di rete gestito. 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), portando ad un valore medio di circa 70 clienti/km. La densità della rete è un coefficiente vischioso nel tempo e mostra variazioni, anche in questo caso, solo per effetto di modifiche del perimetro societario: nei due casi già menzionati (ASM ed HERA) l effetto è una riduzione del numero di clienti per km (da 55 a 42 per ASM e da 35 a 29 per HERA). Quanto, infine, alla quantità di energia vettoriata da ogni km di rete, le reti di HERA e ENEL (che sono le meno densamente allacciate) presentano i coefficienti di utilizzo più contenuti (0,2 GWh per km per anno), ACEA presenta un valore intermedio (0,4 GWh), mentre i livelli maggiori sono di Iride ed AEM, che sono le reti più fittamente allacciate (rispettivamente 0,7 e 0,8 GWh), e di ASM che è relativamente anomala avendo un numero intermedio di clienti per km di rete (0,8 GWh). La Tabella 2.2 riporta la produzione elettrica differenziando per fonte (termoelettrica, idroelettrica, altro). Si tratta di dati relativi alla generazione da impianti di proprietà e quindi non vi figurano le quote di energia disponibili a 57

14 seguito di accordi di tolling o partecipativi, i cui apporti sono specificati in nota; nè è compreso il rilevante contributo che deriva ad AEM dal controllo al 50% del Gruppo Edison (anch esso specificato in calce alla tabella). Il concorso del termoelettrico sul totale continua ad essere preponderante: è compreso tra il 70 ed il 75%, raggiungendo picchi del 91% in ACEA. In aggregato, dei GWh generati nel 2007 dai produttori comunali, circa il 76% viene da fonte termoelettrica; nel 2003 il rapporto era pari al 60%. La produzione idroelettrica si è peraltro ridotta di oltre il 10% nel quadriennio, scontando anche la siccità degli ultimi inverni (da a GWh), mentre la produzione termoelettrica è aumentata nel periodo del 140%, per il pronunciato sviluppo del parco impianti perseguito più o meno intensamente da tutti gli operatori. ENEL ha conosciuto un evoluzione inversa ed ha visto ridimensionare l incidenza del termoelettrico dal 77% al 71%; si tratta dell effetto combinato delle note dismissioni ope legis (cessioni Genco ) che hanno ridimensionato la produzione termoelettrica del 36% e della meno pronunciata riduzione della generazione idroelettrica (-19%) per i già richiamati problemi climatici. Nella generazione l aggregazione tra AEM Milano ed ASM Brescia porta ad una produzione pro-forma di oltre GWh, la maggiore tra quelle sviluppate dagli 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 (+113% Iride, +315% ACEA), mentre la sola ENEL si è ridimensionata del 32%. Complessivamente le imprese comunali generano volumi pari a circa il 17,5% di quanto prodotto da ENEL a fine 2007 (era il 6,5% circa nel 2003). Si segnala, infine, che le società che hanno maggiormente espanso la propria rete distributiva (ASM ed HERA) hanno accresciuto relativamente meno il proprio parco produttivo (rispettivamente +49,5% e +55,1%). Nel loro insieme le aziende comunali hanno accresciuto la propria generazione di energia elettrica dell 86,5% tra il 2003 ed il 2007, contro una riduzione del 31,6% di ENEL. A livello distributivo le società a controllo municipale segnano una crescita aggregata meno pronunciata rispetto a quella sperimentata dalla generazione: i volumi distribuiti salgono da GWh circa a GWh (+27,5%); nello stesso periodo il Gruppo ENEL si è sviluppato del 4,6%, sicché la quantità di energia distribuita dalle imprese comunali rappresentava nel 2007 l 11,6% di quanto distribuito da ENEL (era il 9,5% nel 2003). L ACEA ha erogato nel 2007 i volumi maggiori, dopo l ENEL, con GWh, un livello sostanzialmente allineato a quello dell aggregato di A2A (circa GWh). I maggiori incrementi nel periodo vanno ascritti ad ASM (+269,1%) ed HERA (+341,7%) per effetto della già menzionata espansione della rete distributiva realizzata attraverso acquisizioni. La distribuzione alla clientela vincolata rispetto alla clientela libera ha conosciuto dal 2003 un progressivo e generalizzato ridimensionamento per effetto della progressiva apertura del mercato perfezionatasi dal 1 luglio

15 Circa la vendita, infine, AEM sopravanza ACEA ed Iride ( GWh contro i di ACEA e i di Iride); in questo segmento l aggregazione con ASM sembra portare ad un operatore 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 nei cinque anni il volume delle vendite del 148% mentre ENEL lo ha ridotto di circa il 6%. Le vendite sviluppate dall insieme delle società municipali rappresentavano nel 2003 il 18% del totale di ENEL, quota lievitata al 47% nel 2007, essenzialmente per la crescita dei clienti sul mercato libero Gas naturale Relativamente al numero di clienti serviti (Tabella 2.3) il maggiore operatore comunale è HERA che a fine 2007 ha superato il milione di clienti con una crescita sul 2003 pari al 46%. Seguono AEM Milano (circa 828mila clienti) e Napoletanagas del gruppo ENI (708mila clienti circa), operativa nel solo vettoriamento, essenzialmente per conto del gruppo ENI. Taglia più ridotta hanno AES Torino (società di vettoriamento a controllo congiunto Iride e Italgas) e ASM Brescia. Il Gruppo Iride è inoltre presente anche nella città di Genova ove la società di vettoriamento Iride Acquagas ha raggiunto nel 2007 circa 350mila clienti (300mila dei quali clienti della società commerciale Iride Mercato). L unione di ASM con AEM Milano porta a fine 2007 ad un bacino di utenza di oltre un milione e duecentomila clienti (di cui 828mila apportati da Milano) allacciati ad una rete che si estende per km (di cui apportati da Brescia). I maggiori operatori in assoluto restano quelli operanti su scala nazionale: Italgas con 4,5 milioni di clienti indiretti, poiché la società effettua il vettoriamento del gas per conto delle società venditrici, ed ENEL con 2,5 milioni circa di clienti. È da rilevare che l aggregato delle imprese comunali ha incrementato nel periodo i clienti del 35% mentre per ENEL ed Italgas l aumento è di circa il 17%; inoltre, la rete delle prime si è espansa del 42% contro l 8% circa delle seconde due. Infine, anche nel gas la rete di AEM ha una densità di clienti decisamente elevata (351 clienti per km) inferiore solo a quella di Iride (412), ma tripla rispetto a quella di ASM che presenta una concentrazione bassa e similare a quella di ENEL. Circa duecento 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 densità minori riguardano le reti a grande estensione (ENEL ed Italgas) che raggiungono zone meno densamente abitate. I volumi più elevati di gas vettoriato (Tabella 2.4) sono quelli di Italgas (che controlla anche la Napoletanagas) specializzata in questa attività; seguono ENEL ed HERA. I maggiori volumi di vendita sono sviluppati da ENEL ed HERA. I 59

16 consumi pro capite si attestano per tutte le aziende tra i ed i mc annui circa L illuminazione pubblica La Tabella 2.5 presenta alcuni dati sull illuminazione pubblica, servizio reso generalmente dalla società esercente la distribuzione di energia elettrica. Il maggiore operatore nazionale è Enel Sole (non compresa nel campione) che a fine 2007 gestiva punti luce (+1,5% sul 2006) per clienti costituiti essenzialmente da amministrazioni comunali; la società è anche presente nel settore della illuminazione artistica con punti luce. La società comunale di maggiori dimensioni è la HERA, attraverso la propria controllata HERA Luce, presente nel 2007 in 60 comuni dove gestisce complessivamente oltre 319mila punti luce. ACEA, secondo operatore, gestisce circa 160mila punti luce (dei quali quasi 11mila di natura artistica) nel Comune di Roma ed ulteriori 48mila punti luce circa nel Comune di Napoli, dove dal 2004 al 2008 ha curato il servizio in ATI (Associazione Temporanea d Impresa) con la propria controllata ACEA Luce e le società Graded ed Alfano. Il totale dei punti luce riferibili ad ACEA per Roma e Napoli è quindi di circa unità, cui vanno aggiunte alcune gestioni minori in altri comuni, sempre tramite Acea Luce, tra cui: Foggia, Frascati e Fiumicino. AEM Milano ed Iride Torino hanno una consistenza paragonabile (rispettivamente 125mila e 90mila punti luce), mentre la ASM presenta una scala più ridotta (57mila punti luce). Il tempo medio di sostituzione di una lampada spenta, oscilla, per le società che hanno comunicato il dato, tra uno e due giorni, fatta eccezione per ACEA che per la città di Roma dichiara 9,5 giorni (ma erano addirittura 22 nel 2003). Quanto alla dotazione per abitante, Napoli ha il valore più basso, con circa 50 punti luce ogni mille abitanti a fine 2007, seguita da Roma ove la dotazione cresce a circa 59 punti luce per abitante. Torino e Milano si allineano su valori prossimi a 100 punti luce mille abitanti (rispettivamente 100 e 96), mentre la copertura più capillare è quella garantita da ASM sui territori di Bergamo e Brescia ove si raggiungono, in media, 185 punti luce per ogni mille abitanti, seguiti dai comuni serviti da HERA (173). 2.4 Tariffe, ricavi e costi unitari Gli indici unitari di ricavo, costo ed investimento sono stati ottenuti come rapporto tra grandezze contabili e quantità di servizio erogato. La loro valutazione richiede cautela. In primo luogo perché le società oggetto di analisi presentano strutture organizzative molto diverse; in particolare alcune di esse sono multiutility e dunque operano in più settori; in tal caso la documentazione contabile è poco dettagliata, soprattutto per quanto concerne l attribuzione dei costi. In secondo luogo perché dal 2005 talune imprese (tutte le quotate) hanno redatto il proprio 60

17 bilancio sulla base dei principi contabili internazionali IFRS, rettificando il 2004, ma generando discontinuità con il Gli indici sono stati calcolati utilizzando i dati per area comunicati dalle società; in loro assenza si è fatto ricorso a quelli pubblicati nelle relazioni sulla gestione dei bilanci consolidati, integrati con la documentazione contabile predisposta in base alle Delibere n. 310 e 311 del 2001 dell AEEG in tema di separazione contabile (unbundling), oppure ai bilanci redatti dalle società controllate che svolgono l attività esaminata (nel caso di separazione societaria). Gli indici di costo sono stati ricavati sulla base dei costi operativi totali (ossia escludendo le componenti finanziarie), al netto dei costi capitalizzati e dei ricavi diversi. Per le imprese che operano nel settore elettrico sono stati calcolati indicatori distinti per le società di produzione di energia elettrica, per quelle di distribuzione e, infine, per quelle di vendita. Nel gas invece si è separato il vettoriamento dalla vendita. Quanto agli investimenti, essi sono rapportati sia alla produzione (centesimi per kwh di energia elettrica o mc di gas) sia, come cumulo quinquennale ( ), al valore delle immobilizzazioni materiali lorde di fine Tale dato è sempre prodotto per l impresa nel suo insieme e, ove possibile, evidenziato per singole linee di business (ma sovente non si dispone del dato sugli immobilizzi lordi per singoli segmenti). Nel valutare i ricavi unitari si deve infine considerare che le transazioni (ad esempio, la cessione di energia dalla società di produzione a quella di trading) avvengono spesso tra soggetti appartenenti allo stesso gruppo e dunque i valori rilevati possono essere condizionati da logiche di gruppo e tener conto che le condizioni di vendita al mercato sono influenzate dal differente assortimento della clientela (mercato libero, oppure vincolato o in regime di maggior tutela). I ricavi unitari relativi alla produzione di energia delle società qui considerate (Tabella 2.7) sono pari in media (ponderata per le quantità prodotte, escludendo l ENEL e l AEM) a 10,06 centesimi per kwh nel 2007 contro 8,05 centesimi per kwh del 2003, in crescita nel quadriennio del 25%. Si ricorda che la componente relativa al costo di generazione incorporata nelle condizioni economiche medie di maggior tutela è stata pari mediamente a 9,32 centesimi per kwh nel 2007, contro 9,11 nel Essa era pari a 9,56 centesimi nell ultimo trimestre del 2007, salita a 10,73 centesimi nel secondo semestre del I costi unitari complessivi sono aumentati in modo più accentuato nel quadriennio (+36,3%), portando la propria incidenza sul fatturato a valori prossimi al 90% (nel 2003 l incidenza era dell 82%). È da rilevare che il dato medio dei costi è influenzato dal Gruppo Iride per il quale non è possibile separare gli oneri relativi alla generazione di energia elettrica da quelli della produzione di calore; isolando quest ultima dai ricavi di Iride (unico dettaglio disponibile), il ricavo medio complessivo per kwh sarebbe di 6,56 centesimi nel 2003, 7,29 nel 2004, 7,20 nel 2005, 8,11 nel 2006 e 9,16 centesimi nel 2007 (con un incremento del 39,6% nel quadriennio). AEM Milano resta l operatore con i ricavi unitari più bassi nel 2007 (4,95 centesimi), per le peculiarità produttive di cui si dirà oltre e che ne hanno indotto l esclusione dalla media; i restanti operatori sono compresi in un range che va dai 7,93 centesimi di 61

18 ASM Brescia ai 10,26 centesimi di ACEA. ENEL ha un ricavo per kwh pari a 10,93 euro. In generale, il 2007 pare caratterizzato da marcati aumenti nei ricavi unitari per quasi tutti gli operatori rispetto al 2006: ACEA +11,5%, ASM Brescia +8,8%, ENEL +7,3%, Iride +13,6%. La diversità dei ricavi unitari trova motivazioni oltre che nell inevitabile approssimazione derivante dalla separazione contabile delle poste per segmenti della filiera, dal diverso mix produttivo (ad esempio, presenza più o meno accentuata di produzione CIP6 o da fonti rinnovabili rispetto al termoelettrico), dalle differenti politiche commerciali, dal disomogeneo livello di efficienza tecnica degli impianti e da elementi contingenti che possono condizionare i volumi prodotti (fermi, guasti, ecc.). La minore incidenza dei costi sui ricavi nel 2007 è segnata da AEM Milano, con appena il 56%. Il caso della società milanese è tuttavia del tutto particolare, poiché gli impianti di produzione sono soggetti ad un accordo di contrattualizzazione con AEM Trading che programma e commercializza all ingrosso la produzione delle centrali di AEM. Una valutazione più completa del costo di produzione dovrebbe quindi basarsi su un consolidamento della divisione produzione di AEM con la AEM Trading, la quale peraltro opera anche nella compravendita di energia elettrica e gas, il che rende difficoltoso separare le sole componenti riferibili alla generazione. I ricavi unitari di AEM Trading per la sola vendita di elettricità nel 2007 sono stati pari a 8,43 centesimi per kwh (1.406 milioni di euro per GWh ceduti). Riguardo i dati sugli investimenti (circa 40 centesimi investiti in media per ogni euro di fatturato) fra le comunali i valori più elevati sono di ASM Brescia (5,38 centesimi per kwh) ed ACEA (3,73 centesimi), società che hanno in corso di sviluppo significativi ampliamenti del parco produttivo, quelli più contenuti di AEM (0,66 centesimi). La tabella non comprende i dati di HERA, in quanto la società opera solo marginalmente nella generazione. I margini (differenza tra ricavi e costi operativi) rispetto al 2006 registrano un calo superiore al 30% (da 1,25 centesimi a 0,84 centesimi), oscillando in un range che va dai 0,22 centesimi di ACEA fino a 1,31 centesimi di ASM ed Iride, anche se il dato più elevato resta quello di ENEL (2,49 centesimi). Da rilevare che sul dato medio ha inciso il forte ridimensionamenti di ACEA (da 1,55 a 0,22 centesimi) da ricondurre ad eventi specifici che hanno interessato la società nel corso del 2007 ( 17 ). Si è conseguentemente accresciuta anche l incidenza dei costi totali sui ricavi, passata in media dall 82% del 2003 al 92% del 2007: per i motivi già richiamati il rapporto di ACEA si è fortemente deteriorato (dall 86% del 2003 al 98% del 2007). Si è infine calcolata la dotazione di immobilizzi materiali per la generazione di un kwh di energia: le dotazioni più snelle sono quelle di AEM Milano (15,5 centesimi) ed ACEA (19,9 centesimi), mentre i valori più elevati sono di ASM (28 centesimi), Iride (31,4 centesimi) ed ENEL (36,5 centesimi). I ricavi ed i costi unitari riportati nella Tabella 2.8 si riferiscono alla distribuzione di energia elettrica ai clienti vincolati ed ai clienti idonei allacciati ( 17 ) Si tratta di conseguenze dovute alla scarsa idraulicità nonché ai guasti delle centrali di Salisano e di Voghera. 62

19 alla rete del distributore locale. I valori di ricavo unitario sono relativamente poco dispersi tra gli operatori: il range va da 1,85 centesimi di ENEL a 2,25 centesimi di HERA; rispetto allo scorso anno si osserva un ulteriore allineamento delle varie società su valori prossimi ai 2 centesimi di euro per kwh distribuito. Dopo un aumento dei ricavi unitari di circa il 2% durante il 2006, per il 2007 i valori medi del panel mostrano un ulteriore incremento del 5,6% rispetto al Gli ammortamenti diventano spesso la componente di costo più rilevante ed anche l incidenza degli investimenti permane elevata (oltre 35 centesimi investiti in media nel 2007 per ogni euro fatturato, poco al di sotto della percentuale rilevata per la generazione): il loro valore unitario è compreso tra 0,34 (Iride) e 0,60 centesimi (AEM), con la notevole eccezione di ACEA che è attorno al centesimo (1,04), per effetto di significativi interventi di ammodernamento della rete. L elevato valore di ASM nel 2003 è dovuto all acquisto di una porzione di rete distributiva da ENEL. La dotazione di immobilizzazioni materiali per ogni kwh distribuito è circa la metà rispetto agli impianti di generazione (12,5 centesimi contro 23) ed è compresa tra i 6,1 (ASM) ed i 16,3 centesimi (ACEA). L incidenza dei costi sul fatturato è mediamente più contenuta rispetto alla generazione, come lecito attendersi in un segmento monopolistico (pur regolamentato), con punte di particolare entità per le reti più estese (ENEL). Quanto infine alla vendita gli indici unitari sono raccolti nella Tabella 2.9. I dati rivelano con chiarezza che i costi operativi (essenzialmente l approvvigionamento) coprono la quasi totalità dei ricavi. Ammortamenti e costi del lavoro sono marginali, gli investimenti pressoché nulli. I margini sono assai esigui (0,18 centesimi per kwh contro 0,62 della produzione) ed è elevata l incidenza dei costi operativi sui ricavi (98% in media). Questi ultimi oscillano tra i 9,8 centesimi di AEM e i 15,7 di ENEL (la media del panel nel 2007 è 10,6 centesimi). Nel valutare tali evidenze è necessario anche tenere in considerazione il differente mix di utenza servita (ad esempio, Enel Distribuzione opera solo sul mercati ex vincolato) e, soprattutto, la piena apertura dal 2007 del mercato, con conseguente ulteriore riassortimento della clientela (maggior tutela, salvaguardia, mercato libero). In alcuni casi, rilevanti operazioni societarie hanno ulteriormente modificato il mercato nel tempo di riferimento di alcune società, incidendo sulla dinamica delle componenti di costo e ricavo unitario (è il caso dell incorporazione da parte di AceaElectrabel Elettricità di Alpenergia Italia, importante operatore sul mercato libero). * * * Le società del settore del gas sono distinte a seconda che svolgano attività di vendita, oppure solo servizio di vettoriamento. La Tabella 2.10 riporta i dati unitari (per metro cubo) per quest ultima attività. I ricavi sono sostanzialmente compresi tra 6,4 (ASM) ed 9,0 (AEM) centesimi nel 2007, ad eccezione di Napoletanagas ed Iride Acqua Gas, i cui ricavi unitari sono pari a centesimi, ed HERA, 63

20 all estremo opposto, con 5,8 centesimi. Come nella distribuzione elettrica, il costo del lavoro e gli ammortamenti rappresentano le maggiori componenti di costo. Il trend dei ricavi unitari, in costante diminuzione fra il 2003 e il 2006 (-18,5%), ha registrato una variazione in controtendenza nel corso del 2007 (+6,6%) mentre l incidenza dei costi sui ricavi appare mediamente contenuta (85,3%), specialmente con riferimento alle reti più estese (ad esempio, Italgas). L incidenza degli investimenti sul fatturato è pari al 38,2%, prossimo al 35% della distribuzione elettrica. I dati relativi alla vendita (Tabella 2.11) portano a stimare in 41,1 centesimi il ricavo medio unitario nel 2007 (escludendo ENEL dal conteggio), con i costi operativi (per lo più rappresentati da quelli di approvvigionamento) che assorbono la quota maggiore dei ricavi. La tariffa media per l utenza tutelata nel 2007 era pari 43,2 centesimi (media tra tutte le fasce di utenza). Talune società presentano rilevanti quote di ammortamento (rispetto ad esempio alle vendite elettriche) dovute a importanti poste di immobilizzi immateriali rivenienti dal conferimento delle attività di vendita originariamente in capo alla controllante. L incidenza dei costi sui ricavi, attorno al 99% per il 2006, si riporta a livelli attorno al 96% nel corso del In media il ricavo unitario è cresciuto del 24,6% nel quadriennio. Quanto all incidenza degli investimenti sugli immobilizzi, i dati, in parte frammentari, sono raccolti nella Tabella Si tratta del rapporto tra il cumulo degli investimenti tecnici nel quinquennio (tenuto conto anche degli investimenti relativi a migliorie su beni di terzi) e la consistenza delle immobilizzazioni materiali lorde a fine La principale osservazione riguarda l insufficiente rendicontazione separata per linee di business. A livello di gruppo i maggiori investimenti sono quelli di HERA (44,5%), ASM (43,7%), ACEA (37,2%) ed Iride (33,6%). Le incidenze minori sono quelle di Italgas (18,5%) e Napoletanagas (19,2%), entrambe attive solo nel vettoriamento di gas. La produzione di energia elettrica sembra aver attratto investimenti in rapporto al valore degli immobilizzi mediamente più che doppi rispetto alla distribuzione, con le eccezioni di ASM (che ha rilevato importanti porzioni di rete da terzi, anche nel gas) ed ENEL i cui investimenti sia sul parco produttivo che sulla rete elettrica sono proporzionalmente minori. 2.5 Indicatori di efficienza e qualità: continuità del servizio e rapporti con la clientela Generalità Per valutare la qualità dei servizi di fornitura di energia elettrica e gas si utilizzano indicatori di continuità del servizio e di sicurezza. Nel settore elettrico gli indici di continuità si riferiscono al numero e alla durata delle interruzioni nella fornitura del servizio, mentre nella distribuzione del gas sono relativi al pronto 64