Revisione del piano provinciale della distribuzione di energia elettrica Provincia Autonoma di Trento Assessorato all energia e alle riforme istituzionali Progetto speciale per l energia e i servizi pubblici locali marzo 2006
La situazione di partenza Il primo piano della distribuzione (PdD( PdD) delibera G.P. n.882n dd. 11 aprile 2003 Il contesto Le analisi Studio Fellin 2000 che analizza lo stato della distribuzione elettrica in Trentino sotto i diversi profili (tecnico, infrastrutturale,, giuridico, economico, organizzativo, societario, etc.) una forte frammentazione nella gestione del servizio con la presenza alla data del 1 gennaio 2003 di 36 soggetti distributori locali (26 comuni e 10 aziende) con 120 mila utenti, oltre a Enel con 220.000 utenti serviti la trattativa in essere con Enel per attuare il DPR n. 235/77 e trasferire ad una società locale appositamente costituita (SET Distribuzione SPA) la rete elettrica provinciale con 220.000 utenti allacciati Caratteri e peculiarità del provvedimento adottato Il PdD ha una valenza di indirizzo e di organizzazione del sistema elettrico provinciale, ma ne ha anche una di carattere amministrativo, in quanto le sue decisioni sono prodromiche al rilascio del titolo di concessione a distribuire. Il primo PdD è un documento di indirizzo a carattere transitorio: obiettivo della Giunta provinciale è stato quello di dare una prima applicazione del DPR n. 235/77 prevedendo endo già una revisione delle disposizioni assunte entro un termine definito di trentasei mesi.
I dispositivi del PdD attualmente in vigore (1) Individuazione dell ambito unico provinciale, quale bacino territoriale toriale ottimale d utenza del servizio di distribuzione: si tratta di un indicazione di indirizzo, suffragata dagli studi tecnico-economici, economici, suscettibile di essere rivista sulla base di ulteriori evidenze empiriche emergenti dalla la gestione operativa e delle istanze motivate degli enti locali interessati ad integrare il loro servizio sull intero territorio comunale. Tutti i distributori locali operanti alla data di entrata in vigore del decreto legislativo n. 463/99, continuano ad esercitare l attività di distribuzione in virtù della legge; mantegono questa titolarità ope legis anche in questo regime transitorio del PdD (che elenca in una Tabella i 36 soggetti distributori), ma con esclusivo riferimento al loro territorio di competenza; sono tenuti a rispettare gli standard di servizio e ad adeguarsi ai requisiti tecnici e organizzativi previsti dalle leggi e dal piano; qualora a superata la fase transitoria il PdD provvedesse al rilascio del titolo di concessione, il mancato rispetto delle condizioni suddette potrebbe comportare la revoca della concessione.
I dispositivi del PdD attualmente in vigore (2) Gli standard di servizio a cui sono soggetti i distributori sono quelli richiesti dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG), per garantire la qualità del servizio dal punto di vista commerciale, nonchè dal punto di vista tecnico con riferimento alla continuità del servizio e alle regole di formazione delle tariffe. I requisiti tecnici e organizzativi dei soggetti distributori devono garantire l esercizio dell attività con garanzie per il cittadino-utente e nel rispetto delle normative sulla sicurezza e tutela dei lavoratori; in particolare e i distributori devono dimostrare la conoscenza dei costi di produzione e dei ricavi del servizio (contabilità economica analitica per servizio), la disponibilità del servizio di reperibilità, di un piano organizzativo di pronto intervento per far fronte ad ogni tipo di guasto e/o interruzione del servizio, di un piano di manutenzione ordinaria e straordinaria delle reti e impianti, di una accurata descrizione della struttura aziendale e tecnica (schema delle reti), l esistenza di un responsabile tecnico e la documentazione del rispetto delle regole dell AEEG in materia. In relazione alla transitorietà del PdD vigente, si è stabilito tra l altro di rinviare a un successivo provvedimento la definizione delle modalità amministrative e organizzative in ordine al procedimento di rilascio delle concessioni. sioni.
La governance di SET Distribuzione SpA L attuale assetto societario di SET (capitale 55 milioni di euro) TS 57,07% PAT 23,28%, ASPE 7,47%, AGS Riva 4,36%, STET Pergine 4,10%, AIR Mezzolomb. 2,60%, La SET a regime CEDIS Storo 0,28%, CEIS Stenico 0,27%, CEP Pozza di Fassa 0,18%, ASM Tione 0,15% ACSM Primiero 0.13% Consorzio dei Comuni 0,10%. Uno dei passaggi fondamentali del nuovo PdD è quello di guidare il passaggio dall attuale assetto di SET, strumentale all acquisizione della rete Enel,, a quello definitivo a regime, chiarendo qual è il ruolo degli enti locali nella gestione complessiva del sistema elettrico provinciale Le azioni PAT ai Comuni ex Enel: : in attuazione dell articolo 13 bis, comma 6, della L.P. n. 3/200, la PAT ha stabilito di trasferire - in tutto o in parte e a titolo gratuito - le proprie azioni SET, nonché quelle possedute da ASPE, agli enti locali sul cui territorio il servizio pubblico di distribuzione era gestito da Enel
Elementi per definire la nuova governance di SET Prendere atto di quale sarebbe la composizione azionaria teorica, costruita in rapporto al peso delle utenze; Individuare qual è il ruolo che i comuni intendono svolgere dentro la SET; Valutare se è condiviso l obiettivo a lungo termine di separare la proprietà delle reti (solo dei comuni) dalla gestione; Valutare se una rimodulazione della composizione attuale, ulteriore a quella derivante dall ingresso dei comuni con le quote detenute dalla PAT, è sostenibile dal punto di vista finanziario; Prendere atto della necessità di assicurare una conduzione tecnica ca alla società, che dia garanzie di continuità ed efficienza. Raggiungere un accordo con la rappresentanza dei comuni che sancisca vincoli e obiettivi dell operazione complessiva.
Le evidenze degli studi e delle analisi realizzate dalla PAT 1 - Lo studio Fellin sul sistema elettrico provinciale I principali risultati e indicazioni di quello studio realizzato nel 2000 rimangono tuttora validi: l opportunità strategica di una gestione unitaria di tutta la rete elettrica (AT, MT) l esigenza di investimenti sull alta tensione per magliare il sistema in funzione di maggiore sicurezza e di garantire qualità al servizio di distribuzione l esigenza di sviluppare l automazione e il telecontrollo sulla rete MT l esigenza di adeguare e innovare in maniera uniforme la rete BT la eccessiva frammentazione del sistema trentino, la criticità gestionale g e la scarsa efficienza dei soggetti operanti l indicazione secca di orientarsi verso una gestione unica a livello provinciale (che raggiungerebbe una massa di utenza pari a circa 340.000 unità, ancora lontana dal bacino b minimo ottimale che le analisi dello IEFE di Milano indicano in almeno 700.000 clienti). la prospettazione di altri scenari (più ambiti autonomi) con evidenzazione del grado di diseconomia e di maggior costo da sostenere rispetto ad una gestione unica. la prospettazione altresì di un modello misto con allocazione in una società a carattere provinciale di una serie di funzioni centrali e mantenimento di soggetti che operano in periferia per tutta una serie di attività decentrate di carattere operativo e/o attuative di piani.
Le evidenze degli studi e delle analisi realizzate dalla PAT 2 - L analisi economica sui bilanci delle principali aziende multiservizi I primi risultati sui bilanci 2003 sono contenuti nel Rapporto sui servizi pubblici locali di interesse economico (Gruppo di lavoro coordinato dal prof. Alessandro Petretto,, docente di economia all Università di Firenze), illustrato alla G.P. il 23 settembre 2005; una più accurata analisi è stata svolta sui bilanci 2004 e sarà oggetto di un aggiornamento interno, non divulgabile in quanto basato su dati sezionali concessi dalle aziende con il vincolo di riservatezza; i dati empirici dell osservazione sulla realtà locale evidenziano o una diffusa fragilità della situazione economica delle aziende osservate (ridotta dimensione di utenza, di fatturato, Ebit poco significativi o addirittura negativi, utile di gestione generalmente determinato da proventi finanziari straordinari legati all attività di produzione di energia elettrica e alla partecipazione a società di produzione).
2 La posizione della Provincia Nell esercizio della propria competenza in materia di organizzazione ione del servizio di distribuzione di energia elettrica, attraverso il PdD,, la Provincia ritiene di dover indicare innanzitutto degli obiettivi/principi fondamentali e conseguentemente delle ipotesi di assetto organizzativo coerenti con detti principi pi e con il quadro giuridico ed economico. Obiettivi e principi fondamentali da perseguire a livello provinciale perseguire l economicità e il razionale utilizzo dell energia elettrica ettrica a disposizione del fabbisogno locale, adottando misure di indirizzo finalizzate a separare la gestione del servizio pubblico della distribuzione dall attività di produzione,, nonché promuovendo e attuando progetti di efficienza e risparmio io energetico; garantire gli allacciamenti alla rete di ogni cliente che ne faccia cia richiesta, sulla base di regole comuni e costi proporzionati e omogenei su tutto il territorio provinciale (verificare regole AEEG); garantire standard di qualità tendenzialmente equivalenti per tutti tti gli utenti e tariffe omogenee su tutto il territorio provinciale; perseguire la compatibilità ambientale e paesaggistica delle nuove infrastrutture elettriche;
promuovere l unificazione delle attività commerciali delle aziende locali mantenendo sul territorio un contatto con l utenza anche attraverso l utilizzo delle strutture comunali e garantire adeguata ata assistenza e trasparenza nell erogazione del servizio; introdurre il criterio dell onerosità della concessione a distribuire, prevedendo un utilizzo dei canoni riscossi in progetti di efficienza enza e risparmio energetico; (verificare norme provinciali e legittimità in regime di non separazione tra proprietà e gestione); mantenere l integrità funzionale della rete ex Enel,, ora in proprietà di SET Distribuzione SpA; incentivare l unificazione di tutta la rete elettrica provinciale a partire dalla AT e MT in funzione di sicurezza degli approvvigionamenti e di qualità del servizio di distribuzione, attraverso il conferimento delle reti dei soggetti elettrici o la loro messa a disposizione ad un soggetto provinciale pubblico per una pianificazione di manutenzione e di sviluppo efficiente e sostenibile;
promuovere in occasione della ridefinizione della governance di SET Distribuzione SpA il disegno di separare la proprietà degli impianti, in capo ad una società solo dei comuni e della Provincia, dalla gestione degli stessi in capo alle aziende con possibilità di partner privati, anche in funzione di altre gestioni di servizio o di attività di business; promuovere e generalizzare gli interventi per l automazione e il telecontrollo della rete (AT/MT) di tutti i soggetti elettrici, potenziando il ruolo e le professionalità del Centro di Ponte S. Giorgio; indicare come prioritaria un iniziativa unitaria da parte dei distributori per l acquisizione dei contatori elettronici; sviluppare il più possibile la gestione comune centralizzata di determinate funzioni al fine di perseguire economie di scala e di costo, tempestività e appropriatezza negli investimenti; individuare quale criterio indispensabile per il proseguimento dell attività d di distribuzione dell energia elettrica da parte delle gestioni dirette comunali la predisposizione di una precisa conoscenza e imputazione dei costi i e ricavi del servizio, secondo i principi della contabilità economica aziendale previsti dal codice civile (libro V, titolo, V, capo V, sezione IX).
I dispositivi del nuovo PdD (ipotesi A) saranno pertanto: 1. L ambito ottimale è quello provinciale: tale indicazione ha una valenza programmatica e di indirizzo; 2. Si rilascia la concessione a SET nell ambito ex Enel; 3. Si rilascia la concessione a ciascun distributore attivo, solo per il territorio attualmente servito, previa verifica dei requisiti organizzativi e di qualità del servizio; La cessione dei tratti di rete ex Enel ad integrazione del servizio sull intero territorio comunale è subordinata ad una disaminata tecnico-economica economica della sua fattibilità che tenga conto: a) mantenimento dell integrità funzionale della rete telecontrollata; ; b) compatibilità con i vincoli del debito SET; c) congruità e sostenibilità dei costi di separazione.
I dispositivi del nuovo PdD (ipotesi B) saranno pertanto: 1. L ambito ottimale è quello provinciale: viene rilasciata una concessione cessione provinciale a SET che comporta il mantenimento dell unitarietà dell ambito ex Enel e l esercizio di alcune funzioni unitarie per attuare principi e obiettivi irrinunciabili posti dal PdD (sviluppo e qualità della rete AT e MT, tariffa unica, altri da definire) nell interesse generale; 2. Si rilascia la concessione a ciascun distributore attivo, solo per p il territorio attualmente servito, previa verifica dei requisiti organizzativi e di qualità del servizio; 3. Vengono riconosciuti enne ambiti di gestione più ampi, come risultanti dagli accordi/intese realizzati tra SET e i distributori operanti i o i nuovi soggetti costituiti dai comuni e dai distributori; in questa maniera verrebbe superata la questione della cessione dei tratti di rete per integrare l ambito comunale in quanto l ambito di gestione deve avere necessariamente una dimensione vasta intercomunale; 4. Il soggetto gestore dell ambito esercita la sua attività in parte e a titolo di concessionario (nel territorio attualmente servito), in parte su base contrattuale (gli accordi/intese con SET).
La proposta di percorso si articola nel seguente modo: Fase di ascolto libera (aprile- novembre 2005) elaborazione di un documento preliminare di indirizzo per la revisione del PdD (novembre 2005) verifica interna del documento ed esame da parte della Giunta provinciale (gennaio-febbraio 2006) illustrazione del documento a soggetti elettrici, comuni, sindacati, ati, etc. (marzo 2006); costituzione di un tavolo tecnico che valuti la fattibilità delle ipotesi (PAT/Comuni) e di un comitato di esperti provinciali fase degli approfondimenti tecnici (aprile-maggio 2006) presentazione della bozza di revisione del PdD (maggio 2006) e successivo esame a livello politico e nell ambito della Conferenza delle Autonomie; approvazione da parte della Giunta provinciale (giugno 2006).