GRUPPO ACEA Relazione trimestrale al

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1 GRUPPO ACEA Relazione trimestrale al Consiglio di Amministrazione del 12 maggio 2008

2 CARICHE SOCIALI DELLA CAPOGRUPPO Consiglio di Amministrazione Fabiano Fabiani Andrea Mangoni Marco Maria Bianconi Massimo Caputi Jean Louis Chaussade Dino Piero Giarda Jacques Hugè Luigi Spaventa Luisa Torchia Presidente Amministratore Delegato Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Collegio Sindacale Maurizio Lauri Roberto Pertile Francesco Lopomo Claudio Bianchi Claudio Valerio Presidente Sindaco Effettivo Sindaco Effettivo Sindaco Supplente Sindaco Supplente Relazione trimestrale consolidata al 31 marzo

3 INDICE Dati di sintesi del Gruppo ACEA pag. 4 Premessa pag. 6 Informativa di settore pag. 10 Andamento della gestione nel periodo pag. 12 Forma, struttura e perimetro di riferimento pag. 40 Risultati economici pag. 45 Risultati patrimoniali e finanziari pag. 69 Altre informazioni pag. 86 Dichiarazione del Dirigente Preposto pag. 90 Evoluzione prevedibile della gestione e della situazione finanziaria pag. 91 Società incluse nell area di consolidamento pag. 93 Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

4 DATI DI SINTESI DEL GRUPPO ACEA In /migliaia Variazione assoluta Variazione % Ricavi netti consolidati ,1 Costo del lavoro ,4 Costi esterni ,9 Costi operativi consolidati ,5 Fair value da commodities (1.074) (2.496) ,0 Margine Operativo Lordo ,3 Risultato operativo ,2 Gestione Finanziaria (18.407) (15.296) (3.112) 20,3 Gestione Partecipazione (4.719) (97,8) Risultato ante imposte ,3 Risultato netto Attività in Funzionamento ,4 Risultato netto Attività Discontinue ,0 Risultato Netto ,4 Utile/(Perdita) di competenza di terzi ,8 Risultato netto di spettanza del Gruppo ,7 Utile (perdita) per azione (in euro) di base 0,1597 0,1469 0,0128 diluito 0,1597 0,1469 0,0128 Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

5 STATO PATRIMONIALE Variazione ( migliaia) (A) (B) (A-B) Capitale Investito Netto Patrimonio Netto Indebitamento Finanziario Netto Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

6 PREMESSA La situazione economica consolidata al 31 marzo 2008 evidenzia: 1. ricavi netti consolidati + 27,7% 2. costi operativi esterni + 31,2% 3. costo del lavoro + 18,4% 4. margine operativo lordo + 19,3% 5. utile netto di periodo + 8,7% I risultati del periodo sono influenzati dalle modifiche apportate al criterio di consolidamento di Tirreno Power e Umbra Acque, dalla crescita della partecipazione in GORI a partire da luglio 2007 nonché dal consolidamento di Longano ed Elga Sud escluse dall area di consolidamento nella relazione trimestrale consolidata del precedente esercizio. In particolare tali variazioni contribuiscono al margine operativo lordo consolidato per l importo complessivo di 12 milioni di cui 10,4 milioni attribuibile a Tirreno Power. Procedendo quindi a proformare i dati del trimestre per renderli confrontabili con quelli del medesimo periodo del precedente esercizio il margine operativo lordo del primo trimestre 2008 si attesta a 126,2 milioni e registra una crescita di 10,4 milioni. Tale andamento risente della crescita: (i) del valore aggiunto per 16,6 milioni e (ii) del costo del lavoro al netto della quota destinata ad investimenti per 7,1 milioni. Con riferimento alle diverse Aree di Business si segnala che: le Gestioni Idriche registrano una crescita del valore aggiunto di 8,1 milioni che caratterizza tutte le gestioni, l Area Reti dell Energia chiude il trimestre con un livello di valore aggiunto sostanzialmente allineato a quello del precedente esercizio ( 73,7 milioni), l Area Mercato dell Energia registra una variazione negativa del valore aggiunto di 0,5 milioni determinato (i) dalla sostanziale invarianza (+ 1 milione) del comparto generazione a causa della totale indisponibilità per tutto il trimestre della centrale di Voghera per il guasto avvenuto nel mese di novembre e (ii) delle perdite del comparto vendita ( 1,5 milioni) prevalentemente determinate dall andamento dei prezzi delle commodities. Il guasto occorso alla centrale di Voghera ha comportato Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

7 una variazione rispetto al primo trimestre 2007 di circa 3 milioni al netto dell indennizzo assicurativo riconosciuto e incassato alla data odierna. Il valore aggiunto cresce inoltre per l iscrizione dell importo di 4,1 milioni relativo alla restituzione della penale comminata dalla Autorità Garante per la Concorrenza ed il Mercato; tale restituzione discende dall esito favorevole della sentenza del TAR Lazio alla quale ACEA e Suez hanno proposto ricorso contro il provvedimento sanzionatorio che è stato discusso nella seduta tenutasi il 7 maggio. Il costo del personale risente della crescita dell organico medio (+ 196 unità), degli effetti derivanti dal rinnovo contrattuale e della crescita di alcuni fattori gestionali quali le ferie e la revisione degli inquadramenti medi conseguenti alle riorganizzazioni aziendali. L aumento del costo del personale caratterizza tutte le Aree di Business; in particolare: Reti dell Energia + 2,3 milioni, Mercato dell Energia + 0,6 milioni. Gestioni Idriche Italia + 3,3 milioni di cui 2,3 milioni imputabile alle Società del Lazio e della Campania, Capogruppo + 0,6 milioni Gli ammortamenti crescono di 8,2 milioni di cui 3,5 milioni relativi a Tirreno Power ed Umbra Acque, quindi a parità di perimetro la variazione è pari ad 4,7 milioni. L incremento deriva per 2,6 milioni dal completamento e messa in esercizio delle centrali di Roselectra e Leinì nonché dalla modifica del periodo di ammortamento delle centrali idroelettriche (in conseguenza della decisione della Corte Costituzionale del gennaio 2008) e per 1,7 milioni dal livello degli investimenti realizzati dalle società del Gruppo nell esercizio in corso ed in quelli precedenti. La gestione finanziaria mostra un peggioramento di 3,1 milioni di cui 2 milioni derivante dalla variazione dell area di consolidamento. Il risultato del periodo discende dall incremento del fabbisogno finanziario nonché dall andamento dei tassi di interesse: in particolare la Capogruppo aumenta gli oneri finanziari sull indebitamento a breve e medio lungo termine di 3 milioni. Di segno opposto influenzano la variazione i maggiori interessi su crediti verso utenti ( 1,6 milioni). Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

8 Il carico fiscale complessivo del periodo, proformato al fine di un confronto omogeneo con il primo trimestre 2007, si attesta intorno al 37% registrando quindi una riduzione del 3,6% essenzialmente conseguente alle modifica normative introdotte con la legge finanziaria per il Le imposte di periodo risentono altresì del riversamento di quota parte del tax asset iscritto negli esercizi 2006 e 2007 ( 1,7 milioni) nonché degli effetti conseguenti alla modifica del criterio di consolidamento di Tirreno Power. Il tax rate si attesta quindi al 42,1%. Il capitale investito netto aumenta dell 11,47% (+ 317 milioni) rispetto alla fine del precedente esercizio, tale aumento a parità di perimetro risulta essere pari all 5,70% ( + 157,3 milioni): la variazione discende sia dall incremento del capitale circolante netto (+ 117 milioni pari al 61,80%, + 95 milioni pari al 50,21% a parità di perimetro) sia dall aumento delle attività fisse nette ( + 199,9 milioni pari al 7,77%, + 62,3 milioni pari al 2,42% a parità di perimetro) La variazione del capitale circolante netto è influenzata: (i) dall aumento dei crediti correnti (+ 146,4 milioni, + 103,1 milioni a parità di perimetro) con particolare riferimento a quelli verso clienti (+ 99,3 milioni, + 56,6 milioni a parità di perimetro), (ii) dall aumento delle altre attività correnti (+ 39,4 milioni, + 28,5 milioni a parità di perimetro); di segno opposto si evidenzia: (i) l aumento delle altre passività correnti (+ 61,3 milioni, + 51,6 milioni a parità di perimetro), tale variazione è da attribuire essenzialmente all iscrizione della fiscalità del periodo; (ii) l aumento dei debiti correnti (+ 9,4 milioni) derivante sia dall aumento dei debiti verso il Comune di Roma (+ 8,3 milioni) sia dall aumento dei debiti verso i fornitori (+ 2,9 milioni). A parità di perimetro lo stock dei debiti correnti presenta una diminuzione pari ad 21,7 milioni derivante dai maggiori debiti verso il Comune di Roma alla quale si contrappone una diminuzione dei debiti verso i fornitori (- 28,2 milioni). Alla fine del periodo il saldo crediti debiti verso il Comune di Roma è positivo per 28,6 milioni e risulta aumentato di 27,2 milioni rispetto al 31 dicembre Gli investimenti del periodo ammontano complessivamente a 92,9 milioni e registrano un incremento di 10,8 milioni rispetto al 31 marzo 2007 ( + 6,9 milioni a parità di perimetro). La variazione risente della riduzione degli investimenti nell attività di generazione (- 3,3 milioni) in conseguenza del completamento degli impianti Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

9 termoelettrici in corso di costruzione; le società di distribuzione elettrica ed idrica effettuano maggiori investimenti per l importo di 13,7 milioni. L indebitamento finanziario netto al 31 marzo 2008 ammonta a 1.614,2 milioni ed è maggiore di quello registrato a fine 2007 del 22,1% pari a 291,7 milioni. L aumento è influenzato: (i) dall indebitamento delle società per le quali si è modificato nel corso del trimestre il metodo di consolidamento per 159,1 milioni, infatti a parità di perimetro la posizione finanziaria netta risulta pari ad 1.455,1 milioni con una variazione del 10% pari ad 132,6 milioni, (ii) dal crescente fabbisogno legato agli investimenti (+ 10,8 milioni rispetto al 31marzo 2007) e quello derivante dall asimmetria fra il costo dell approvvigionamento dell energia ed i ricavi derivanti dalla fatturazione (che avviene in tempi successivi) della medesima componente oltre che dall effetto stagionalità. Infatti l indebitamento dei primi tre mesi di ciascun esercizio è superiore a quello registrato alla fine del precedente esercizio: al 31 marzo 2007 la posizione finanziaria netta consolidata era negativa per 1.305,7 milioni superiore rispetto a quella del 31 dicembre 2006 di 108,1 milioni. Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

10 INFORMATIVA DI SETTORE Per una migliore comprensione della separazione operata in tale paragrafo si precisa che : - generazione e vendita riferiscono all Area di Business Mercato dell Energia responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle Società del Gruppo AceaElectrabel, di Eblacea e Tirreno Power - distribuzione e illuminazione pubblica riferiscono all Area di Business Reti dell Energia responsabile, sotto il profilo organizzativo, di ACEA Distribuzione, ARSE, ACEA Luce e Ecogena - servizi di analisi e ricerca si riferisce all Area di Business Servizi di Ingegneria e Laboratorio responsabile, sotto il profilo organizzativo, di Laboratori S.p.A. - ambiente ed energia si riferisce all omonima Area di Business responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società del Gruppo TAD e di Aquaser. Si informa che il totale dei ricavi riportato nella tabella che segue differisce dall ammontare dei ricavi netti consolidati del Conto Economico Consolidato per effetto dell applicazione dello IAS18 e, in particolare, del principio del Gross v Net. Tale principio non può trovare applicazione quando vengono rappresentati i ricavi ed i costi dei singoli segmenti. Relazione trimestrale consolidata al 31 marzo

11 INFORMATIVA DI SETTORE Ricavi Margine operativo lordo Investimenti I TRIMESTRE I TRIMESTRE I TRIMESTRE Variazione Variazione Variazione Generazione (3.300) Distribuzione (1.532) (300) Vendita (2.119) (500) Illuminazione Pubblica (3.062) (881) Gestioni idriche Italia Estero Servizi di analisi e di ricerca (200) Ambiente e Energia Corporate (3.852) Totale att.tà in funzionamento Elisioni e Rettifiche ( ) ( ) (10.679) 95 (383) TOTALE GRUPPO Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

12 ANDAMENTO DELLA GESTIONE NEL PERIODO AREA RETI DELL ENERGIA DISTRIBUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA AL MERCATO VINCOLATO E LIBERO L anno 2008 rappresenta il primo anno in cui trova applicazione la struttura tariffaria definita dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (Autorità) nel Testo integrato delle disposizioni [ ] per l erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell energia elettrica per il periodo di regolazione , allegato A alla deliberazione n. 348/07. Si ricorda come dalla precedente struttura tariffaria (periodo di regolazione ), sia prevista la contemporanea introduzione di due tipologie di meccanismi di perequazione denominati, rispettivamente, generale e specifico aziendale, confermati nel corrente periodo di regolazione, finalizzati a riconoscere le specificità delle diverse imprese di distribuzione che operano sul territorio nazionale. I meccanismi sono in parte basati su analisi di costi parametrici/effettivi (regime generale di perequazione: obbligatorio) ed in parte su analisi specifiche condotte dall'autorità impresa per impresa (regime di perequazione specifico aziendale: facoltativo). Il regime generale di perequazione è conseguenza del vincolo della tariffa unica nazionale, che determina la necessità di definire parametri tariffari basati sulle caratteristiche medie dell utenza e del territorio serviti. In realtà, i costi effettivamente sostenuti dalle singole imprese per lo svolgimento del servizio sono influenzati sia dalla specificità della clientela servita, che da fattori ambientali fuori dal proprio controllo. Pertanto, la tutela della economicità e della redditività delle stesse imprese richiede l adozione di misure compensative dei maggiori costi sostenuti rispetto al livello riconosciuto mediante le tariffe. I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione e di misura per gli anni , anche in conseguenza delle innovazioni introdotte dalle deliberazioni n. 18/08 e n. 30/08, si articolano in: perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione; Relazione trimestrale consolidata al 31 marzo

13 perequazione dei ricavi dovuti alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivanti sulle reti di distribuzione; perequazione dei costi diretti di distribuzione sulle reti AT; perequazione dei costi diretti di trasformazione AT/MT; perequazione dei costi diretti di distribuzione sulle reti MT e BT; perequazione dei ricavi per la fornitura dell energia elettrica ai clienti domestici; perequazione dei ricavi relativi al servizio di misura in BT; perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in BT; perequazione dell acquisto dell energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione; perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard. La perequazione relativa agli investimenti incentivanti sulle reti di distribuzione ha il compito di garantire la maggiore remunerazione, riconosciuta alle imprese distributrici, del capitale investito per la realizzazione di specifici progetti in grado di sviluppare la generazione distribuita e migliorare la qualità della tensione sulle medesime reti. L Autorità si riserva di individuare, in sede di aggiornamento annuale delle tariffe di distribuzione, e a partire dall anno 2010, la quota parte delle componenti tariffarie a copertura di tali investimenti, in modo che tale maggiore remunerazione sia riconosciuta alle sole imprese che li abbiano effettivamente realizzati. Con la deliberazione n. 30/08 sono stabilite le modalità di determinazione della perequazione dei ricavi relativi al servizio di misura in bassa tensione. Il meccanismo è finalizzato a garantire che la remunerazione dell investimento in misuratori e sistemi elettronici di raccolta delle misure, e le quote di ammortamento dei misuratori elettromeccanici dismessi per la loro sostituzione con misuratori elettronici, siano attribuite alle imprese distributrici che li hanno effettivamente realizzati. La perequazione introduce, inoltre, un meccanismo penalizzante da applicarsi alle imprese distributrici che non assolvano agli obblighi previsti, nella delibera n. 292/06, in materia di installazione di misuratori elettronici in bassa tensione. Con la medesima delibera l Autorità avvia la nuova perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in BT, a garanzia dell equilibrio economico finanziario delle medesime. Vengono previsti due regimi da applicarsi sia alle Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

14 imprese distributrici che hanno costituito separata società per l erogazione del servizio di vendita di maggior tutela, che alle imprese eroganti congiuntamente i servizi di distribuzione e vendita dell energia elettrica. Con la delibera n. 18/08, che ha modificato il Testo integrato delle disposizioni dell Autorità per l erogazione del servizi di vendita dell energia elettrica di maggior tutela e salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge n. 73/07 (TIV) approvato con delibera n. 156/07, si sono definiti i meccanismi di perequazione dei costi relativi all approvvigionamento dell energia elettrica, sostenuti da ciascun esercente la maggiore tutela, per servire i clienti finali. La disciplina del load profiling prevede che l energia elettrica destinata ai clienti serviti in maggior tutela sia determinata residualmente ed includa, pertanto, anche l energia elettrica corrispondente ai consumi propri di distribuzione e di trasmissione e la differenza tra le perdite effettive e le perdite standard di rete (delta perdite) delle imprese distributrici. Nell ambito della stessa delibera, quindi, l Autorità ha stabilito le modalità di calcolo degli ammontari di perequazione, relativi all acquisto dell energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione e quello del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard, riconosciute a ciascuna impresa distributrice. Il regime specifico di perequazione aziendale si propone di cogliere tutte le peculiarità dell impresa, non intercettate dai meccanismi del regime generale, che comportano livelli di costo difformi dalla media nazionale. A tale scopo, sono previste apposite istruttorie, avviate su richiesta delle singole imprese, finalizzate a riscontrare la presenza di situazioni estranee al controllo di queste ultime, che determinano livelli di costo superiori a quelli recepiti in tariffa e non compensati dalla perequazione generale. Con la delibera n. 30/08 l Autorità ha provveduto a: aggiornare il fattore di correzione specifico aziendale (Csa), per il periodo regolatorio , riallineando l ammontare di perequazione specifico aziendale della singola impresa (PSA) al livello effettivo dei propri investimenti; valorizzare i costi effettivi riconoscibili alle imprese distributrici che partecipano alla perequazione specifica aziendale utilizzando modalità coerenti con quelle adottate ai fini delle determinazioni tariffarie per il periodo di regolazione ; Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

15 sostenere l aggregazione tra le imprese di distribuzione, riconoscendo alle imprese che si aggregano un ammontare di PSA pari alla somma di quello stabilito per le singole imprese; riservare la partecipazione, alla perequazione specifica aziendale, alle sole imprese ammesse al regime perequativo nel periodo di regolazione ; attivare nuove istruttorie individuali, condotte dalla Direzione tariffe dell Autorità, per la determinazione del costo effettivo di distribuzione della singola impresa, per l anno 2008; disporre che la Cassa conguaglio per il settore elettrico corrisponda gli ammontari relativi alla perequazione specifica aziendale per gli anni 2009, 2010 e 2011 sulla base dei Csa aggiornati ai sensi del presente provvedimento e dei ricavi ammessi perequati. Ulteriori novità di rilievo, introdotte nel terzo periodo di regolazione, sono individuabili nella: determinazione di una tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione, fissata dalla Autorità e applicata da ciascuna impresa distributrice alle attuali e potenziali controparti. Viene, quindi, superato il sistema basato sulle opzioni base e speciali, previste per il servizio di distribuzione nel secondo periodo normativo, proposte dalle diverse società di distribuzione; distinzione dei costi del servizio di misura in appositi e specifici corrispettivi riconosciuti ai soggetti che provvedono alla installazione e manutenzione dei misuratori, alla raccolta delle misure e alla validazione e registrazione delle medesime; definizione di un meccanismo dinamico di correzione dei ricavi ammessi a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione, con l obbiettivo di compensare lo squilibrio esistente, tra costi ammissibili e ricavi ammessi, derivante dalle variazioni dei volumi del servizio erogato; scorporazione, dai ricavi provenienti da attività di distribuzione, degli importi conseguenti all applicazione dei corrispettivi per i prelievi di energia reattiva, ora destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica. Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

16 La nuova normativa ha anche modificato il criterio di aggiornamento delle componenti tariffarie, in quanto: la quota delle tariffe di trasmissione e di distribuzione, che copre i costi operativi, è aggiornata con il meccanismo del price-cap; la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito è aggiornata, con il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il riconoscimento degli investimenti ed il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti sulle reti di distribuzione incentivati; la parte a copertura degli ammortamenti è aggiornata, con il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato ed il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo. L'Autorità, inoltre, in materia di contributi di allacciamento e di diritti fissi, ha provveduto con il documento Condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione allegato B alla delibera n. 348/07 a: stabilire le condizioni procedurali ed economiche per l erogazione, ai clienti finali, del servizio di connessione di unità di consumo alle reti elettriche in BT con obbligo di connessione di terzi; definire le condizioni economiche integrative alle disposizioni di cui alla deliberazione n. 281/05; determinare le condizioni procedurali ed economiche per l erogazione alle imprese distributrici del servizio di connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi; stabilire condizioni procedurali ed economiche per l erogazione di prestazioni specifiche (spostamenti di impianti richiesti da utenti, volture, subentri, disattivazione ecc ). Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

17 Quadro normativo 8 gennaio 2008 L Autorità, con la delibera n. 1/08, ha adottato il Piano strategico triennale Gli obiettivi generali, previsti nel documento, possono così riassumersi: promozione e sviluppo di mercati concorrenziali, anche attraverso l armonizzazione dei mercati dell elettricità e del gas, contenimento del potere degli operatori dominanti e sostenimento di una offerta adeguata; sostenimento e promozione dell efficienza e dell economicità dei servizi infrastrutturali; tutela dei clienti dei servizi energetici attraverso la completa apertura dei mercati, lato domanda, e sviluppo dei livelli di qualità e sicurezza dei servizi; promozione dell uso razionale dell energia e della tutela ambientale con la contribuzione alle scelte per lo sviluppo sostenibile; garanzia e attuazione della disciplina regolatoria e vigilanza sulla corretta applicazione della normativa nei confronti dei soggetti regolati; incremento della interlocuzione con gli stakeholders di sistema e sviluppo dei rapporti con i soggetti istituzionali attraverso il potenziamento degli strumenti di consultazione con operatori e consumatori; accrescimento dell efficienza funzionale ed operativa interna dell Autorità. 14 gennaio 2008 L Autorità, con la deliberazione n. 1/08, ha provveduto alla modificazione dell allegato A alla deliberazione n. 89/07 relativa alle condizioni tecnico/economiche per la connessione di impianti di produzione di energia elettrica alle reti elettriche, con obbligo di connessione di terzi, a tensione nominale minore o uguale ad 1 kv. Le modifiche risultano necessarie al fine di sostituire i riferimenti al provvedimento Cip n. 42/86 con quelli riportati nell Allegato B al Testo integrato gennaio 2008 L Autorità, con la delibera n. 4/08, ha regolato il servizio di dispacciamento e il servizio di trasporto (trasmissione, distribuzione e misura) dell energia elettrica nei casi di morosità dei clienti finali o di inadempimento da parte del venditore. Il documento intende: Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

18 definire una disciplina relativa alla gestione nei casi di morosità della clientela finale a tutela del credito dell esercente la vendita, nel rispetto dell esigenza di avere trasparenza delle informazioni e certezza sui tempi previsti per il pagamento e le conseguenze in caso di morosità per il cliente finale, nonché nei casi di inadempimenti del venditore verso Terna o verso l impresa distributrice; tutelare le esigenze del credito dell esercente la salvaguardia dai possibili comportamenti opportunistici del cliente finale, assicurando a quest ultimo la possibilità di cedere, al nuovo venditore che subentra, il proprio credito relativo alle due ultime fatture emesse e non pagate dal cliente finale; prevedere che per clienti finali serviti sino a tre mesi prima da un esercente la salvaguardia, il nuovo venditore, unitamente alla richiesta di switching, possa formulare una proposta irrevocabile di acquisto del suddetto credito, sospensivamente condizionata al fatto di essere ancora controparte del cliente finale moroso al momento in cui il credito è in esistenza; definire, transitoriamente, specifiche regole per la gestione della sospensione della fornitura in caso di morosità di clienti finali, connessi in bassa tensione e non dotati di misuratore elettronico, prevedendo obblighi informativi a carico delle imprese distributrici; predisporre, con successivo provvedimento, la definizione di ulteriori misure volte alla identificazione di strumenti idonei e ulteriori alla sospensione della fornitura di energia elettrica, atti a ridurre il rischio creditizio relativo ai clienti finali; definire, con successivo provvedimento, le modalità che concorrano alla copertura, secondo meccanismi incentivanti, degli oneri sostenuti dagli esercenti la maggior tutela e dagli esercenti la salvaguardia relativi alla morosità dei clienti non disalimentabili, oltre a misure finalizzate al contenimento di tali oneri. 28 gennaio 2008 L Autorità, con la delibera n. 5/08, ha avviato un procedimento per la formazione di provvedimenti in merito a criteri di definizione ed attribuzione delle partite economiche insorgenti da eventuali rettifiche tardive per la fase di conguaglio load profiling. L Autorità ritiene opportuno procedere all analisi della casistica delle possibili fattispecie di rettifiche tardive dei dati di misura, al fine di individuare gli operatori interessati da tali rettifiche e le conseguenze che avrebbero sulle partite economiche del conguaglio load profiling, anche tenendo conto degli esiti dell apposita istruttoria avviata Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

19 con deliberazione n. 177/07. Quindi, è prevista l introduzione di criteri incentivanti basati su premi e penalità, in relazione all ottemperanza delle prescrizioni della fase di conguaglio della metodologia load profiling, e in coerenza ed analogia con quelli in esame per la revisione dei corrispettivi dell aggregazione delle misure, avviata con deliberazione n. 343/07. 7 febbraio 2008 L Autorità, con la delibera n. 10/08, ha modificato l Allegato A alla deliberazione dell Autorità n. 156/07 (TIV). L Autorità ha ritenuto opportuno: prevedere l applicazione del contributo in quota fissa in caso di attivazione della fornitura di un nuovo punto di prelievo o di uno precedentemente disattivato, nonché in caso di disattivazione della fornitura su richiesta del cliente finale, indipendentemente dal carattere stagionale della fornitura medesima; prevedere l applicazione del medesimo contributo anche con riferimento alle prestazioni relative a variazioni di potenza; procedere alla correzione degli errori materiali riscontrati successivamente alla pubblicazione delle deliberazioni n. 311/07 e 349/ febbraio 2008 L Autorità, con la delibera n. 15/08, ha provveduto a modificare e integrare la deliberazione n. 157/07 in materia di accesso ai dati di base per la formulazione di proposte commerciali inerenti la fornitura di energia elettrica e/o gas naturale. Tra le principali modifiche introdotte, l Autorità prevede: l introduzione di disposizioni riguardanti la copertura dei costi sostenuti dai distributori di energia elettrica e di gas naturale per l attuazione della disciplina in materia di accesso ai dati di base, e la definizione di limiti e di obblighi, per i venditori, con riferimento al corretto utilizzo dei dati di base; la definizione dei dati di base e delle tempistiche di attuazione delle fasi propedeutiche necessarie affinché lo scambio degli stessi dati, tra distributori e venditori, possa essere operativo; la promozione e l adozione, anche da parte di più distributori congiuntamente, di piattaforme telematiche di comunicazione dedicate, quali strumenti standardizzati per lo scambio dei dati di base necessari per minimizzare i costi sostenuti dai venditori e connessi a ciascuna richiesta di accesso ai dati medesimi; l individuazione di una prima fase di attuazione delle disposizioni del presente provvedimento, durante la quale i distributori dovranno effettuare investimenti e sostenere costi operativi necessari ad adattare i propri sistemi informativi in modo Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

20 da poter gestire, a partire dalla data del 1 ottobre 2008, le richieste di accesso ai dati di base da parte dei venditori; l individuazione di una fase di attuazione delle disposizioni del presente provvedimento, successiva al periodo transitorio, durante la quale i distributori dovranno effettuare investimenti e sostenere costi operativi prevalentemente orientati all aggiornamento ed alla manutenzione dei sistemi informativi, in modo tale da poter regolarmente evadere le richieste di accesso ai dati di base da parte dei venditori e trasmettere, a questi ultimi, dati costantemente aggiornati; il riconoscimento di costi operativi connessi alle attività svolte dal distributore, nel periodo transitorio, sulla base del costo medio desumibile da un analisi critica dei preventivi forniti dai distributori; la copertura dei predetti costi operativi attraverso un apposita componente tariffaria da applicare ai clienti finali interessati al trattamento dei dati di base; la copertura dei costi sostenuti dai distributori, successivamente al periodo transitorio, attraverso gli ordinari aggiornamenti tariffari annuali, da applicare ai soli clienti finali interessati al trattamento dei dati di base. 20 febbraio 2008 L Autorità, con la delibera n. 16/08, ha emanato disposizioni urgenti in merito alla pubblicazione dei dati relativi alla variazione del prelievo residuo di area, conseguente alle modifiche del trattamento orario dei punti di prelievo (modificazione dell Allegato A alla deliberazione n. 278/07 - TILP). Con decorrenza 1 aprile 2008 la profilazione convenzionale monoraria dell energia prelevata, di cui alla deliberazione n. 118/03, viene sostituita dal load profiling per fasce, di cui al TILP, estendendo il trattamento orario a tutti i punti in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 55 kw e dotati di misuratore elettronico messo in servizio (telegestito). 21 febbraio 2008 L Autorità, con la delibera n. 18/08, ha predisposto la perequazione dei costi di approvvigionamento dell energia elettrica per il servizio di maggior tutela e definito i meccanismi di conguaglio tra l Acquirente unico e gli esercenti la maggior tutela successivamente alla quantificazione della partite economiche relative al load profiling. Il provvedimento ha lo scopo di completare il quadro normativo introdotto con la deliberazione n. 156/07 (Testo integrato delle disposizioni dell Autorità per l erogazione dei servizi di vendita dell energia elettrica di maggior tutela e di salvaguardia ai clienti finali, TIV) con la definizione dei meccanismi di perequazione dei Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

21 costi relativi all approvvigionamento dell energia elettrica, sostenuti da ciascun esercente la maggior tutela, per servire i clienti finali, e con la regolazione delle partite economiche, tra gli esercenti la maggior tutela e le imprese distributrici, riferite all energia elettrica corrispondente ai consumi propri di distribuzione e di trasmissione e al delta perdite. 26 febbraio 2008 L Autorità, con la deliberazione n. 7/08, ha diffidato i gestori di rete ad adempiere alle disposizioni in materia di comunicazione delle misure di energia elettrica per la valorizzazione degli incentivi agli impianti fotovoltaici. 05 marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 25/08, ha determinato un meccanismo di compensazione dei costi di commercializzazione dell energia elettrica, in capo agli esercenti il servizio di vendita di maggior tutela, per l anno Al meccanismo, in grado di regolare gli eventuali scostamenti tra i ricavi derivanti dall applicazione della componente RCV (di cui al comma 9bis.1 del TIV) e i costi riconosciuti per l attività di commercializzazione, devono partecipare tutti gli esercenti la maggior tutela societariamente separati (cioè le società che, come previsto dal decreto-legge 18 giugno 2007, erogano il servizio di maggior tutela attraverso una apposita organizzazione, separata rispetto all impresa distributrice operante in un ambito territoriale con più di clienti finali). 12 marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 29/08, ha determinato convenzionalmente i profili di prelievo dell energia elettrica corrispondenti ad utenze di illuminazione pubblica, non trattate su base oraria. L Autorità ha ritenuto opportuno introdurre nuove modalità di profilazione convenzionale, sulla base di quanto proposto nel documento per la consultazione 18 giugno 2007 n. 24/07, prevedendo l operatività delle nuove modalità contestualmente all entrata in esercizio della procedura per la profilazione convenzionale per fasce orarie di cui al TILP. 13 marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 30/08, ha modificato ed integrato il Testo integrato (TIT) ed emanato disposizioni in materia di condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione. Il provvedimento prevede: l introduzione di due distinti regimi di perequazione dei costi commerciali, uno destinato alle imprese distributrici che hanno costituito separata società per l erogazione del servizio di vendita di maggior tutela e uno per le imprese che Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

22 erogano congiuntamente i servizi di distribuzione e vendita di maggior tutela, a garanzia dell equilibrio economico finanziario delle medesime; un meccanismo di perequazione dei ricavi per l erogazione del servizio di misura ai punti di prelievo in bassa tensione, finalizzato a garantire che la remunerazione dell investimento in misuratori elettronici e sistemi elettronici di raccolta delle misure, relativi a punti di prelievo in bassa tensione, e le quote di ammortamento dei misuratori elettromeccanici dismessi anticipatamente, siano attribuite alle imprese distributrici che hanno effettivamente realizzato detti investimenti; l introduzione di penalità, in relazione al mancato rispetto degli obbiettivi di installazione obbligatori di misuratori elettronici previsti dalla deliberazione n. 292/06; l aggiornamento del corrispettivo Csa per il periodo , riallineando l ammontare PSA della singola impresa al livello effettivo dei propri investimenti; la determinazione della quota parte dei corrispettivi unitari delle tariffe di riferimento V1 e D1 a copertura dei costi diretti di distribuzione, in alta tensione, e dei costi diretti di trasformazione, dal livello di alta al livello di media tensione, di cui agli articoli 36 e 37 del Testo integrato (TIT); l indicizzazione dei costi diretti unitari standard, confermandone i rapporti relativi, associati alle differenti tipologie di impianto, utilizzati nel secondo periodo di regolazione. 27 marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 36/08, ha emanato disposizioni urgenti per l avvio del trattamento orario ai fini del dispacciamento dei punti di prelievo in bassa tensione con potenza disponibile superiore ai 55 kw (modifiche all allegato A alla deliberazione n. 278/07 - TILP). Il TILP ha introdotto, con decorrenza 1 aprile 2008, la profilazione convenzionale per fasce: tutti i punti di prelievo in altissima, alta, media e bassa tensione (limitatamente nell ultimo caso ai punti con potenza disponibile superiore a 55 kw), se dotati di misuratore orario od elettronico, devono essere trattati come orari (vale a dire: rilevazione e utilizzazione delle curve orarie di prelievo per le dovute finalità tecnico / commerciali) a decorrere dal primo giorno del bimestre convenzionale successivo alla messa in servizio del misuratore di cui sono dotati, ovvero dal primo giorno del secondo bimestre convenzionale successivo, laddove la messa in servizio dei misuratori avvenga gli ultimi quindici giorni del mese. L Autorità ha ritenuto opportuno Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

23 differire di sei mesi il trattamento orario, ai fini del dispacciamento, dei punti di prelievo in bassa tensione con potenza disponibile superiore ai 55 kw che non siano trattati orari al 31 marzo 2008, mantenendo l obbligo di rilevazione dei prelievi orari per tali punti (con le modalità e le tempistiche previste dal TILP) e la relativa messa a disposizione dei dati, ai sensi del TIV e della deliberazione n. 111/ marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 37/08, ha provveduto ad aggiornare, per il trimestre aprile - giugno 2008, le condizioni economiche del servizio di vendita dell energia elettrica al mercato di tutela. 28 marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 38/08, ha aggiornato, per il trimestre aprile giugno 2008, le componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali del sistema elettrico e ulteriori componenti, emanando disposizioni alla Cassa Conguaglio per il settore elettrico. 28 marzo 2008 L Autorità, con la delibera n. 42/08, ha regolato il servizio di dispacciamento e il servizio di trasporto (trasmissione, distribuzione e misura dell energia elettrica) nei casi di successione di un utente del dispacciamento ad un altro, sullo stesso punto di prelievo attivo, o di attribuzione ad un utente del dispacciamento di un punto di prelievo nuovo o precedentemente disattivato (switching). Con il provvedimento si ritiene necessario: definire una disciplina dello switching limitata a determinati profili essenziali, al fine di assicurarne l applicazione a decorrere dal 1 aprile 2008; prevedere, coerentemente con quanto attualmente disposto dalla deliberazione n. 118/03, che lo switching abbia effetto a decorrere dal primo giorno del secondo mese successivo a quello in cui perviene la richiesta all impresa distributrice; prevedere che l utente del dispacciamento uscente comunichi all impresa distributrice la risoluzione del contratto di vendita, stabilendo altresì gli elementi informativi da comunicare e le tempistiche che deve rispettare, l impresa distributrice, in tema di segnalazione di errori materiali e di comunicazione all utente del dispacciamento uscente; imporre la comunicazione, da parte dell esercente alla maggior tutela, della perdita o la mancanza, da parte di un proprio cliente, dei requisiti per l inclusione nel servizio di maggior tutela ai sensi dell articolo 4 bis del TIV; Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

24 definire specifiche procedure nel caso di switching, relativo a un punto di prelievo nuovo o disattivato, prevedendo che i tempi per l inserimento nel contratto di dispacciamento del punto di prelievo oggetto delle richieste siano coerenti con i tempi previsti per l attivazione della fornitura; prevedere un periodo transitorio al fine di consentire, alle imprese distributrici, la messa a punto delle opportune procedure informatiche differendo l obbligo di messa a disposizione, dei dati storici di misura, al 1 ottobre marzo 2008 L Autorità, con la deliberazione n. 43/08, ha modificato l allegato A alla deliberazione n. 111/06 relativa all avvio della determinazione convenzionale per fasce orarie e agli effetti sul servizio di dispacciamento. L Autorità ritiene necessario aggiornare la deliberazione per tenere conto delle disposizioni introdotte dal TILP e dal TIT e della conseguente abrogazione della deliberazione n. 118/03 e dell associato Testo Integrato vigente per il precedente periodo di regolazione. 28 marzo 2008 L Autorità, con la deliberazione n. 45/08, ha modificato il termine per l invio delle richieste di switching relative ai punti di prelievo nella titolarità di RFI e recanti data di switching 1 maggio 2008, di cui al comma 3.3 della deliberazione ARG/elt 42/08, fissando il medesimo termine al 18 aprile Il bilancio dell energia Al 31 marzo 2008 ACEA Distribuzione ha immesso in rete GWh registrando un aumento pari allo 4,15% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Il tutto come meglio illustrato nella tabella che segue. GWh Fornitura A.U , ,3 Fornitura estera 107,8 106,6 Totale mercato vincolato 1.427, ,9 Mercato libero 1.569, ,7 Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

25 Totale generale 2.996, ,6 Per quanto riguarda i ricavi del periodo quelli derivanti dal servizio di trasporto e misura ai clienti del mercato vincolato e libero si sono attestati a 69 milioni e risultano sostanzialmente in linea rispetto al 31 marzo del 2007, tuttavia si evidenziano differenze circa la ripartizione tra le tipologie, in particolare la diminuzione del trasporto ai clienti vincolati viene compensata dall aumento del trasporto verso i clienti liberi. Infine, mentre i ricavi derivanti dal servizio di trasporto e misura al 31 marzo del 2007 venivano ridotti di 1,8 milioni per effetto della perequazione la quale, nel trimestre di riferimento, registra un impatto pari a zero; tale variazione è sostanzialmente determinata dall aggiornamento tariffario introdotto dal terzo ciclo vigente a partire dal 1 gennaio 2008: tale aggiornamento ha introdotto ulteriori componenti perequative quali il differenziale delle perdite delle rete di distribuzione rispetto a quelle standard incluse nelle tariffe. La perequazione specifica aziendale ammonta a 8,1 milioni; rispetto al primo trimestre del 2007 tale componente di ricavo si riduce di 0,3 milioni ed è stato calcolato sulla base delle regole del secondo ciclo tariffario stante l impossibilità di aggiornamento delle regole per carenza di dati e di informazioni, I costi variabili ammontano complessivamente a 11,5 milioni e risultano in linea con il periodo di confronto in esame. In sintesi il primo margine si attesta complessivamente a 65,6 milioni registrando un aumento di 1,5 milioni rispetto al 31 marzo Personale Andamento del numero medio del personale in forza Numero medio al 31 marzo Numero medio al 31 dicembre Numero medio al 30 settembre Numero medio al 30 giugno Numero medio al 31 marzo Si precisa che la tabella sopra riportata evidenzia l andamento del numero medio complessivamente considerato ovvero esso contiene anche le risorse destinate all attività di pubblica illuminazione. Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

26 Il costo del personale relativo al primo trimestre del 2008, al lordo dei costi capitalizzati, è pari a 22,3 milioni: rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio aumenta di 1,8 milioni. Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

27 AREA MERCATO DELL ENERGIA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA (i valori economici e le quantità fisiche non tengono conto delle percentuali di consolidamento e si riferiscono al 100% della Società) Andamento della produzione Nel periodo il Gruppo AceaElectrabel Produzione ha realizzato un volume di produzione netta pari a 1.176,5 GWh. Tale valore, confrontato con i volumi di produzione realizzati nel medesimo periodo dell anno precedente, mostra una diminuzione pari al 6,4%. Conseguentemente alla modifica nel metodo di consolidamento di Tirreno Power, si forniscono di seguito anche i suoi volumi di produzione netta, ovviamente tali valori costituiscono una variazione assoluta rispetto al 31 marzo In particolare: GWh Variazione % AEP - termoelettrica 87,4 136,6 (49,2) -36,0% AEP idroelettrica 80,1 74,0 6,1 8,3% AEP termoelettrica Leinì 454,2 0,0 454,2 100% Totale AEP 621,7 210,6 411,1 195,2% Voghera 0,0 532,6 (532,6) -100% Roselectra 543,0 513,6 29,4 5,7% Longano eolico 11,9 0,0 11,9 100% Totale produzione netta Gruppo AEP 1.176, ,7 (80,2) -6,4% Tirreno Power ,0 (3.421) 100% Totale produzione netta 4.597, , ,8 265,8% Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

28 Andamento economico Nel periodo il Gruppo AceaElectrabel Produzione ha conseguito ricavi relativi alla cessione di energia elettrica per 126,5 milioni. I ricavi registrano un incremento di 7,9 milioni; tale incremento passa attraverso un aumento dei ricavi di Roselectra che ha iniziato a produrre a pieno regime (+ 10,3 milioni) ed una diminuzione dei ricavi di Voghera che da 5,1 milioni del 31 marzo 2007 passano ad 3,8 milioni al 31 marzo 2008 essenzialmente in conseguenza della fermata per guasto della centrale, si precisa ch nell ammontare dei ricavi è ricompreso l importo erogato a titolo di risarcimento danni per 4 milioni. I ricavi da teleriscaldamento ammontano a 1,6 milioni. Nel periodo di osservazione si registrano costi di approvvigionamento del combustibile per 71,3 milioni di cui 38 relativi al fabbisogno di AceaElectrabel Produzione e Voghera e 33,46 milioni relativi alla centrale di Roselectra. Il margine operativo lordo del periodo del Gruppo AceaElectrabel Produzione si attesta a 22,5 milioni contro 19,1 milioni del corrispondente periodo del L andamento economico del periodo è fortemente influenzato dal guasto occorso alla Centrale di Voghera il 16 novembre 2007: il primo margine registra infatti una perdita rispetto al primo trimestre 2007 di 8,4 milioni. L impianto è stato indisponibile per tutto il trimestre e si prevede possa essere riavviato nel prossimo mese di giugno. Relativamente a Tirreno Power, la società ha conseguito ricavi relativi alla cessione di energia elettrica per 356,4 milioni a fronte di un fabbisogno di combustibile pari ad 193,3 milioni. Rispetto al precedente esercizio la Società aumenta la produzione rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio di 444 GWh (+ 15%). Personale Il numero medio del personale impiegato in AceaElectrabel Produzione al 31 marzo 2008 risulta pari a 182 unità (54 quota Gruppo ACEA), mentre il personale impiegato in Tirreno Power risulta pari a 617 unità ( 93 quota Gruppo ACEA) Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo

29 VENDITA DI ENERGIA ELETTRICA AL MERCATO VINCOLATO E LIBERO E VENDITA GAS (i valori economici e le quantità fisiche non tengono conto delle percentuali di consolidamento e si riferiscono al 100% della Società) Andamento economico I ricavi conseguiti nel periodo ammontano complessivamente a 784,3 milioni e risultano aumentati del 23% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio in conseguenza dell avvio delle attività di commercializzazione di Elettria (società operante in Toscana). Per quanto riguarda i costi di acquisto dell energia destinata al mercato vincolato si registra nel periodo una riduzione del 3% rispetto al primo trimestre 2007 al netto della componente perequativa. Tale variazione è determinata dai minori volumi acquistati nonché dall andamento dei prezzi di mercato. L Acquirente Unico, cha ha sostituito ENEL Distribuzione al momento di avvio della Borsa, determina i prezzi di vendita su base mensile in relazione ai costi effettivamente sostenuti e secondo le modalità definite dall AEEG. Il costo d acquisto del periodo è pari a 125,3 milioni al lordo della perequazione energia. E altresì allocata in questa voce la stima della perequazione energia che rappresenta quella componente a copertura delle differenze tra profilo di acquisto e quello di vendita: tale forma perequativa è obbligatoria per la vendita dell energia elettrica sul mercato vincolato. L importo positivo di 7,8 milioni riduce i costi di approvvigionamento del periodo e rappresenta la migliore stima delle differenze di profilo relative ai primi tre mesi dell esercizio 2008: tale importo verrà determinato in via definitiva solo alla fine dell esercizio e potrà risultare diverso da quello stimato per il periodo in relazione all andamento dei prezzi di mercato. Il margine operativo lordo delle Società di vendita è pari a 6,5 milioni contro 10,3 milioni del primo trimestre Il numero medio del personale impiegato nell attività di commercializzazione di energia elettrica e gas è di 268 unità (quota Gruppo 154). Al 31 marzo 2007 era di 242 unità (quota Gruppo 142). Relazione Trimestrale Consolidata al 31 marzo