Resoconto Intermedio di Gestione del Gruppo ACEA
Indice Organi Sociali pag. 3 Sintesi dei risultati pag. 4 Flash sull andamento delle Aree Industriali pag. 5 Informativa di settore pag. 10 Andamento della gestione nel periodo pag. 12 Forma, struttura e perimetro di riferimento pag. 49 Prospetto di Conto Economico Consolidato pag. 55 Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato pag. 56 Prospetto di Stato Patrimoniale Consolidato pag. 57 Rendiconto Finanziario Consolidato pag. 59 Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato pag. 60 Note al Conto Economico Consolidato pag. 61 Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata pag. 95 Acquisizioni pag. 110 Altre informazioni pag. 113 Dichiarazione del Dirigente Preposto pag. 117 Evoluzione prevedibile della gestione e della situazione finanziaria pag. 118 Società incluse nell area di consolidamento pag. 121 Indice 2
Organi sociali Consiglio di Amministrazione Giancarlo Cremonesi Marco Staderini Paolo Giorgio Bassi Francesco Caltagirone Jean Louis Chaussade Aldo Chiarini Paolo Di Benedetto Luigi Pelaggi Andrea Peruzy Presidente Amministratore Delegato Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Direttore Generale Paolo Gallo Collegio Sindacale Enrico Laghi Corrado Gatti Alberto Romano Gianluca Marini Leonardo Quagliata Presidente Sindaco Effettivo Sindaco Effettivo Sindaco Supplente Sindaco Supplente Dirigente preposto Giovanni Barberis Organi Sociali 3
Sintesi dei risultati ( milioni) 31.03.11 31.03.10 Restated Var. % Ricavi consolidati 827,9 845,4-2,1% Costi operativi consolidati 684,9 695,7-1,6% Proventi (Oneri) da gestione rischio commodity (1,7) 3,3-152,6% EBITDA 141,4 152,9-7,6% EBIT 64,3 86,1-25,4% Risultato netto 35,1 40,7-13,8% Utile (perdita) di competenza di terzi 2,1 1,8 13,9% Risultato netto di competenza del Gruppo 33,0 38,9-15,2% Risultato netto derivante dalla cessione delle attività discontinue 37,4 0,0 100,0% Risultato netto di competenza del Gruppo comprese le Attività Discontinue 70,3 38,9 81,1% ( milioni) 31.03.11 31.12.10 Var. % Capitale Investito Netto 3.605,0 3.585,0 0,6% Indebitamento Finanziario Netto 2.125,6 2.203,7-3,5% Patrimonio Netto Consolidato 1.479,4 1.381,3 7,1% Si informa che i dati sopra riportati non tengono conto delle classificazioni imposte da IFRS 5 fatta eccezione per il risultato netto derivante dalla cessione delle Attività Discontinue. Sintesi dei risultati 4
Flash sull andamento delle Aree Industriali Premessa Con Disposizione Organizzativa del 25 gennaio 2011 è stata modificata la macrostruttura di ACEA S.p.A. Di seguito le principali modifiche con riferimento alle Aree Industriali: Area Industriale Energia: è stata allocata sotto la responsabilità di tale Area la società Acea8cento precedentemente facente capo alla Funzione Personale e Servizi, Area Industriale Idrico: sono state allocate sotto la responsabilità di tale Area le società idriche operanti all estero precedentemente facenti capo alla Funzione Sviluppo e Progetti Speciali, Area Industriale Ambiente e Energia: è stata modificata la denominazione in Area Industriale Ambiente; inalterate le responsabilità con riferimento ai business gestiti, Si segnala inoltre che la Funzione Sviluppo e Progetti Speciali ha modificato la propria denominazione in Funzione Ingegneria e Servizi. Con disposizione successiva il coordinamento della società AceaGori Servizi è stato affidato all Area Industriale Idrico. I dati economici, patrimoniali e finanziari per Area Industriale del primo trimestre 2011 sono stati costruiti sulla base della citata disposizione e quelli del primo trimestre 2010 sono stati riclassificati per rendere omogeneo il confronto. Area Industriale Reti L EBITDA del primo trimestre dell esercizio si attesta a 51,4 milioni e si riduce complessivamente di 5,8 milioni per effetto sostanzialmente dell applicazione, a far data dal 1 gennaio 2011, delle nuove clausole del contratto di pubblica illuminazione. Per quanto riguarda Arse si segnala un aumento del margine operativo lordo di 4,3 milioni essenzialmente prodotto dalle attività svolte nell ambito del business del fotovoltaico sia con riferimento alla commercializzazione dei pannelli sia con riferimento al conto energia maturato nel periodo. Si segnala il decremento registrato da ACEA Distribuzione per effetto dei maggiori costi operativi di distribuzione e per i minori ricavi accessori all utenza. La pubblica illuminazione registra una diminuzione del margine operativo lordo di 5,4 milioni derivante dai maggiori costi operativi. Flash sull andamento delle Aree Industriali 5
L indebitamento finanziario netto del periodo è pari a 823 milioni e si incrementa rispetto alla fine del precedente esercizio di 37 milioni: l andamento del periodo è determinato dall aumento dei crediti verso il Comune di Roma per il servizio di pubblica illuminazione assorbito dal fabbisogno relativo all acquisto dei pannelli fotovoltaici di Arse. Gli investimenti dell Area si attestano a 29,3 milioni e si riducono di 0,3 milioni per l effetto combinato, da un lato dal diverso trattamento degli investimenti legati al contratto dell Illuminazione Pubblica nel Comune di Roma rispetto alla prima trimestrale 2010 e, dall altro dai maggiori investimenti di ACEA Distribuzione (+ 1,2 milioni) e di Arse (+ 0,6 milioni). Con riferimento all organico la consistenza media a settembre 2010 è pari a 1.544 unità inferiore di 57 unità rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, attribuibili interamente ad ACEA Distribuzione. Area Industriale Energia Il confronto dei risultati di tale Area risente degli effetti dell operazione di scioglimento eseguita in data 31 marzo 2011. Da ciò discende che i dati economici delle società dell Area sono stati consolidati sulla base del metodo proporzionale in base alla percentuale di possesso effettivamente detenuta nel trimestre; i dati economici sono quindi confrontabili con quelli del primo trimestre 2010. I risultati patrimoniali e finanziari, invece, risentono del deconsolidamento delle società cedute e del consolidamento dei dati patrimoniali e finanziari relativi alle ulteriori quote acquisite da GDF SUEZ Energia Italia S.p.A. (al netto delle maggiori eliminazioni intercompany resesi necessarie). Essi quindi tengono conto dell assetto proprietario post closing: si rinvia all area di consolidamento per maggiori dettagli. I dati patrimoniali e finanziari non sono quindi immediatamente confrontabili con quelli al 31 dicembre 2010. Il periodo gennaio marzo chiude con un livello di EBITDA pari a 17,6 milioni e diminuisce di 11,8 milioni per effetto del peggioramento del margine dell energia di Tirreno Power (- 4,5 milioni), di Roselectra (- 1 milione) e di AceaElectrabel Produzione (- 0,6 milioni). Incide negativamente anche l impatto del fair value sulle commodities per 5 milioni. L indebitamento finanziario netto del periodo è pari a 226 milioni e diminuisce, rispetto alla fine del precedente esercizio, di 187 milioni essenzialmente Flash sull andamento delle Aree Industriali 6
conseguenti agli effetti dell Operazione di scioglimento della Joint Venture con GDF SUEZ Energia Italia. Complessivamente l impatto dell operazione sulla posizione finanziaria netta dell Area, alla data del closing, è pari a 223,7 milioni incluso il cash-in previsto dall Accordo Quadro: tale importo non include tutti gli effetti derivanti dagli aggiustamenti, attualmente in corso di definizione, nonché le partite, non finanziarie, oggetto di conguaglio (other debt like). Gli investimenti dell Area si attestano a 2 milioni e diminuiscono di 1,9 milioni essenzialmente per il deconsolidamento di Tirreno Power. L organico medio dell Area si attesta a 488 unità (- 3 rispetto al 31 marzo 2010). Area Industriale Idrico Italia L EBITDA si attesta a 75,7 milioni e cresce di 10,2 milioni principalmente per l effetto dell incremento tariffario di ACEA Ato2 (+ 3,3 milioni), di Publiacqua (+ 1,9 milioni) e di Gori ( + 1,3 milioni). Contribuisce all incremento Acquedotto del Fiora (+ 3 milioni) consolidata per la prima volta con il metodo proporzionale. L indebitamento finanziario netto del periodo è pari a 553,1 milioni e aumenta rispetto alla fine del precedente esercizio di 33,4 milioni: la variazione è sostanzialmente riconducibile al consolidamento di Acquedotto del Fiora (+ 35,6 milioni). Gli investimenti dell Area si attestano a 44,8 milioni e aumentano di 8,6 milioni rispetto al 31 marzo 2010 essenzialmente riconducibili ad ACEA Ato2 ( + 6,1 milioni) e ad Acquedotto del Fiora ( + 1,5 milioni). La consistenza media dell Area è pari a 3.084 unità superiore di 77 rispetto al 31 marzo 2010: la variazione è sostanzialmente riconducibile al consolidamento di Acquedotto del Fiora di 154 Unità, parzialmente compensato da ACEA Ato2 (- 69 unità) e ACEA Ato5 (- 10 unità) in conseguenza dell adozione del piano di mobilità, pensionamenti e slittamenti di assunzioni. Estero: L EBITDA si attesta a 1,4 milioni e cresce di 0,2 milioni essenzialmente legato a Agua Azul Bogotà in conseguenza del consolidamento di Conazul e per la stipula del nuovo contratto di gestione commerciale zona 1 Bogotà. Flash sull andamento delle Aree Industriali 7
L indebitamento finanziario netto del periodo è pari a 1,9 milioni e cresce di 0,5 milioni imputabile alla società Aguazul Bogotà per il finanziamento contratto per i progetti per la gestione commerciale della zona 1 di Bogotà e della sostituzione dei contatori per Lima in Perù. Nel primo trimestre 2011 non sono stati effettuati investimenti. La consistenza media dell Area è pari a 1.373 unità ed è superiore di 639 unità rispetto al 31 marzo 2010 principalmente per l espansione di attività di Aguazul Bogotà ed al consolidamento di Conazul. Area Industriale Ambiente Il periodo gennaio marzo 2011 chiude con un livello di EBITDA pari a 0,8 milioni e si riduce di 6,4 milioni essenzialmente per effetto: (i) della riduzione dei volumi di energia elettrica ceduta e delle minori quantità di pulper conferito dell impianto di Terni (- 3,1 milioni) che dal 6 agosto 2010 è fermo per revamping, (ii) dalla riduzione del prezzo di cessione dell energia elettrica di Eall in seguito all applicazione di una tariffa di mercato (non più Cip 6) e (iii) dalle minori quantità di rifiuti conferiti nella discarica di SAO per 1 milione. L indebitamento finanziario netto del periodo è pari a 211 milioni e aumenta rispetto alla fine del precedente esercizio di 10 milioni essenzialmente in conseguenza del fabbisogno derivante dalla realizzazione della seconda e terza linea dell impianto di San Vittore ( 5,2 milioni) e del maggiore fabbisogno finanziario di SAO per 2,2 milioni. Gli investimenti dell Area si attestano a 4,3 milioni e diminuiscono di 4,2 milioni essenzialmente in conseguenza della prossima entrata in esercizio del termovalorizzatore di San Vittore. L organico medio del periodo cresce di 2 unità rispetto al 31 marzo 2010 attestandosi a 180 unità. Ingegneria e Servizi L EBITDA si attesta a,1,4 milioni e aumenta di 0,4 milioni principalmente per effetto dell andamento economico di Laboratori L indebitamento finanziario netto del periodo migliora di 3,7 milioni per effetto dei maggiori incassi ricevuti dalla società Laboratori. La consistenza media dell organico si attesta a 147 unità ed aumenta di 3 risorse rispetto alla trimestrale del 2010: la variazione è determinata da Laboratori. Flash sull andamento delle Aree Industriali 8
Corporate ACEA chiude il periodo in osservazione con un livello di EBITDA negativo per 6,8 milioni in miglioramento, rispetto al 31 marzo 2010, di 1,7 milioni essenzialmente per l effetto combinato dell aumento dei ricavi per contratti di servizio (+ 4 milioni) e dei maggiori costi esterni sostenuti (+ 2,3 milioni) L indebitamento finanziario netto del periodo è pari a 312 milioni e aumenta rispetto alla fine del precedente esercizio di 31 milioni essenzialmente per effetto sia della gestione operativa sia degli eventi straordinari avvenuti nel corso del primo trimestre (scioglimento della Joint Venture per 8,2 milioni e del rimborso del debito per accertamento fiscale per 3,5 milioni). Gli investimenti di periodo si attestano a 1,2 milioni in linea rispetto al 31 marzo 2010. Flash sull andamento delle Aree Industriali 9
Informativa di settore Per una migliore comprensione della separazione operata in tale paragrafo si precisa che: - generazione, trading e vendita riferiscono all Area Industriale Energia responsabile, sotto il profilo organizzativo, fino di AceaElectrabel Produzione, Roselectra, Voghera Energia, Longano, Eblacea e Tirreno Power, AceaElectrabel Trading nonché delle Società Acea Energia Holding, Acea Energia, Umbria Energy, Estra Elettricità, Voghera Energia Vendite, Elga Sud e Acea Produzione, - distribuzione, illuminazione pubblica e fotovoltaico riferiscono all Area Industriale Reti responsabile, sotto il profilo organizzativo, di ACEA Distribuzione, ARSE e Ecogena - servizi di analisi e ricerca si riferisce alla Funzione Ingegneria e Servizi responsabile, sotto il profilo organizzativo di Laboratori S.p.A. e dei consorzi di ricerca. - gestioni idriche Estero si riferisce all Area Industriale Idrico responsabile, sotto il profilo organizzativo, anche delle Società idriche operanti all estero - gestioni idriche Italia si riferisce all Area industriale Idrico, responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società idriche operanti nel Lazio, Campania, Toscana e Umbria e di AceaGori Servizi; - ambiente si riferisce all omonima Area Industriale responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società del Gruppo A.R.I.A. e di Aquaser, Kyklos e Solemme. 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 inclusione dei proventi da fair value derivanti dalla gestione del rischio commodity. Informativa di settore 10
Ricavi Margine operativo lordo Investimenti I TRIMESTRE I TRIMESTRE I TRIMESTRE 2011 2010 Restated Variazione 2011 2010 Restated Variazione 2011 2010 Variazione Generazione 1 72.247 92.149 (19.903) 5.300 16.760 (11.460) 1.700 3.724 (2.024) Distribuzione 101.146 99.241 1.905 50.484 52.493 (2.009) 25.400 24.391 1.009 Vendita 1 303.251 335.254 (32.003) 5.492 6.194 (701) 286 163 123 Trading 1 359.020 403.180 (44.160) 6.806 6.124 682 0 0 0 Illuminazione Pubblica 24.300 15.265 9.036 (1.370) 3.657 (5.027) 0 1.864 (1.864) Gestioni idriche Italia 190.175 175.362 14.813 75.694 65.562 10.132 44.790 36.157 8.633 Estero 8.519 4.104 4.414 1.369 1.117 253 0 0 0 Servizi di analisi e di ricerca 6.323 5.563 760 1.386 1.043 343 0 65 (65) Ambiente 11.841 20.807 (8.966) 813 7.229 (6.416) 4.300 8.561 (4.261) Fotovoltaico 8.232 1.072 7.160 2.272 607 1.665 3.900 3.369 531 Corporate 22.052 17.446 4.606 (6.852) (8.202) 1.350 1.200 1.074 126 Totale att.tà in funzionamento 1.107.106 1.169.442 (62.337) 141.394 152.583 (11.189) 81.576 79.369 2.208 Elisioni e Rettifiche (266.492) (300.540) 34.049 (36) 338 (373) 0 0 0 TOTALE GRUPPO 840.614 868.902 (28.288) 141.358 152.920 (11.562) 81.576 79.430 2.208 Importi in migliaia di Euro 1 Nei ricavi dei segmenti Generazione, Vendita e Trading sono inclusi i proventi da gestione rischio commodity per l importo complessivo di 12.668 mila nel primo trimestre 2011 e 23.524 mila nel primo trimestre 2010. Informativa di settore 11
Andamento della gestione nel periodo Area Industriale Reti ACEA Distribuzione Quadro normativo 4 gennaio 2011 Delibera GOP 1/11: Adozione del Piano strategico triennale 2011-2013 dell Autorità per l energia elettrica e il gas L Autorità per l energia elettrica e il gas (di seguito AEEG) ha adottato il Piano strategico triennale 2011-2013 con il quale ha definito l azione regolatoria da svolgere nel triennio sulla base dei seguenti obiettivi generali: promuovere lo sviluppo di mercati concorrenziali; sostenere e promuovere l efficienza e l economicità dei servizi infrastrutturali; tutelare i clienti dei servizi energetici; promuovere l uso razionale dell energia e contribuire alla tutela ambientale; garantire la semplificazione e l attuazione delle disciplina regolatorie; sviluppare l interlocuzione con gli attori di sistema; accrescere l efficienza operativa interna dell AEEG. 12 gennaio 2011 Documento per la consultazione DCO 1/11: Indennizzi automatici per mancato rispetto della periodicità di emissione delle fatture di energia elettrica e di gas naturale da parte del venditore per causa imputabile al distributore. L AEEG ha proposto l introduzione di un indennizzo a carico delle imprese di distribuzione nei casi in cui la mancata messa a disposizione dei dati di misura non consenta al venditore di rispettare la periodicità di fatturazione. La proposta dell AEEG è di limitare l onere a carico del distributore ai soli casi di switching per i quali non metta a disposizione entro il 20 del mese relativo alla data di switching: i dati di misura, definiti dalla regolazione in funzione del trattamento (orario, per fasce oppure monorario); i dati di misura storici, riferiti al periodo compreso tra il tredicesimo e il secondo mese precedente la data di switching. Andamento della gestione nel periodo 12
Con riferimento alla decorrenza dell indennizzo a carico dei distributori, l AEEG propone una differenziazione in base alla periodicità di fatturazione definita nelle condizioni contrattuali, in modo che la disposizione sia efficace: dal 1 settembre 2011 per i clienti finali con una fatturazione a cadenza almeno bimestrale; dal 1 marzo 2012 per i clienti finali con fatturazione mensile. 31 gennaio 2011 Delibera ARG/elt 6/11: Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe per l erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell energia elettrica e di condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione, per il periodo di regolazione 2012-2015. Ferma restando l applicazione di una tariffa unica nazionale, nella delibera di avvio del procedimento di regolazione tariffaria per il quarto periodo regolatorio è emersa l intenzione, da parte dell AEEG, di riprendere in considerazione la possibilità di pervenire ad una regolazione tariffaria per impresa del costo riconosciuto di distribuzione. A tal fine, l AEEG ha indicato tra gli obiettivi del procedimento la definizione di disposizioni in materia di: verifica dei criteri di capitalizzazione ed efficienza degli investimenti; indicatori di efficacia degli investimenti e di monitoraggio del livello di indebitamento. In aggiunta, all interno del provvedimento sulle tariffe confluiranno, tra l altro, anche le tematiche relative: alla regolazione tecnico-economica dei transiti di energia reattiva sulle reti elettriche di trasmissione e distribuzione; all incremento della potenza prelevabile nelle ore di basso carico da parte delle utenze domestiche; alla promozione e allo sviluppo delle smart grids di cui alla delibera ARG/elt 39/10; all attuazione delle disposizioni speciali e all avvio delle sperimentazioni per la ricarica dei veicoli elettrici di cui alla delibera ARG/elt 242/10. L AEEG ha indicato l intenzione di convocare audizioni e rendere disponibili documenti per la consultazione, ai fini dell acquisizione di elementi conoscitivi utili per la formazione e l adozione dei provvedimenti. Andamento della gestione nel periodo 13
2 febbraio 2011 Delibera ARG/elt 9/11: Disposizioni in materia di corrispettivo per la prenotazione della capacità di rete a seguito delle ordinanze 13 gennaio 2011, nn. 8-65, del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia. L AEEG ha disposto la sospensione delle disposizioni riguardanti il versamento della garanzia economica da parte dei richiedenti la connessione nei casi di richieste presentate su aree definite dal gestore di rete come critiche. Inoltre, l AEEG ha sospeso l efficacia: della disciplina transitoria introdotta per gestire la garanzia economica, a seguito dell individuazione da parte dei gestori di rete delle aree critiche; della delibera ARG/elt 173/10, con la quale Terna aveva individuato le aree critiche sulla propria rete. 7 febbraio 2011 Irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria ai sensi dell articolo 2, comma 20, lettera c), della legge 14 novembre 1995, n. 481, nei confronti di A2A Reti Elettriche S.p.A (Delibera VIS 15/11), Terna Rete Elettrica Nazionale (Delibera VIS 16/11), Enel Distribuzione S.p.A. (Delibera VIS 17/11), Acea Distribuzione S.p.A (Delibera VIS 18/11) e Gelsia Reti S.r.l. (Delibera VIS 19/11). In esito al procedimento istruttorio avviato con la delibera VIS 171/09, l AEEG ha irrogato sanzioni nei confronti di alcune imprese di distribuzione tra le quali Acea Distribuzione e di Terna, per violazioni che hanno impedito il corretto funzionamento del servizio di dispacciamento negli anni 2005, 2006 e 2007. Con riferimento alle imprese di distribuzione, le violazioni riguardano: la gestione dell anagrafica dei punti di prelievo; l aggregazione delle misure dei prelievi per il servizio di dispacciamento. Nei confronti di ACEA Distribuzione è stata comminata una sanzione pari a 571 mila. 8 febbraio 2011 Delibera ARG/com 11/11: Modifiche e integrazioni alla deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 1 dicembre 2009, ARG/com 185/09. L AEEG ha chiarito alcuni aspetti relativi al riconoscimento di agevolazioni tariffarie ai clienti finali che alla data del 6 aprile 2009 risultavano residenti sul territorio della provincia de L Aquila e sulle zone limitrofe colpite dal sisma. Le agevolazioni individuate dalla precedente delibera ARG/com 185/09 consistevano, tra l altro: Andamento della gestione nel periodo 14
nella sospensione dell applicazione delle componenti tariffarie del trasporto per i clienti domestici; nel riconoscimento anche ai clienti finali che al momento del sisma erano residenti nei luoghi colpiti, ma che successivamente hanno attivato una nuova utenza anche in un altro Comune. Con la delibera ARG/com 11/11 l AEEG ha chiarito che le agevolazioni tariffarie sulle componenti del trasporto devono essere applicate anche se il punto di prelievo nell area sismica non è stato disattivato, ma il cliente finale è stato, comunque, costretto a trasferirsi e ad aprire una nuova utenza. 8 febbraio 2011 Delibera ARG/elt 12/11: Valutazione e graduatoria dei progetti pilota relativi a reti attive e smart grids, di cui alla deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 25 marzo 2010, ARG/elt 39/10. L AEEG ha individuato i progetti pilota comprendenti sistemi di automazione, protezione e controllo di reti attive MT (smart grids) ammessi al trattamento incentivante, ai quali è garantita per 12 anni la maggiorazione del 2% sulla remunerazione in tariffa del capitale investito. ACEA Distribuzione ha presentato un progetto pilota, che è stato ammesso al trattamento incentivante, riguardante una significativa porzione della propria rete di distribuzione secondaria nell ambito della quale è presente la predisposizione di un sistema di accumulo integrato con una stazione di ricarica per veicoli elettrici (flotte aziendali) e sulla quale risulta insistente un impianto fotovoltaico; in particolare, il progetto ha registrato: il 2 posto in graduatoria per l indicatore dei benefici attesi, con il punteggio di 73, classificandosi dietro al solo progetto di Enel Distribuzione; il 4 posto in graduatoria con riferimento all indicatore di priorità (rapporto tra benefici attesi e costo del progetto pilota), con il punteggio di 660. Nel dettaglio, l AEEG ha valutato che il progetto pilota presentato da ACEA Distribuzione è caratterizzato da: un rilevante grado di innovazione, in particolare con riferimento al potenziamento del sistema di automazione e telecontrollo, che consentirà un significativo miglioramento dei livelli di continuità e di qualità del servizio; tempi di fattibilità congrui; un buon grado di replicabilità su larga scala. Andamento della gestione nel periodo 15
16 marzo 2011 Documento per la consultazione DCO 4/11: Completamento della disciplina relativa all esecuzione dei contratti di vendita di energia elettrica e gas naturale nei casi di punti di prelievo/riconsegna già attivi e allineamento dei dati nella disponibilità dei diversi operatori. L AEEG ha presentato proposte riferite ai settori dell energia elettrica e del gas al fine di definire procedure che facilitino la sottoscrizione da parte di un cliente finale di un contratto di vendita nei casi di modifica dei dati identificativi sul punto di prelievo (c.d. voltura). In particolare, propone l introduzione delle seguenti disposizioni: richiesta di sottoscrizione di un contratto di vendita attestando la titolarità del POD attraverso l indicazione al venditore degli estremi della registrazione del contratto di locazione e/o degli estremi catastali dell immobile oggetto della fornitura; recesso da un contratto di vendita associato obbligatoriamente ad una richiesta di disattivazione del POD, salvo i casi di cambio del fornitore (da trattare come switching) o di cambio dei dati del cliente finale (da trattare come attivazione); raccolta dei dati di misura per la fatturazione svolta dall impresa distributrice con il misuratore elettronico ovvero dal venditore entrante tramite autolettura del cliente che subentra sul POD. Inoltre, l AEEG intende avviare alcune azioni per conseguire e mantenere l allineamento del contenuto informativo delle anagrafiche proprie dei venditori e dei distributori, in modo da consentire il corretto popolamento del Sistema Informativo Integrato (c.d. SII). 16 marzo 2011 Documento per la consultazione DCO 5/11: Orientamenti finali in relazione all ipotesi di incremento della potenza prelevabile per le utenze elettriche domestiche. L AEEG ha formulato le proprie proposte per supportare l introduzione obbligatoria della c.d. tariffa bioraria, definendo gli strumenti e le azioni funzionali a consentire superi di potenza prelevabile nella fascia tariffaria F23. In particolare, propone in tema di aumenti di potenza prelevabile per gli utenze domestiche residenziali con potenza contrattualmente impegnata pari a 3 kw: potenza contrattualmente impegnata pari a 3,7 kw per tutta la fascia F23, per un valore di potenza disponibile pari a 4,07 kw (tolleranza del 10%); calcolato su un intervallo di integrazione della potenza media pari a 2 minuti. Andamento della gestione nel periodo 16
Nel DCO 5/11 sono indicati una serie di vincoli tecnici legati alla fattibilità dell intervento, riferiti in particolare: alla valutazione della numerosità delle colonne montanti sulle quali le imprese di distribuzione dovranno intervenire; alla capacità di assorbimento delle derivazioni d utenza; al tempo di riprogrammazione dei misuratori elettronici e di adeguamento dei sistemi commerciali. Inoltre, l AEEG fissa orientativamente al 1 gennaio 2013 l entrata in vigore delle misure proposte e prevede forme di penalizzazione a carico delle imprese di distribuzione che non concederanno gli aumenti di potenza prelevabile. L AEEG non intende prevedere forme di maggiorazione del capitale investito a copertura dei costi degli interventi che si riterranno necessari per consentire gli aumenti di potenza prelevabile. 16 marzo 2011 Delibera VIS 42/11: Avvio di istruttoria conoscitiva sull erogazione del servizio di connessione alla rete degli impianti di produzione di energia elettrica da parte dei gestori di rete. L AEEG ha avviato un'istruttoria conoscitiva finalizzata all'approfondimento delle modalità di gestione delle richieste di connessioni alle reti degli impianti di produzione di energia elettrica, con particolare riguardo agli impianti alimentati da fonti rinnovabili. L istruttoria si rende necessaria in ragione degli esposti e delle segnalazioni giunte all AEEG che evidenziano possibili criticità nello svolgimento dell'iter di connessione in alcune aree, con particolare riferimento alle connessioni in BT e in MT di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. 16 marzo 2011 Delibera VIS 43/11: Approvazione del programma di verifiche ispettive nei confronti di imprese distributrici dell energia elettrica cui è stato erogato l incentivo di cui all articolo 12, comma 12.1 dell Allegato A alla deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas 18 dicembre 2006, n. 292/06 per la registrazione dei clienti allacciati in bassa tensione coinvolti nelle interruzioni del servizio elettrico tramite i misuratori elettronici ed i sistemi di telegestione. L AEEG ha approvato verifiche ispettive nei confronti di tre imprese distributrici a cui ha erogato l incentivo per il raggiungimento entro il 31 dicembre 2009 degli obiettivi di messa in servizio di misuratori elettronici aventi la funzionalità di Andamento della gestione nel periodo 17
registrare le interruzioni dei clienti in BT, secondo quanto previsto dal comma 12.1 dell'allegato A alla delibera n. 292/06 (c.d. incentivo pieno). Le verifiche ispettive saranno svolte nel periodo intercorrente fra il 1 aprile 2011 ed il 31 dicembre 2011. 23 marzo 2011 Delibera VIS 44/11: Approvazione del programma di verifiche ispettive nei confronti di due gestori di rete in materia di erogazione del servizio di connessione alla rete elettrica di impianti di produzione. L AEEG ha approvato due verifiche ispettive nei confronti di due gestori di rete che erogano il servizio di servizio di connessione alla rete elettrica di impianti di produzione. Le verifiche ispettive da attuare entro il 31 dicembre 2011 hanno lo scopo di accertare la corretta applicazione della regolazione del servizio di connessione di impianti di produzione, con riferimento alle disposizioni di cui: alla delibera n. 281/05 per le richieste di connessione in MT ed AT presentate fino al 31 dicembre 2008; alla delibera n. 89/07 per le richieste di connessione in BT presentate fino al 31 dicembre 2008; alla delibera ARG/elt 99/08 (TICA) per le richieste di connessione presentate dall'1 gennaio 2009 e fino al 31 dicembre 2010; alla delibera ARG/elt 125/10 (TICA modificato) per le richieste di connessione presentate a decorrere dall'1 gennaio 2011. 23 marzo 2011 Documento per la consultazione DCO 7/11: Aggiornamento delle regole di settlement. L AEEG ha presentato alcune proposte finalizzate, in particolare, alla revisione delle seguenti tempistiche: obblighi informativi relativi ai conguagli annuali verso Terna delle partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento dell energia elettrica (c.d. settlement): anticipo di alcuni adempimenti in carico ai distributori sottesi e di riferimento, già a decorrere dalle comunicazioni relative all energia prelevata nell anno 2010; messa a disposizione dei dati di misura ai fini del dispacciamento per i punti di prelievo trattati orari: convergenza in un unico invio verso gli utenti del dispacciamento dei dati di misura per la fatturazione e dei dati ai fini del Andamento della gestione nel periodo 18
dispacciamento, allineando la scadenza al quinto giorno lavorativo del mese successivo rispetto alla registrazione. 29 marzo 2011 Delibera ARG/com 34/11: Aggiornamento per il trimestre 1 aprile 30 giugno 2011 delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico e del settore gas e disposizioni alla Cassa conguaglio per il settore elettrico. L AEEG ha disposto un significativo aumento della componente tariffaria A3, con l obiettivo di garantire un aumento di gettito, su base d anno, pari a circa 1,75 miliardi di euro, in ragione del maggior fabbisogno del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate. La necessità di adeguare in aumento la componente A3 è dovuta al fatto che: il Conto A3 a chiusura di competenza 2010 ha presentato un disavanzo valutabile in oltre 600 milioni di euro; gli oneri attesi dal GSE per l incentivazione degli impianti fotovoltaici risultano più che raddoppiati rispetto alle previsioni del precedente trimestre, a causa di un numero di richieste di incentivi notevolmente superiore alle attese Inoltre, l AEEG ha autorizzato la CCSE ad effettuare anticipazioni al Conto A3, utilizzando le giacenze disponibili presso tutti gli altri conti di gestione, nel limite complessivo di 1 miliardo di euro. Riguardo agli altri conti, si segnala: la diminuzione della componente UC3; il finanziamento a mezzo della componente A2 nei confronti della Sogin per il riconoscimento degli oneri conseguenti alle attività di smantellamento delle centrali nucleari. 29 marzo 2011 Delibera GOP 16/11: Sospensione dell efficacia del Piano Strategico Triennale 2011-2013 dell Autorità per l energia elettrica e il gas di cui alla deliberazione 4 gennaio 2011, GOP 1/11. È stata sospesa a decorrere dal 29 marzo 2011 e fino al 31 luglio 2011 l'efficacia del Piano Strategico Triennale 2011-2013, in modo da consentire al nuovo collegio, insediatosi il 16 febbraio u.s., di concludere le valutazioni riguardanti le eventuali modifiche od integrazioni da apportare al Piano. Andamento della gestione nel periodo 19
Tariffe per il servizio di trasporto L anno 2011 rappresenta l ultimo 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 2008-2011, allegato A alla delibera n. 348/07. Si ricorda come dalla precedente struttura tariffaria (periodo di regolazione 2004-2007), sia stata 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 2008-2011, anche in conseguenza delle innovazioni introdotte dalle delibere ARG/elt 18/08 e 30/08, si articolano in: perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione; 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; Andamento della gestione nel periodo 20
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. L Autorità con la delibera ARG/elt 12/11 ha individuato i progetti pilota comprendenti sistemi di automazione, protezione e controllo reti attive su MT (smart grids) ammessi al trattamento incentivante, ai quali è garantita per 12 anni la maggiorazione del 2% sulla remunerazione del capitale investito. Acea Distribuzione ha presentato un progetto pilota che è stato ammesso al trattamento incentivante. Con la delibera ARG/elt 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 anticipatamente in conseguenza della 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. La delibera ARG/elt 228/10 di aggiornamento per l anno 2011 delle tariffe per l erogazione dei servizi di trasmissione distribuzione e misura dell energia elettrica, Andamento della gestione nel periodo 21
ha transitoriamente sospeso dall anno 2010 il meccanismo di perequazione del servizio di misura di cui all art. 40 del TIT, dando mandato alla Direzione Tariffe di approfondire le problematiche di applicazione del meccanismo e di prevedere eventuali modifiche da sottoporre a pubblica consultazione prima di una loro adozione. Con la delibera ARG/elt 30/08 l Autorità ha introdotto 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 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 ARG/elt 227/10 l AEEG ha determinato l ammontare della perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in bassa tensione riferita all anno 2008. Con la delibera ARG/elt 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, sono stati 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 compresi in tale servizio. La disciplina del load profiling prevede che l energia elettrica destinata al mercato di 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 delle imprese distributrici (delta perdite). Nell ambito della stessa delibera, quindi, l Autorità ha stabilito le modalità di calcolo degli ammontari di perequazione relativi al costo di acquisto dell energia elettrica a carico delle imprese distributrici ed assorbita dagli usi propri della trasmissione e della distribuzione ed alla valorizzazione economica della differenza tra perdite effettive e perdite standard. L Autorità, con la delibera ARG/elt 203/09, in ragione di quanto segnalato dal principale operatore della distribuzione in merito all imprevista e consistente contrazione per i servizi di connessione dovuta alla grave congiuntura economica, ha istituito per il periodo 2010 2011 il meccanismo facoltativo di perequazione a garanzia dei ricavi da contributi di connessione a forfait, al quale ciascuna impresa Andamento della gestione nel periodo 22
distributrice potrà accedere previa specifica istanza all Autorità entro il termine inderogabile del 31 marzo 2010. Acea Distribuzione SpA ha prodotto istanza di adesione al meccanismo perequativo. Il regime specifico di perequazione aziendale si propone di cogliere tutte le peculiarità dell impresa distributrice, 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 ARG/elt 30/08 l Autorità ha provveduto a: aggiornare la procedura di formazione del fattore di correzione specifico aziendale (Csa), per il periodo regolatorio 2008-2011, nell ottica di riallineare 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 2008-2011; 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 2004-2007; aggiornare, per l anno 2008, i costi effettivi riconoscibili alle imprese distributrici che partecipano alla perequazione specifica aziendale, sulla base di istruttorie individuali condotte dalla Direzione tariffe, in coerenza con i criteri adottati ai fini delle determinazioni tariffarie per il periodo di regolazione 2008-2011. L Autorità, con la delibera ARG/elt 163/10, ha comunicato il valore del Coefficiente specifico aziendale (Csa) per l anno 2008, fissandolo pari al 23,38% dei ricavi ammessi perequati. disporre che la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico corrisponda gli ammontari relativi alla perequazione specifica aziendale per gli anni 2009, Andamento della gestione nel periodo 23
2010 e 2011 sulla base dei Csa aggiornati, secondo le modalità previste dal provvedimento in considerazione, e dei ricavi ammessi perequati. L Autorità, con la delibera ARG/elt 87/09, ha emanato disposizioni in materia di erogazione in acconto dell ammontare di perequazione specifica per gli anni 2008, 2009, 2010 e 2011. L Autorità, infatti, dispone che la Cassa conguaglio per il settore elettrico corrisponda alle imprese distributrici, per le quali l Autorità ha fissato il fattore Csa per l anno 2004, importi erogati a titolo di anticipazione, salvo conguaglio, relativi alla perequazione specifica aziendale per gli anni 2008, 2009, 2010 e 2011. Gli importi erogati per l anno 2008 sono stati determinati nella misura dell 80% delle somme di perequazione specifica aziendale riconosciute per l anno 2006 e sono stati corrisposti alle imprese beneficiarie entro il 31 luglio 2009. Per gli anni 2009, 2010 e 2011 verranno determinati in base alle più recenti somme di perequazione specifica aziendale che saranno state riconosciute fino al momento della corresponsione. Il termine per l erogazione alle imprese è fissato nel 30 giugno dell anno successivo a quello cui l anticipazione si riferisce. Ulteriori novità di rilievo, introdotte nel terzo periodo di regolazione, sono individuabili nella: determinazione di una tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione, fissata dall Autorità e applicata da ciascuna impresa distributrice alle attuali e potenziali controparti, mediante la quale è superato il sistema precedente delle opzioni tariffarie base e speciali per il servizio di distribuzione, proposte dalle diverse imprese di distribuzione; distinzione dei costi del servizio di misura in specifici corrispettivi riconosciuti a copertura dei costi associati alle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, di raccolta delle misure e di 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 la manifestazione di uno squilibrio con i corrispondenti costi ammissibili, 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, Andamento della gestione nel periodo 24
ora destinati al Conto oneri derivanti da misure ed interventi per la promozione dell efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica. 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 mediante il meccanismo del price-cap; la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito è aggiornata mediante 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 mediante 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, con il documento Condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione, allegato B alla delibera n. 348/07, ha provveduto 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 delibera 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 impianto di rete richiesti da utente, volture, subentri, disattivazione ecc ). Con la Delibera ARG/elt 6/11, del 31 gennaio 2011, l Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas ha avviato il procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di tariffe per l erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell energia elettrica e di condizioni economiche per l erogazione del servizio di connessione, per il periodo di regolazione 2012-2015. Andamento della gestione nel periodo 25
Bilancio dell energia Al 31 marzo 2011 ACEA Distribuzione ha immesso in rete 2.980,7 GWh registrando una diminuzione dello 0,37% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Il tutto come meglio illustrato nella tabella che segue. GWh 31.03.2011 31.03.2010 Variazione % Mercato tutelato 1.139,53 1.224,78 (6,96%) Mercato libero 1.840,40 1.766,08 4,21% Altri distributori 0,77 0,79 (3,01%) Totale generale 2.980,70 2.991,65 (0,37%) Andamento della gestione nel periodo 26
ARSE - Acea Reti e Servizi Energetici Quadro normativo 20 gennaio 2011 - Aggiornamento dei prezzi minimi garantiti per l anno 2011 Sulla base dei dati pubblicati dall'istat i valori dei prezzi minimi garantiti per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale elettrica fino a 1 MW di cui all'articolo 7, comma 7.5, della deliberazione dell'autorità n. 280/07, aggiornati per l'anno 2011 secondo i criteri previsti dal medesimo comma, risultano pari a: fino a 500.000 kwh annui, 103,4 /MWh; da oltre 500.000 kwh fino a 1.000.000 kwh annui, 87,2 /MWh; da oltre 1.000.000 kwh fino a 2.000.000 kwh annui, 76,2 /MWh. 3 marzo 2011 - Decreto Legislativo n. 28 recante attuazione della Direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell uso dell energia da fonti rinnovabili. Il decreto, tra le altre cose, riguarda: TITOLO II Capo I - Autorizzazioni e Procedure Amministrative TITOLO V Capo II Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili TITOLO V Capo III Regimi di sostegno per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili per l efficienza energetica 28 marzo 2011 - Delibera ARG/elt 27/11 Interpretazione autentica dell articolo 15, commi 15.3 e 15.4, della deliberazione 25 gennaio 2010, ARG/elt 5/10, in materia di condizioni per il dispacciamento dell energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili non programmabili. Risparmio energetico Come indicato nel bilancio annuale, il 2010 si è chiuso con le evidenti difficoltà delle società di distribuzione nel rispettare gli obiettivi di risparmio energetico stabiliti dalla normativa, principalmente a causa dell insufficienza di TEE sul mercato. In questo contesto ACEA Distribuzione è stata la sola società ad ottemperare ai propri obblighi di raggiungimento dell obiettivo grazie alla disponibilità di titoli derivante dalle iniziative di risparmio energetico intraprese con ARSE. Conseguentemente non vi è stata la necessità di intraprendere alcuna iniziativa di risparmio energetico, ma si è ritenuto più opportuno limitare l attività al Andamento della gestione nel periodo 27