Management Reports • May 17, 2018
Management Reports
Open in ViewerOpens in native device viewer
2017
Relazione sulla Gestione
Il presente Bilancio è consultabile sul sito www.a2a.eu
Business Unit Estero
| Organi sociali | 5 |
|---|---|
| 1 Dati di sintesi del Gruppo A2A | |
| Business Units | 8 |
| Aree geografiche di attività | 10 |
| Struttura del Gruppo | 12 |
| Principali indicatori finanziari al 31 dicembre 2017 | 13 |
| Azionariato | 16 |
| A2A S.p.A. in Borsa | 17 |
| Indicatori Alternativi di Performance (AIP) | 20 |
| 2 Scenario e Mercato | |
| Quadro macroeconomico | 26 |
| Andamento del mercato energetico | 28 |
| 3 Evoluzione della regolazione ed impatti | |
| sulle Business Units del Gruppo A2A | |
| Business Unit Generazione e Trading | 32 |
| Business Unit Commerciale | 44 |
| Business Unit Ambiente | 48 |
| Business Unit Reti e Calore | 54 |
| 4 Risultati consolidati e andamento della gestione | ||
|---|---|---|
| Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria | 72 | |
| Eventi di rilievo nel corso dell'esercizio | 81 | |
| Eventi di rilievo successivi al 31 dicembre 2017 | 88 | |
| Evoluzione prevedibile della gestione | 90 | |
| Proposta di destinazione del risultato dell'esercizio al 31 dicembre 2017 | ||
| e distribuzione del dividendo | 91 | |
| 5 Analisi dei principali settori di attività | ||
| Sintesi dei risulati per settore di attività | 94 | |
| Risultati per settore di attività | 98 | |
| Business Unit Generazione e Trading | 100 | |
| Business Unit Commerciale | 103 | |
| Business Unit Ambiente | 105 | |
| Business Unit Reti e Calore | 107 | |
| Business Unit Estero | 110 | |
| A2A Smart City | 111 | |
| Corporate | 112 | |
| 6 Rischi e incertezze | ||
| Rischi e incertezze | 114 | |
| 7 Gestione responsabile della sostenibilità | ||
| Gestione responsabile della sostenibilità | 128 | |
| 8 Altre informazioni | ||
Altre informazioni
Dati di sintesi del Gruppo A2A
$\overline{2}$ Scenario e mercato
$\overline{3}$ Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
$6\overline{6}$ Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
8 Altre informazioni
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE
AMMINISTRATORE DELEGATO E DIRETTORE GENERALE Luca Camerano
CONSIGLIERI
Giambattista Brivio Giovanni Comboni Enrico Corali Luigi De Paoli Alessandro Fracassi Maria Chiara Franceschetti Guadiana Giusti Secondina Giulia Ravera Norberto Rosini
PRESIDENTE Giacinto Gaetano Sarubbi
SINDACI EFFETTIVI
Maurizio Leonardo Lombardi
Chiara Segala
SINDACI SUPPLENTI Sonia Ferrero
Stefano Morri
EY S.p.A.
$\mathbf{1}$ Dati di sintesi del Gruppo A2A
Il Gruppo A2A opera principalmente nei settori della produzione, vendita e distribuzione di gas e di energia elettrica, del teleriscaldamento, dell'ambiente e del ciclo idrico integrato.
Tali settori sono a loro volta riconducibili alle "Business Units" precisate nel seguente schema individuate a seguito della riorganizzazione effettuata dal management:
Estero
· Generazione e commerciale
· Reti elettriche
· Servizi di
energia elettrica
A2A Smart City
Telecomunicazione
Corporate
· Servizi corporate
· Vendita Energia Elettrica e Gas
La suddivisione in Business Units riflette la struttura della reportistica che periodicamente viene analizzata dal management e dal Consiglio di Amministrazione al fine di gestire e pianificare il business del Gruppo.
8,
Aree geografiche
di attività Struttura del Gruppo Principali rrincipali
indicatori
finanziari al 31
dicembre 2017 Azionariato A2A S.p.A. in Borsa Indicatori Alternativi di Performance
Performance
(AIP)
$\overline{2}$ Scenario e mercato
$\overline{3}$ s
Evoluzione della
regolazione ed
impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
$\overline{4}$ Risultati consolidati e
andamento
della gestione
5 _
Analisi dei
principali settori
di attività
$\mathsf{6}$ Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile
della sostenibilità
$\bf 8$ Altre informazioni
Organi sociali
Dati di sintesi
$\overline{\mathbf{1}}$
consolidati e
andamento
della gestione
5 Analisi dei principali settori
di attività
6
Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile
della sostenibilità
8 Altre informazioni
RICAVI - REPORTED
RISULTATO D'ESERCIZIO
MARGINE OPERATIVO LORDO - REPORTED
euro per azione
| Dati economici milioni di euro |
01 01 2017 31 12 2017 Reported |
01012016 31 12 2016 Restated Reported |
|---|---|---|
| Ricavi | 5.910 | 5.093 |
| Costi operativi | (4.043) | (3.221) |
| Costi per il personale | (656) | (641) |
| Margine operativo lordo | 1.211 | 1.231 |
| Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni | (505) | (758) |
| Risultato operativo netto | 706 | 473 |
| Risultato da transazioni non ricorrenti | 1 | 56 |
| Gestione finanziaria | (218) | (157) |
| Risultato al lordo delle imposte | 489 | 372 |
| Oneri per imposte sui redditi | (192) | (120) |
| Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita | 1 | $\overline{2}$ |
| Risultato di pertinenza di terzi | (5) | (22) |
| Risultato d'esercizio di pertinenza del Gruppo | 293 | 232 |
| Margine operativo lordo/Ricavi | 20,5% | 24,2% |
Organi sociali
Business Units Aree geografiche di attività
Principal indicatori
dicembre 2017 Azionariato
A2A S.p.A.
in Borsa Indicatori Alternativi di Performance
$(AIP)$
$\overline{z}$ Scenario e mercato
3 Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
$\overline{a}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
6 Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{R}$ Altre informazioni
Comprende il risultato del Gruppo EPCG per cui dal mese di luglio 2017 è stata esercitata la put option di vendita, come meglio descritto al paragrafo "Eventi di rilievo nel corso dell'esercizio".
(**) I dati valgono quali indicatori di performance come richiesto dal CESRN/05/178/B
| Dati patrimoniali milioni di euro |
31 12 2017 | 31 12 2016 Restated |
|---|---|---|
| Capitale investito netto | 6.239 | 6.415 |
| Patrimonio netto del Gruppo e di terzi | 3.013 | 3.279 |
| Posizione finanziaria netta consolidata | (3.226) | (3.136) |
| Posizione finanziaria netta consolidata / Patrimonio netto del Gruppo e di terzi | 1,07 | 0,96 |
| Posizione finanziaria netta consolidata / EBITDA Reported | 2,7 | 2,5 |
| Dati finanziari milioni di euro |
01 01 2017 31 12 2017 |
01 01 2016 31 12 2016 Restated |
|---|---|---|
| Flussi finanziari netti da attività operativa | 866 | 827 |
| Flussi finanziari netti impiegati nell'attività di investimento | (475) | (502) |
| Free cash flow (dato Rendiconto finanziario) | 391 | 325 |
| Indicatori significativi | 31 12 2017 | 31 12 2016 |
|---|---|---|
| Media Euribor a sei mesi | $(0,260\%)$ | $(0, 165\%)$ |
| Prezzo medio del Brent (USD/bbl) | 54,8 | 45,1 |
| Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Baseload (Euro/MWh) | 53,9 | 42,7 |
| Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Peakload (Euro/MWh) | 61,8 | 48,2 |
| Prezzo medio del carbone (Euro/tonn) | 74.8 | 54,2 |
| Prezzo medio del gas al PSV(*) (Euro/MWh) | 19,6 | 15,6 |
| Prezzo medio diritti di emissione EU ETS (**) (Euro/tonn) | 5,8 | 5,4 |
(*) prezzo del gas di riferimento per il mercato italiano
(**) EU Emissions Trading System
$\overline{\phantom{a}}$
$\vec{\phi}$
| Principali indicatori operativi del Gruppo | 31 12 2017 | 31 12 2016 |
|---|---|---|
| Generazione e Trading | ||
| Produzione termoelettrica (GWh) | 12.370 | 8.826 |
| Produzione idroelettrica (GWh) | 3.464 | 4.279 |
| EE venduta a clienti grossisti (GWh) | 8.781 | 9.300 |
| EE venduta in Borsa (GWh) | 13.774 | 12.048 |
| Commerciale | ||
| EE venduta a clienti retail (GWh) | 8.289 | 8.284 |
| POD Energia Elettrica (#/1000) | 1.058 | 1.040 |
| Gas venduto a clienti retail (Mmc) | 1.629 | 1.372 |
| PDR Gas (#/1000) | 1.298 | 1.306 |
| Ambiente | ||
| Rifiuti raccolti (Kton) | 1.605 | 1.477 |
| Abitanti della raccolta serviti (#/1000) | 3.549 | 3.502 |
| Rifiuti smaltiti (Kton) | 3.366 | 2.817 |
| Energia elettrica venduta da WTE (GWh) | 1.772 | 1.714 |
| Reti e Calore | ||
| EE distribuita (GWh) | 11.590 | 11.204 |
| Gas distribuito (Mmc) | 2.480 | 2.096 |
| Acqua distribuita (Mmc) | 69 | 62 |
| RAB Energia Elettrica (M€) | 649 | 653 |
| RAB Gas (M€) | 1.160 | 1.137 |
| Vendita calore (GWht) | 2:682 | 2.412 |
ess Units geografiche
tività tura
pon
stori
stari al 31
abre 2017
nariato $S.p.A.$ orsa atori: nativi di .
ormance
luzione della plazione ed atti sulle iness Units
iness Units
Gruppo A2A
Jamento della gestione
6
Rischi e incertezze
responsabile della sostenibilità
$\overline{\mathbf{8}}$ Altre informazioni
| Dati societari di A2A S.p.A. | 31 12 2017 | 31 12 2016 |
|---|---|---|
| Capitale Sociale (euro) | 1.629.110.744 | 1.629.110.744 |
| Numero azioni ordinarie (valore nominale 0,52 euro) | 3.132.905.277 | 3.132.905.277 |
| Numero azioni proprie (valore nominale 0.52 euro) | 23.721.421 | 23.721.421 |
| 4.831 | |
|---|---|
| Capitalizzazione al 29 dicembre 2017 (milioni di euro) | |
| Capitale sociale al 29 dicembre 2017 (azioni) | 3.132.905.277 |
| 2017 | |
|---|---|
| Capitalizzazione media (milioni di euro) | 4.455 |
| Volumi medi giornalieri (azioni) | 9.729.351 |
| Prezzo medio (euro per azione) | 1,422 |
| Prezzo massimo (euro per azione) | 1,635 |
| Prezzo minimo (euro per azione) | 1,232 |
Fonte: Bloomberg
Il titolo A2A è scambiato anche sulle seguenti piattaforme: Chi-X, BATS, Turquoise, Equiduct, Sigma-X, Aquis, BOAT OTC, LSE Europe OTC, BATS Chi-X OTC.
Il 24 maggio 2017 A2A ha distribuito un dividendo pari a 0,0492 euro per azione.
| consolida | |
|---|---|
| FTSE MIB | andamer |
| STOXX Europe | della ges |
| EURO STOXX | |
| MSCI Europe Small Cap | Analisi d principal |
| WisdomTree International | di attivit |
| S&P Global Mid Small Cap | 6 |
| Rischi e |
| ECPI Euro ESG Equity | |
|---|---|
| Ethibel Sustainability Index Excellence Europe | |
| EURO STOXX Sustainability Index | |
| Euronext Vigeo Europe 120 | |
| Solactive Climate Change Index | |
| Standard Ethics Italian Index |
Fonte: Bloomberg e informazioni societarie
A2A è inoltre inclusa nell'Ethibel Excellence Investment Register e nell'Ethibel Pioneer Investment Register.
Business Units Aree geografiche di attività Struttura
del Gruppo Principali
indicatori finanziari al 31 dicembre 2017
Azionariato
in Borsa
Indicatori Alternativi di Performance $(AIP)$
$\overline{z}$ Scenario e mercato
$\overline{3}$
regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Risultati ati e nto stione
ei li settori à
incertezze
$\overline{7}$
Gestione responsabile della sostenibilità
$\overline{R}$ Altre informazioni
Fonte: Bloomberg
| Attuale | ||
|---|---|---|
| Standard & Poor's | Rating medio/lungo termine | BBB |
| Rating breve termine | $A-2$ | |
| Outlook | Stabile | |
| Moody's | Rating medio/lungo termine | Baa3 |
| Outlook | Stabile |
Fonti: agenzie di rating
$\overline{2}$ Scenario e mercato
$\overline{3}$ Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ o
Analisi dei
principali settori
di attività
$\overline{6}$ Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
8 Altre informazioni
Organi sociali
Nella presente Relazione sulla gestione sono stati utilizzati alcuni indicatori alternativi di performance (AIP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo.
Questi indicatori alternativi sono utilizzati dal Gruppo A2A al fine di trasmettere in modo più efficace le informazioni sull'andamento della redditività dei business in cui opera nonché sulla situazione finanziaria, utili per migliorare la capacità complessiva di valutare la performance finanziaria e patrimoniale
Nel fascicolo della Relazione sulla gestione tali indicatori sono esposti nella sezione "Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo A2A". Per il Conto economico i valori comparativi fanno riferimento ai valori al 31 dicembre 2016 mentre per la Situazione patrimoniale-finanziaria i valori comparativi fanno riferimento al 31 dicembre 2016 Restated.
Con riferimento agli indicatori alternativi, in data 3 dicembre 2015 la Consob ha emesso la Comunicazione n. 92543/15, che recepisce le Linee Guida riguardanti l'utilizzo e la presentazione di indicatori alternativi di performance nell'ambito di informazioni finanziarie regolamentate, emanate in data 3 ottobre 2015 dall'Autorità Europea degli Strumenti finanziari e dei Mercati (ESMA). Queste Linee Guida - che hanno aggiornato la Raccomandazione del CESR sugli indicatori alternativi di performance (CESR/05 - 178b) - hanno la finalità di promuovere l'utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi per migliorare la loro comparabilità, affidabilità e capacità di comprensione.
In conformità con le Linee Guida, le descrizioni, i contenuti e le basi di calcolo utilizzate per la costruzione degli indicatori alternativi di performance adottati dal Gruppo sono di seguito descritte.
Il Margine operative lordo è un indicatore alternativo di performance operativa, calcolato come la somma del "Risultato operativo netto" più gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni".
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e rappresenta un utile strumento per la valutazione della performance operativa del Gruppo (sia nel suo complesso che a livello di singola Business Unit), anche mediante la comparazione tra i risultati operativi del periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti. Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.
Il Risultato da transazioni non ricorrenti è un indicatore alternativo di performance finalizzato ad evidenziare le plus/minusvalenze derivanti dalla valutazione al fair value delle attività non correnti cedute e i risultati derivanti dalla cessione di partecipazioni in società controllate non consolidate e collegate e altri oneri/proventi non operativi.
Nel fascicolo della Relazione sulla gestione tale indicatore è posizionato tra il Risultato operativo netto e la Gestione finanziaria. In tal modo il Risultato operativo netto non viene "inquinato" da operazioni aventi natura non ricorrente, consentendo una migliore misurazione dell'andamento della normale gestione operativa del Gruppo.
Il Capitale immobilizzato netto è determinato come somma algebrica di:
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e rappresenta una utile misurazione delle attività immobilizzate nette del Gruppo nel suo complesso, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.
Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.
Il Capitale di funzionamento è determinato come somma algebrica di:
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori); rappresenta una utile misurazione della capacità di generare flussi di cassa dalla gestione operativa entro un arco di dodici mesi, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.
Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.
Il Capitale investito/Capitale investito netto è calcolato come la somma del Capitale immobilizzato netto, del Capitale di funzionamento e delle Attività/Passività destinate alla vendita.
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori); rappresenta una utile misurazione ai fini della valutazione delle attività nette complessive, sia correnti che immobilizzate.
Le Fonti di copertura sono calcolate sommando il "Patrimonio netto" e la "Posizione finanziaria netta".
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e rappresenta le diverse fonti attraverso cui il Gruppo A2A si finanzia ed il grado di autonomia che il Gruppo A2A possiede nel confronto con le fonti di finanziamento esterne. Tale indicatore consente inoltre di misurare la solidità finanziaria del Gruppo A2A.
Aree geografiche di attività Struttura del Gruppo Principali indicatori finanziari al 31 dicembre 2017 Azionariato
A2A S.p.A. in Borsa
$\overline{2}$ Scenario e mercato
$\iota$ Risultati consolidati e andamento della gestione
Rischi e incertezze
Altre informazioni
La Posizione finanziaria netta/Indebitamento finanziario netto è un indicatore della struttura finanziaria, calcolato come somma della posizione finanziaria netta oltre l'esercizio successivo e la posizione finanziaria netta entro l'esercizio successivo. Nello specifico, la posizione finanziaria netta totale oltre l'esercizio successivo si ottiene dalla somma algebrica di:
La posizione finanziaria netta entro l'esercizio successivo si ricava dalla somma algebrica di:
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) ed è utile ai fini della misurazione dell'indebitamento finanziario del Gruppo, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.
La posizione finanziaria netta del Gruppo A2A è calcolata ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 ed in conformità con la Raccomandazione ESMA/2013/319.
Gli Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali sono desumibili dalle informazioni riportate nelle Note illustrative della Situazione patrimoniale-finanziaria.
Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e costituisce una utile misurazione delle risorse impiegate nel mantenimento e nello sviluppo degli investimenti del Gruppo A2A (nel suo complesso e al livello di singola Business Unit), anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti. Questo consente al Gruppo A2A di condurre analisi sugli andamenti degli investimenti e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.
Gli investitori non dovrebbero fare eccessivo affidamento su questi AIP e non dovrebbero considerare tutti gli AIP come: (i) un'alternativa all'utile operativo o all'utile netto così come calcolati in conformità agli IFRS; (ii) una valutazione della capacità del Gruppo di rispondere alle esigenze di cassa alternativa a quella desumibile dal cash flow da attività operativa, di investimento o da attività di finanziamento (così come determinati in accordo con gli IFRS); oppure (iii) un'alternativa a qualsiasi altro indicatore di performance previsto dagli IFRS.
Questi indicatori alternativi di performance derivano dalla informativa finanziaria storica del Gruppo A2A e non hanno lo scopo di fornire indicazioni relative a future performance finanziarie, posizioni finanziarie o cash flow del Gruppo stesso. Inoltre questi AIP sono stati calcolati in maniera omogenea in tutti i periodi.
2
Scenario e mercato
Nel corso del 2017 l'economia mondiale è cresciuta a ritmi sostenuti evidenziando segnali crescenti di sincronizzazione. A fare da traino sono le economie avanzate ed in particolare gli Stati Uniti che risentono dell'effetto positivo della riforma fiscale di Trump. L'economia mondiale, secondo le valutazioni del Fondo Monetario Internazionale (FMI), è stimata crescere al 3,7% nell'anno 2017 (lo 0,1% in più rispetto alla previsione di ottobre).
Nel terzo trimestre del 2017 il Prodotto Interno Lordo (PIL) negli Stati Uniti è cresciuto del 3,2%, in rialzo sia rispetto al trimestre precedente (+3,1%) che al primo trimestre 2017 dove aveva registrato solo un +1,4%. La crescita è stata trainata soprattutto dall'espansione dei consumi privati e dal contributo delle esportazioni. In Giappone il PIL del terzo trimestre 2017 è aumentato ad un tasso dell'1,4%, registrando un +0,3% sul trimestre precedente grazie alla spinta delle esportazioni (fonte: Istituto di Ricerca Economica e Sociale del Cabinet Office Giapponese). La Cina ha registrato nel quarto trimestre 2017 una crescita del 6,8% che ha portato il ritmo di espansione dell'intero anno ad un +6,9% contro il +6,7% dell'anno precedente (fonte: Ufficio nazionale di statistica cinese). Secondo la stima del FMI, il PIL dell'India nel 2017 è atteso nell'intorno del +6,7% mentre quello del Brasile a +0,7%. Continua a crescere la Russia nel quarto trimestre dell'anno a seguito della ripresa dei corsi petroliferi: nel 2017 il PIL è atteso attestarsi in un range compreso fra +1.4% e +1.8%.
Secondo la stima preliminare del FMI il PIL dell'Area Euro è atteso al 2,4% nel 2017, grazie al recupero dei consumi privati e pubblici. Si tratta del tasso di crescita più alto registrato dal 2007. All'interno dell'Area Euro è la Germania a trainare la ripresa evidenziando una crescita del 2,2%, il ritmo più elevato dal 2011. L'ottimo andamento è ascrivibile principalmente alla domanda interna, trainata dai consumi delle famiglie (+2%), da quelli pubblici (+1,4%), dagli investimenti in costruzioni (+2,6%) ed in macchinari (+3,5%).
Per quanto concerne l'Italia, il Fondo Monetario Internazionale e la Banca d'Italia indicano che in media il PIL è previsto all'1,6% nel 2017 (lo 0,1% in più rispetto alla previsione di ottobre).
Relativamente all'indice dei prezzi al consumo nell'Area Euro, l'Eurostat ha comunicato che l'inflazione si è attestata all'1,4% nel mese di dicembre 2017 rispetto all'1,5% registrato in novembre. Nella media dell'anno l'inflazione acquisita è pari ad un +1,5%. La ripresa dell'inflazione non è stata tuttavia omogenea tra i vari paesi dell'Area Euro: l'incremento più significativo è arrivato dalla Germania dove l'inflazione è risultata pari all'1,7%.
L'inflazione italiana nel 2017 è aumentata dell'1,2% e torna positiva dopo il -0,1% registrato nel 2016 (fonte: Istat). Ad incidere sono stati in particolare gli aumenti dei prezzi delle divisioni di spesa trasporti (+3,4%, che inverte la tendenza rispetto al -1,4% del 2016), prodotti alimentari (+1,9%, in marcata accelerazione rispetto al +0,2% dell'anno precedente) e servizi ricettivi e di ristorazione (+1,6% da $+0,7%$ ).
Nella riunione del 25 gennaio 2017, il Consiglio direttivo della BCE ha deciso di mantenere il tasso di riferimento al minimo storico dello 0,00%, nonché di prolungare il Quantitative Easing all'attuale ritmo mensile di 30 miliardi fino a settembre 2018 e anche oltre se necessario ed in ogni caso finché non riscontrerà un aggiustamento durevole dell'evoluzione dei prezzi coerente con l'obiettivo di inflazione prossima al 2%. Confermando le attese, nella riunione del 31 gennaio 2018, la Federal Reserve (FED) ha lasciato i tassi invariati sui federal funds nel range compreso fra l'1,25% e l'1,50%. Inoltre nel mese di ottobre ha preso avvio il graduale processo di normalizzazione del bilancio attraverso la progressiva riduzione dell'ammontare di titoli detenuti, ad un ritmo di 10 miliardi al mese fino ad un massimo di 50 miliardi.
Nel quarto trimestre 2017 è proseguito l'apprezzamento della moneta unica nei confronti del dollaro, con un valore medio di periodo pari a 1,18 dollari. Il tasso di cambio medio EUR/USD si è attestato a 1,13 dollari nel 2017, in aumento del 2% rispetto all'anno 2016.
In prospettiva, l'attività economica mondiale dovrebbe evidenziare un ulteriore moderato rafforzamento continuando a beneficiare del supporto delle politiche monetarie e di bilancio nelle economie avanzate e della ripresa delle economie emergenti esportatrici di materie prime. Il Fondo Monetario Internazionale prevede che le economie avanzate cresceranno in media del 2% nel 2018 mentre quelle emergenti del 4,9%.
Permangono però diversi fattori di rischio tra cui le crescenti pulsioni protezionistiche, il persistere di un basso livello dell'inflazione e dei salari a livello globale nonché l'elevata esposizione finanziaria cinese che potrebbe mettere a rischio la stabilità internazionale. Permane infine il pericolo delle tensioni geopolitiche in vista dell'esito di importanti elezioni in vari paesi del mondo, tra i quali Brasile, Colombia, Italia e Messico.
Secondo quanto pubblicato dal Fondo Monetario Internazionale (FMI) il PIL mondiale crescerà del 3,9% sia nel 2018 che nel 2019 (+0,2% per entrambi gli anni rispetto alla previsione di ottobre) sospinto dalla crescita della produzione industriale e dalla ripresa dell'occupazione oltre che dei flussi commerciali. Tra le principali economie avanzate, la riforma delle tasse voluta da Donald Trump farà correre gli Stati Uniti: il PIL statunitense dovrebbe crescere del 2,7% nel 2018 (+0,4 punti rispetto alla stima di ottobre) e del 2,5% nel 2019 per effetto dell'aumento degli investimenti legato alla riduzione delle tasse alle imprese. In Giappone il PIL è previsto a +1,2% nel 2018 e a +0,9% nel 2019. Quanto alle economie emergenti il risultato più brillante è dell'India che crescerà a un ritmo del 7,4% quest'anno e del 7,8% nel 2019. Destinata a rallentare leggermente l'economia cinese, con un PIL previsto al +6,6% nel 2018 e +6,4% nel 2019. Rivista al rialzo la stima del PIL per il Brasile che crescerà del 2,0% nel 2018 così come quella della Russia che passa dall'1,4 della precedente previsione all'1,7% (fonte: Banca Mondiale).
Le proiezioni macroeconomiche per l'Area Euro, formulate dal FMI, prevedono una crescita annuale del PIL del 2,2% nel 2018, del 2% nel 2019 e dell'1,7% nel 2020. Rispetto ad ottobre, le prospettive di crescita sono state riviste al rialzo in misura considerevole in quanto ci si attende che l'espansione economica in atto nell'area Euro continui ad essere sostenuta dalle misure di politica monetaria della BCE. Previsti in rialzo il PIL tedesco (+2,3% nel 2018 e +2% nel 2019 rispettivamente da +2,1% e +1,7%) e francese (+1,9% per il biennio 2018-19 da +1,6%). Rivisto lievemente al ribasso al +2,4% (dal +2,5%) il PIL 2018 della Spagna, come conseguenza dell'effetto dell'incertezza politica su fiducia e domanda.
Relativamente all'Italia, il Fondo Monetario Internazionale stima la crescita del PIL all'1,4% per il 2018, e all'1,1% nel 2019, grazie alla ripresa dei consumi e degli investimenti.
L'inflazione nell'Area Euro dovrebbe aumentare gradualmente nel medio termine, sostenuta dalle misure di politica monetaria della BCE, dal perdurare dell'espansione economica nonché dalla progressiva riduzione della capacità produttiva inutilizzata e dall'incremento dei salari associati a tale espansione. Secondo le previsioni di dicembre, formulate dagli esperti della BCE, l'inflazione nel 2018 è prevista attestarsi all'1,4%, condizionata dall'intensità degli aumenti dei beni alimentari ed energetici verificatisi nel 2017, per poi risalire nel 2019 all'1,5% e all'1,7% nel 2020.
Relativamente all'Italia, è previsto un tasso d'inflazione all'1,1% nel 2018 e all'1,5% nel 2019. La flessione prevista per il 2018 è riconducibile principalmente all'esaurirsi dell'effetto del rincaro dei beni energetici e alimentari registrato all'inizio del 2017 (fonte: Banca d'Italia).
Per quanto concerne il rapporto di cambio della moneta unica risulteranno determinanti gli andamenti dei livelli di tasso di interesse e dunque i ruoli delle banche centrali. In particolare, la Banca Centrale Europea (BCE) e la Federal Reserve (FED) saranno alle prese con importanti scelte di politica monetaria ed entrambe si troveranno di fronte al rischio di un calo delle aspettative inflazionistiche. Tuttavia, mentre la FED ha avviato già da tempo una fase di normalizzazione dei tassi di interesse, che a fine 2018 dovrebbero raggiungere il livello del 2% se verrà rispettata la previsione di 3 aumenti nel corso dell'anno, la BCE si trova ancora a zero e il consensus appare unanime nel prevedere un primo rialzo solo nel 2019.
Secondo i principali analisti il cambio EUR/USD nel 2018 resterà abbondantemente sopra quota 1,20 e le motivazioni sono principalmente due: da un lato la crescita economica dell'Eurozona e dall'altro le attese del mercato in merito alla possibile fine del Quantitative Easing della BCE.
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Andamento del mercato energetico
macroeconomico
$\overline{a}$ Fyoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Ricultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
6 Rischi e incertezze
$\overline{1}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{a}$ Altre informazioni
Le quotazioni delle principali commodities energetiche europee, dopo aver tracciato una parabola discendente culminata nel 2016, hanno evidenziato nel 2017 una crescita a doppia cifra pur senza raggiungere i valori di massimo toccati nel biennio 2014/2015.
Nell'anno 2017 il prezzo del Brent ha oscillato prevalentemente fra i 50 e i 60 \$/bbl, con una media annua di 54,8 \$/bbl, in aumento del 21,6% rispetto al 2016 (pari a 45,1 \$/bbl).
Ad influire sul recupero delle quotazioni, soprattutto negli ultimi mesi dell'anno, le intenzioni manifestate dai membri Opec di voler prolungare temporalmente (per tutto il 2018) ed estendere ad altri paesi l'accordo sui tagli alla produzione con l'obiettivo di mantenere i prezzi sui livelli attuali, che appaiono un giusto compromesso sia per i Paesi produttori che per quelli consumatori. Le previsioni diffuse dall'Unione Petrolifera evidenziano una quotazione del Brent che nella media del 2018 è attesa attestarsi in un range compreso tra i 55 e i 65 \$/bbl; tuttavia pressioni al ribasso potrebbero derivare dalla reattiva risposta dello shale oil americano.
La domanda mondiale di petrolio nel 2017 si è attestata in media a 97,0 milioni di barili al giorno, con un aumento dell'1,6% rispetto al 2016. A questo risultato ha contribuito soprattutto la Cina con un incremento di ben 600.000 barili al giorno; la domanda cresce per il terzo anno consecutivo anche in Europa, superando la soglia dei 14 milioni di barili al giorno. A livello mondiale il petrolio si conferma la prima fonte di energia, con una quota stimata in circa il 32%, seguito dal carbone con il 27% e dal gas con il 22%. Secondo l'agenzia statunitense Energy Information Administration (EIA), nel 2018 la domanda mondiale di petrolio è destinata a crescere di ulteriori 1,7 milioni di barili al giorno.
Per quanto concerne l'offerta, sempre secondo l'agenzia statunitense Energy Information Administration (EIA), nel 2018 la produzione americana è prevista crescere ad un livello record pari a 10,3 milioni di barili al giorno, l'11% al di sopra dei 9,3 milioni di barili al giorno del 2017. Se queste previsioni si dovessero verificare gli Stati Uniti diventerebbero il primo produttore di petrolio al mondo superando Russia ed Arabia Saudita. L'Opec, nel rapporto mensile di dicembre, prevede che l'offerta dei Paesi appartenenti al cartello economico si stabilizzi a 33,2 milioni di barili al giorno nel 2018, per bilanciare un mercato caratterizzato da una domanda globale di 98,5 milioni di barili al giorno.
Il carbone nel 2017 ha evidenziato quotazioni elevate fin dal mese di gennaio; ha registrato una contrazione nel secondo trimestre (prossima ai 70 \$/tonn) per poi risalire ulteriormente a partire dal secondo semestre dell'anno. Il prezzo medio del carbone nel 2017 si è attestato a 83,8 \$/tonn, registrando un aumento del 40,4% rispetto al 2016 (pari a 59,7 \$/tonn) trainato dalla domanda dei paesi asiatici, in primis dalla Cina. Per l'anno corrente le curve forward indicano prezzi con valori medi prossimi ai 90 \$/tonn.
Crescono i consumi elettrici in Italia nel 2017 raggiungendo i massimi dal 2013: il fabbisogno netto di energia elettrica è stato pari a 320.437 GWh (fonte: Terna) in aumento del 2,0% rispetto al 2016.
La produzione netta di energia è stata pari a 285.118 GWh in aumento dell'1,9% su base annua. La ridotta idraulicità ha determinato una sensibile diminuzione della produzione da fonte idroelettrica, che si attesta a 37.530 GWh registrando una contrazione del 14,3% rispetto al precedente esercizio. In aumento la produzione termoelettrica che evidenzia un +4,6% rispetto all'anno 2016 e si attesta a 199.500 GWh, beneficiando dei bassi livelli di idraulicità ed import (in particolare nei primi mesi dell'anno con riferimento alla contrazione della produzione da fonte nucleare registrata in Francia).
Per quanto concerne le fonti rinnovabili, si osserva un andamento discordante: il fotovoltaico registra un incremento del 14,0% rispetto al 2016; per contro risultano in calo sia la produzione geotermica (-1,4%) che, in misura minore, quella eolica (-0,2%) che ha evidenziato una forte contrazione nella prima parte dell'anno.
La produzione nazionale, al netto dei consumi da pompaggio, ha coperto l'88,3% della richiesta di energia elettrica mentre le importazioni nette hanno soddisfatto la parte restante.
Sul fronte prezzi dell'energia elettrica il PUN (Prezzo Unico Nazionale) Base Load nell'anno 2017 torna a crescere attestandosi a 53,9 €/MWh, rispetto al minimo storico del 2016 (pari a 42,7 €/MWh), registrando quotazioni in linea con il biennio 2014-2015. Il prezzo ha evidenziato un andamento discordante nell'arco dell'anno: partendo dai valori elevati di gennaio (pari a 72,24 €/MWh condiziopa dalla fermata di alcuni impianti nucleari francesi) ha registrato una contrazione nei mesi di aprilese
28
maggio (entrambi nell'intorno dei 43,0 €/MWh) per poi risalire gradualmente nel terzo trimestre ed attestarsi nell'ultimo trimestre del 2017 ad un valor medio di 61,8 €/MWh.
La crescita del PUN ha riflesso un contesto caratterizzato dall'ascesa delle quotazioni delle principali commodities, tra cui in particolare quella del gas, nonché dalla ripresa dei volumi scambiati. Quotazioni medie in rialzo anche per il prezzo nelle ore di alto carico (+28,2% per il PUN Peak Load che si attesta a 61,8 €/MWh). Il prezzo nelle ore a basso carico (PUN Off-Peak) registra un aumento del 24,8% attestandosi a 49,6 €/MWh. Per l'anno corrente le curve forward indicano prezzi del PUN Base Load con valori medi prossimi ai 51 €/MWh.
Nell'anno 2017 la domanda di gas naturale è aumentata del 6,1% rispetto al 2016 attestandosi a 74.683 Mmc (fonte: Snam Rete Gas), consolidando la progressiva ripresa rispetto al valore di minimo raggiunto nel 2014.
La crescita ha interessato prevalentemente i consumi del settore termoelettrico che si attestano a 25.438 Mmc ed evidenziano un incremento dell'8,8% rispetto all'anno 2016 nonostante il brusco calo avvenuto nei mesi di settembre (-21% rispetto a settembre 2016) e dicembre (-9% rispetto a dicembre 2016); l'incremento è stato particolarmente caratterizzato dall'aumento della domanda elettrica e dal calo della produzione rinnovabile idroelettrica. I consumi del settore industriale confermano la fase di ripresa e si attestano a 14.342 Mmc evidenziando un incremento del 7,1% rispetto al 2016. Risultano in crescita anche i consumi del settore residenziale e commerciale nella media del 2017 (+3,1%).
Dal lato dell'offerta prosegue la crescita delle importazioni di gas naturale che si portano a 69.216 Mmc (+6,4% rispetto all'anno 2016) mentre la produzione nazionale risulta in flessione del 5,9%. L'import ha rappresentato circa il 93% del fabbisogno al netto dell'andamento dello stoccaggio mentre la produzione nazionale ha coperto la restante parte. Tra i punti di entrata, le importazioni di gas naturale proveniente dalla Russia a Tarvisio permangono la principale fonte pari a 30.082 Mmc (+6,8%), seguono le importazioni di gas algerino a Mazara stabili rispetto al 2016 (18.880 Mmc, +0,3%). In ripresa, invece, l'import dal Nord Europa (+8,1%) mentre si riduce quello dalla Libia (-3,2%).
Il prezzo del gas al TTF per il 2017 è stato pari a 17,3 €/MWh in aumento del 23,9% rispetto all'anno precedente (pari a 14,0 €/MWh). Il prezzo del gas al PSV ha evidenziato nel periodo un trend che partendo dai valori elevati del mese di gennaio, pari a 22,8 €/MWh, ha registrato una contrazione nel mese di marzo portandosi a 17,8 €/MWh per poi assestarsi nel terzo trimestre dell'anno su valori prossimi ai 18,0 €/MWh ed aumentare nell'ultimo trimestre ad un valore medio di circa 22,0 €/MWh. Il prezzo medio del gas al PSV per l'intero anno 2017 è stato pari a 19,6 €/MWh in aumento del 25,5% rispetto al 2016 (pari a 15,6 €/MWh). Per l'esercizio 2018 le curve forward indicano prezzi con valori medi nell'intorno dei 20.0 €/MWh.
L'andamento delle rispettive quotazioni ha determinato un differenziale PSV-TTF, per il periodo in esame, pari a 2,3 €/MWh in rialzo rispetto al differenziale dell'anno precedente (1,7 €/MWh). Il mercato del gas al PSV tende a confermare per l'anno 2018 uno spread strutturale rispetto al TTF, rivelando un mercato corto e dipendente dall'import dal Nord ed Est Europa. Per l'anno 2018 si prevede uno spread nell'intorno di 2 €/MWh (fonte: Ref).
Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
$\overline{\phantom{a}}$ Scenario e mercato
Quadro macroeconomico
del mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
$\overline{a}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
5 Analisi dei principali settori di attività
$\overline{6}$ Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\overline{8}$ Altre informazioni
Evoluzione della regolazione
ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Il meccanismo vigente in Italia per la remunerazione della capacità produttiva è il cd. capacity payment introdotto nel 2003 dal D.Lgs. n. 379 come sistema transitorio di tipo amministrato il cui scopo è garantire l'adequatezza del sistema elettrico soprattutto nei giorni, individuati da Terna e definiti critici, in cui la differenza tra offerta e domanda potrebbe essere ai livelli minimi.
Dal 2004 il meccanismo prevede che l'Autorità determini ex ante lo specifico gettito, raccolto dalle bollette elettriche ed erogato tramite due corrispettivi (denominati CAP1 ed S) agli impianti abilitati alla fornitura di servizi di dispacciamento.
Il D.Lgs. n. 379 stabiliva inoltre che, a regime, la remunerazione della capacità dovesse basarsi su un meccanismo di mercato (capacity market), successivamente definito con Delibera dell'Autorità ARG/ elt 98/11.
Il disegno definitivo prevede un'asta in cui gli operatori vincitori acquisiscono il diritto a ricevere un premio (in €/MW/anno) a fronte dell'obbligo ad offrire tutta la capacità aggiudicata sui mercati dell'energia (MGP) e dei servizi (MSD), restituendo alla controparte Terna la differenza - se positiva - tra i prezzi di riferimento ed un prezzo strike (in €/MWh). Trattasi tecnicamente di un "contratto alle differenze ad una via".
Inizialmente il suddetto disegno prevedeva aste triennali con un orizzonte di pianificazione quadriennale. Con Delibera 95/2015/I/eel l'Autorità ha proposto al MiSE di ridurre ad 1 anno il periodo intercorrente tra lo svolgimento dell'asta e la consegna, introducendo inoltre contratti di durata annuale (cosiddetta fase di prima attuazione).
Ad agosto 2015 il Governo italiano ha pre-notificato in modo informale alla DG Competition il meccanismo di cui alla Delibera ARG/elt 98/11 per verificarne la legittimità con la disciplina in tema di aiuti di Stato. Numerose sono state le interlocuzioni tra la DG Competition, la DG Energy, il MiSE, l'Autorità e Terna fino alla notifica formale che è avvenuta il 23 agosto 2017.
Nel frattempo l'affinamento dello schema italiano è proseguito sia ad opera di Terna che dell'Autorità.
Terna ha pubblicato tre documenti di consultazione (DCO) i cui principali elementi di novità sono:
L'Autorità ha pubblicato i DCO 713/2016 e 592/2017 in tema di:
La Commissione Europea ha nel frattempo approvato i meccanismi di remunerazione della capacità introdotti da Regno Unito (capacity obligation), Francia (certificati di scambio), Germania (Network Reserve) e Irlanda. L'avvio del meccanismo in Italia è atteso entro il 2019.
Per quanto concerne gli effetti economici del capacity payment su A2A, l'impatto del meccanismo nel 2017 è stato pari a circa 15 milioni di euro, già liquidati ai sensi della Delibera 844/2017/R/eel. Nel corso del 2017 sono stati anche liquidati, in applicazione delle Delibere 398/2017/R/eel e 418/2017/R/ eel, complessivi 18 milioni di euro riferiti alle componenti S 2015 e CAP1 2016.
Con la Delibera 803/2016/R/eel l'impianto a 220 kV della centrale di San Filippo del Mela (gruppi 2, 5 e 6) è stato contrattualizzato da Terna in regime di essenzialità con reintegro dei costi per il quinquennio 2017-2021. La Delibera prevede, inoltre, che il gruppo 1 a 150 kV svolga un ruolo di back up in caso di indisponibilità del gruppo 2.
Il nuovo elettrodotto Sorgente-Rizziconi che collega la Sicilia al Continente potrebbe, infatti, non essere sempre disponibile (ad esempio nei periodi di manutenzione) e il mercato della zona Sicilia risulta al momento ancora corto in termini di offerta.
E' altresì, previsto l'impegno da parte di A2A Energiefuture S.p.A. a contenere le richieste di reintegro dei costi al di sotto di un certo cap proposto dalla stessa società che assicuri al contempo la copertura dei costi fissi, dei costi variabili di gestione ed un'equa remunerazione, oltre che un risparmio per il sistema, essendo tale livello massimo di reintegro inferiore rispetto al calcolo previsto dal regime di essenzialità standard (di cui alla Delibera 111/06).
La contrattualizzazione pluriennale di San Filippo del Mela consente, pertanto, alla società la gestione in utile dell'impianto, garantendo al sistema il mantenimento della sicurezza con un beneficio in termini di risparmio sui costi complessivi.
Al 31 dicembre 2017 sono stati liquidati da Terna circa 56 milioni di euro relativi al regime di essenzialità del 2016 (secondo acconto) e al primo acconto 2017. I crediti ancora da incassare e relativi agli anni precedenti risultano pari a circa 57 milioni di euro (saldi 2015, 2016 e 2017).
Nell'inverno 2016-2017, per far fronte al fermo degli impianti nucleari in Francia, Terna ha chiesto la riattivazione delle centrali termoelettriche di Ponti sul Mincio, in conservazione dal 22 ottobre 2016, e Chivasso 2, in conservazione dal 30 settembre 2013. In vista di possibili criticità di sistema nell'estate 2017, a marzo 2017 Terna ha chiesto informazioni anche sulle tempistiche di riattivazione della centrale a carbone di Brindisi (unità 3 e 4), in conservazione da settembre 2015, e del gruppo Sermide 3, in conservazione dal 1º gennaio 2016.
A2A ha dichiarato l'indisponibilità dell'impianto di Brindisi, a causa delle prescrizioni AIA che prevedono limiti di emissione non rispettabili senza ingenti investimenti, che implicherebbero tempi estremamente lunghi. Con riferimento, invece, a Sermide 3, la società ha dichiarato la possibilità di ripristinarne la piena disponibilità tecnica, previo completamento di un intervento tecnico indispensabile a garantire il rientro del gruppo (si tratta del trasporto del trasformatore da Chivasso a Sermide in sostituzione di quello esistente, guasto), dichiarando tuttavia come l'unità possa essere gestita unicamente quale back-up dell'unità da 800 MW, a causa della riduzione di organico operata per far fronte alla situazione di crisi economica del settore. Il rientro in disponibilità del gruppo 3 di Sermide è previsto nel primo semestre 2018.
Terna ha formulato le richieste di riattivazione ai sensi della Legge 290 del 2003, art. 1-quinquies, comma 1, che prescrive il mantenimento in stato di perfetta efficienza degli impianti di generazione con potenza nominale maggiore di 10 MVA. In mancanza di norme attuative di tale prescrizione, ad oggi lo stato di conservazione (o riserva fredda) degli impianti non risulta disciplinato.
L'avvio del capacity market dovrebbe sanare queste situazioni: all'impianto che risulterà escluso o che volontariamente non vorrà partecipare alle aste per la remunerazione della disponibilità nessun ostacolo dovrebbe essere posto alla dismissione o alla messa in stato di conservazione.
Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Rusiness Unit Trading
Business Unit Commerciale
Business Unit Ambiente
Business Unit Reti e Calore Rusiness Unit
Fstero
$\overline{L}$ Risultati consolidati e andamento
della gestione Analisi dei
principali settori di attività
Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{a}$ Altre informazioni
Il conferimento della capacità di trasporto gas rappresenta uno dei costi fissi più rilevanti che i CCGT devono sostenere (nell'ordine dei 6.000 €/MW). Per far fronte all'accresciuta domanda di flessibilità del sistema, connessa alla crescita delle fonti rinnovabili, l'Autorità ha avviato, con le Delibere 336/2016/R/qas e 470/2016/R/qas, un progetto pilota sul conferimento di capacità degli impianti termoelettrici nell'ottica di variabilizzarne il costo.
La Delibera 512/2017/R/qas completa il set di regole e, con effetto dal 1º ottobre 2017, ha introdotto, in aggiunta al prodotto di capacità giornaliero già previsto dalle precedenti norme sul progetto pilota, un prodotto mensile, cui si associa un corrispettivo pari a 2 volte il corrispettivo annuale riproporzionato su base mensile. Per il prodotto giornaliero, invece, il coefficiente moltiplicativo è stato ridotto da 10 a 7. Infine, la Delibera ha previsto la possibilità per i soggetti che richiedono conferimenti infra-annuali presso i punti di riconsegna oggetto del progetto pilota, di ottenere un conferimento di pari o minore entità presso il corrispondente punto di uscita, con applicazione di corrispettivi per i prodotti infra-annuali determinati sulla base dei medesimi moltiplicatori previsti presso i punti di riconsegna, e ha stabilito che il corrispettivo CMT per la remunerazione del servizio di misura svolto dalle imprese di trasporto sia calcolato e fatturato su base mensile.
La riforma generale dei conferimenti di capacità presso tutti i punti di uscita e di riconsegna della rete di trasporto gas (oltre che termoelettrici anche civili ed industriali) sarà oggetto di un successivo DCO che terrà conto sia degli esiti del progetto pilota che delle nuove disposizioni in materia tariffaria contenute nel Regolamento europeo (UE) 460/2017 del 17 marzo 2017, nonché della diversa elasticità al prezzo della domanda di capacità delle diverse tipologie di utenti.
La Delibera n. 111/06 definisce le regole per il calcolo dei prezzi di sbilanciamenti da applicarsi agli scostamenti tra i programmi di immissione e di consumo e le effettive produzioni e prelievi. Il contenimento degli sbilanciamenti è auspicabile perché favorisce la riduzione dei costi che ricadono sulla bolletta dei clienti finali in quanto Terna - a fronte di più accurate previsioni da parte degli utenti del dispacciamento - utilizza minori risorse per il bilanciamento in tempo reale del sistema.
Per tale ragione la disciplina degli sbilanciamenti è stata oggetto di diversi interventi di modifica da parte dell'Autorità al fine di allineare la regolazione alla necessità di un'efficiente configurazione di mercato così da spingere gli operatori ad effettuare sempre migliori previsioni di produzione e consumo, evitando fenomeni di arbitraggio tra i prezzi sui diversi mercati.
Relativamente al periodo luglio 2012 - agosto 2014 (escluso giugno 2014), in ragione del ricorso proposto da alcuni operatori, le Delibere 342/2012/R/eel, 239/2013/R/eel e 285/2013/R/eel di modifica della suddetta disciplina sono state annullate dal giudice amministrativo, per difetto di motivazione sull'urgenza dei provvedimenti e per difetto di consultazione.
Terna ha, quindi, effettuato i ricalcoli dei prezzi di sbilanciamento secondo la disciplina previgente alle delibere annullate e le fatture di conguaglio - nonostante le contestazioni da parte delle società del Gruppo A2A - sono state direttamente compensate al 30 giugno 2015 (per un controvalore lordo di circa 6,8 milioni di euro).
L'Autorità, rispondendo anche alle sollecitazioni di altri utenti del dispacciamento, con Delibera 333/2015/R/eel ha avviato un procedimento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi tra il 2012 e il 2014. A2A Trading S.r.l. (ora A2A S.p.A.) ed Edipower S.p.A. (ora A2A S.p.A.) e A2A Energia S.p.A. hanno presentato ricorso al TAR Lazio verso Terna in quanto la stessa nel calcolo dei conguagli non avrebbe tenuto conto di questo avvio di procedimento.
Dopo circa un anno di consultazioni la Delibera 333/2016/R/eel ha chiuso il procedimento di valorizzazione degli sbilanciamenti per il periodo 2012-2014 disponendo entro il 1º novembre 2016 la restituzione da parte di Terna alle società del Gruppo A2A dell'ammontare compensato a giugno 2015.
Pur avendo incassato le somme da Terna il contenzioso rimane tutt'ora in essere in quanto alcuni operatori hanno presentato ricorso contro la Delibera 333/2016/R/eel invocandone la sospensiva che è stata negata. La seduta del TAR Lombardia è prevista nel primo trimestre 2018.
A giugno 2016, considerato il significativo incremento dei costi di sbilanciamento, l'Autorità ha avviato un'indagine di sistema al fine di verificare eventuali condotte sui mercati all'ingrosso lesive del diritto degli utenti finali e degli altri operatori ad una corretta determinazione del valore delle risorse del dispacciamento, nonché per annullare gli eventuali impatti delle suddette condotte in termini di incremento dei prezzi di sbilanciamento.
Con le Delibere 342/2016/E/eel e 459/2016/E/eel l'Autorità ha, pertanto, avviato numerosi procedimenti individuali per l'adozione di provvedimenti prescrittivi e/o di regolazione asimmetrica. In particolare, per il Gruppo A2A sono stati aperti i seguenti procedimenti:
Gli esiti di tali procedimenti sono giunti tramite le Delibere 813/2016/R/eel e 178/2018/S/eel e consistono:
A2A S.p.A. ha proceduto ad inviare nel corso del 2017 a propria difesa numerose memorie e a valle del ricevimento della comunicazione delle risultanze istruttorie in data 13 dicembre 2017 (la CRI) è in attesa della quantificazione della sanzione da parte dell'Autorità che auspicabilmente dovrebbe essere la minima possibile stante che l'operatore ha agito in assoluta buona fede.
Con Delibera 444/2016/R/eel, successivamente modificata dalla Delibera 800/2016/R/eel, è stato definito, a partire dal 1º agosto 2016, il quadro regolatorio sugli sbilanciamenti effettivi con l'introduzione di meccanismi finalizzati a fornire più efficaci incentivi a programmare con diligenza, perizia, prudenza e previdenza, nonché, al contempo, a consentire all'Autorità di rilevare in modo sistematico possibili violazioni (anche ai fini dell'adozione di misure prescrittive e/o sanzionatorie).
In particolare questi provvedimenti modificano la valorizzazione degli sbilanciamenti, differenziandola se si tratta di unità di produzione (rilevante, non rilevante alimentata da fonti rinnovabili non programmabili o non abilitata diversa da quella alimentata da fonti rinnovabili) o di unità di consumo, con applicazione alle diverse fattispecie della regola single pricing o di un regime misto single-dual pricing, e prevedendo specifiche soglie di franchigia.
Inoltre, in attesa delle previsioni per la messa a regime della disciplina che, verosimilmente, sarà implementata dal 2019 e che dovrebbe prevedere prezzi di sbilanciamento nodali, con la Delibera 419/2017/R/eel l'Autorità ha previsto:
Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
$\overline{z}$ Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Commerciale
Business Unit Ambiente
Business Unit
Reti e Calore Business Unit
Estero $\overline{4}$ Risultati
consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
$6\overline{6}$ Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
8 Altre informazioni
.
Con le Delibere 300/2017/R/eel e 372/2017/R/eel l'Autorità ha disposto una prima apertura di MSD, tramite progetti pilota specifici con abilitazione volontaria, ad operatori lato domanda, ad unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili (non programmabili rilevanti e non rilevanti), ad unità programmabili finora non abilitate e ai sistemi di accumulo.
In generale il disegno stabilisce che le unità di produzione (UP) e le unità di consumo (UC) possano partecipare al mercato individualmente o tramite diverse tipologie di aggregazione: solo produzione (UVAP), solo consumo (UVAC) o miste (UVAM/UVAN).
I progetti pilota prevedono per i partecipanti, obblighi e modalità di offerta in linea con quelle attualmente previste per le UP abilitate, senza forme di incentivazione economica. Con riferimento ai requisiti di accesso delle UC, queste possono essere allacciate in AT, MT o BT, ma devono essere trattate su base oraria. Gli operatori possono proporre ulteriori progetti pilota a Terna per la fornitura di singoli servizi o di servizi ad oggi non oggetto di remunerazione. Il ruolo dei distributori è limitato in questa prima fase.
I primi due progetti pilota presentati da Terna e approvati dall'Autorità sono stati:
Al fine di cogliere le opportunità offerte dal nuovo quadro regolatorio è stata avviata una task force interna al Gruppo A2A per l'implementazione di progetti di UVAC e UVAP.
Il D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28, in attuazione della Direttiva 2009/28/CE, ha definito i regimi incentivanti per la produzione elettrica alimentata da fonte rinnovabile al fine del conseguimento degli obiettivi europei al 2020, poi attuati con i Decreti Ministeriali 6 luglio 2012 e 23 giugno 2016 relativi agli impianti da fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici.
Questi Decreti stabiliscono tariffe incentivanti (del tipo feed-in-premium) che si sommano ai ricavi derivanti dalla vendita dell'energia sul mercato: per le unità di produzione sotto specifiche soglie di potenza gli incentivi sono riconosciuti tramite accesso diretto o tramite iscrizione a registri gestiti dal GSE mentre per gli impianti con potenze superiori è prevista una procedura d'asta.
Dal 1º gennaio 2016 agli impianti da fonti rinnovabili entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e rientranti nel precedente schema incentivante dei Certificati Verdi (CV) è riconosciuto un incentivo corrisposto dal GSE sulla produzione netta per tutto il residuo periodo di diritto ai CV e che si somma ai ricavi di vendita della produzione sul mercato. Tale incentivo (I) è pari a:
Nel 2017 l'incentivo per un impianto a cui si applica il coefficiente k=1 è pari a 107,34 €/MWh.
Analogo strumento è riconosciuto agli impianti che hanno beneficiato dei CV rilasciati sulla cogenerazione abbinata al teleriscaldamento (CV TLR) per i quali l'incentivo è stato fissato pari a 84,34 €/MWh (come calcolato rispetto al prezzo medio di mercato registrato nel 2010).
Dal 1º gennaio 2016 gli incentivi sono erogati trimestralmente dal GSE entro il secondo trimestre successivo a quello di riferimento e sulla base della sottoscrizione di una convenzione e previa registrazione e validazione degli impianti sul portale del GSE. Il Gruppo A2A ha sottoscritto le convenzioni con il GSE per tutti i propri impianti incentivati.
Gli incentivi sotto forma di feed-in erogati dal GSE ad A2A S.p.A. per gli impianti incentivati alla data del 31 dicembre 2017 sono stati pari a 34,1 milioni di euro.
Il Gruppo dispone al 31 dicembre 2017 di un magazzino di 631.741 tra CV e CV TLR per un controvalore pari a circa 63 milioni di euro: l'ultima scadenza utile per il ritiro del magazzino da parte del GSE è il 31 marzo 2018.
La mancata attuazione delle norme primarie volte a consentire lo svolgimento di gare per l'assegnazione delle concessioni idroelettriche di grande derivazione ha portato alla prosecuzione della gestione da parte degli attuali titolari, anche nei casi in cui le concessioni siano formalmente giunte a scadenza. In questa situazione rientrano anche alcune concessioni di A2A S.p.A.(1).
Più nello specifico, l'art. 37, comma 4, della Legge 134/2012, di conversione del D.L. Sviluppo 83/2012, ha confermato il termine di 5 anni prima della scadenza della concessione come limite temporale entro cui indire la gara per la riassegnazione e ha previsto per le nuove concessioni una durata di 20 anni, estendibile fino a 30 in relazione all'entità degli investimenti secondo i criteri stabiliti da un decreto ministeriale attuativo, non ancora emanato. Inoltre, la norma ha stabilito un regime transitorio speciale (acceleratorio) per indire le gare relative alle concessioni già scadute o in scadenza entro il 31 dicembre 2017 (per le quali era impossibile il rispetto dei 5 anni). Tali gare dovranno essere indette entro 2 anni dalla data di entrata in vigore del predetto decreto ministeriale.
La mancata emanazione, ad oggi, del "DM Gare" configura un'estensione di fatto della gestione da parte degli attuali concessionari anche di queste derivazioni in scadenza oltre il 2017.
Il Governo, nell'ambito della costituzione in mora ricevuta in data 26 settembre 2013 dalla Commissione Europea che afferma la contrarietà della succitata legislazione italiana a principi e norme del diritto comunitario, ha ritenuto di prospettare alla Commissione una futura modifica di tali norme, nell'ambito di un complessivo riassetto del settore da attuarsi attraverso una legge delega. Qualora la Commissione non fosse pienamente soddisfatta delle argomentazioni italiane potrebbe procedere all'invio di un Parere Motivato.
Sul tema è recentemente intervenuto l'art. 1, comma 833, della Legge di Bilancio 2018(2) che ha introdotto, con riferimento alle concessioni idroelettriche di grande derivazione delle province autonome di Trento e Bolzano, le seguenti novità:
Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Commerciale
Business Unit Ambiente
Business Unit
Reti e Calore Business Unit
Estero
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento
della gestione
5 Analisi dei principali settori di attività
$\overline{6}$ Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\overline{8}$ Altre informazioni
1 Le concessioni di Grosotto, Lovero, Stazzona e Sernio sono scadute al 31/12/2010 mentre quella di Premadio 1 al 28/07/2013 (Premadio 2 ha validità sino al 31/12/2043). La concessione di Grosio è scaduta il 15/11/2016 mentre quelle dei Nuclei Calabria, Udine e Mese scadranno nel 2029 (ex D.Lgs. n. 79/1999).
2 Tale Legge ha modificato l'art. 13 del DPR 31 agosto 1972, n. 670 ("Approvazione del testo unico delle leggi costituzionali concernenti lo statuto speciale per il Trentino-Alto Adige")
· rinvio ad un'emananda legge provinciale, finalizzata a stabilire le modalità e le norme procedurali per lo svolgimento delle gare per l'assegnazione delle concessioni idroelettriche.
Si sottolinea, invece, la mancanza di una previsione di trasferimento al nuovo concessionario della titolarità dell'intero ramo d'azienda relativo alle attività oggetto di concessione.
Per quanto concerne la normativa regionale, la Lombardia con le Leggi Regionali n. 19/2010 e n. 35/2014 ha modificato il quadro di riferimento (Legge Regionale n. 26/2003), disciplinando la cosiddetta "prosecuzione temporanea dell'esercizio" per le concessioni di grande derivazione già scadute e prevedendo l'imposizione di un canone aggiuntivo.
Il Governo Regionale ha ulteriormente prorogato con D.G.R. n. X/7693 del 12/1/2018 la durata della "prosecuzione temporanea dell'esercizio" delle concessioni, tra cui quelle di A2A, sino al 31 dicembre 2020, salvo precedente (e del tutto improbabile) conclusione della procedura di gara.
Inoltre, per le concessioni di Premadio 1 e Grosio, la Regione Lombardia, durante il periodo di prosecuzione temporanea, intende cancellare, con effetto sin dalle rispettive scadenze (28 luglio 2013 e 15 novembre 2016), l'esenzione parziale dal canone demaniale di cui A2A fruisce per quota rilevante della potenza. Le relative D.G.R. sono state impugnate con un ricorso innanzi al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche (TSAP), conclusosi a gennaio 2017 con sentenza avversa. A2A ha presentato appello in Cassazione ma ad oggi non risulta ancora fissata la specifica udienza.
Con la D.G.R. n. 5130/2016 del 9 maggio 2016 la Regione ha quantificato in via provvisoria il cosiddetto "canone aggiuntivo" per le concessioni idroelettriche di grande derivazione scadute, introdotto dalla L.R. n. 19/2010, nella misura di 20 euro/kW di potenza nominale media di concessione, con riserva di successivo incremento (e relativo conguaglio) qualora dagli studi che la Regione sta conducendo emergesse che la cosiddetta "rendita" delle concessioni scadute fosse superiore. A2A S.p.A. ha presentato ricorso verso la D.G.R. n. 5130/2016.
Questa D.G.R. è stata adottata nonostante la pendenza del ricorso promosso dal Governo nazionale alla Corte Costituzionale verso la L.R. n. 22/2015. Le argomentazioni sostenute dal Governo sono identiche a quelle degli operatori che hanno impugnato le precedenti delibere regionali di "prosecuzione temporanea dell'esercizio" in forza del principio di omogeneità dei canoni sul territorio nazionale in quanto condizione afferente la concorrenza (art. 37, comma 7, Legge n. 134/2012) e in quanto il D.Lgs. n. 79/99, all'art. 12, comma 8-bis, è netto nel sancire che l'esercizio delle concessioni scadute deve proseguire, sino alla nuova assegnazione, dal concessionario uscente a condizioni invariate, senza che occorra alcun provvedimento regionale.
La Regione fonda, invece, la previsione di un canone aggiuntivo sul presupposto che le opere e gli impianti idroelettrici in questione siano già divenuti di sua titolarità, applicando il vecchio art. 25, comma 1, del R.D. 1775/33, superato dall'art. 37 della Legge n. 134/2012. Il canone aggiuntivo rappresenterebbe il corrispettivo per il godimento di tali beni da parte degli "ex concessionari", che però sui medesimi continuano a pagare IMU e altri oneri.
Sulla materia la Corte Costituzionale (Sentenza n. 158, 3 maggio 2016) si è espressa in favore dei canoni imposti dalla Regione Piemonte con proprie norme regionali, ritenute legittime in assenza del DM previsto dall'art. 37, comma 7, della Legge 134/2012, che dovrebbe stabilire i criteri generali per la determinazione, secondo principi di economicità e ragionevolezza, da parte delle regioni, dei valori massimi dei canoni delle concessioni ad uso idroelettrico.
Con D.G.R. n. 13993 del 28 dicembre 2016 la Regione Lombardia ha determinato, per il periodo 1° gennaio 2011 - 31 dicembre 2016, gli importi dovuti a titolo di canoni aggiuntivi relativi alle grandi derivazioni idroelettriche scadute ed autorizzate alla prosecuzione temporanea, quantificando il canone aggiuntivo nella misura di 20 euro/kW di potenza nominale media annua, precedentemente definito a titolo ricognitorio dalla citata D.G.R. n. 5130 (circa 8,9 milioni di euro dovuti da A2A S.p.A.).
Dal 2017 in avanti, anche a seguito della sopracitata D.G.R n. X/7693, l'impatto annuale per A2A S.p.A. sarà pari a circa 4 milioni di euro.
Infine, con l'art. 62 della Legge n. 221/2015 (cosiddetto "Collegato Ambientale") il legislatore ha parificato al rialzo l'importo unitario del sovracanone BIM dovuto dai concessionari di piccole derivazioni superiori a 220 kW di potenza nominale, rendendolo identico a quello dovuto dai titolari di grandi derivazioni superiori ai 3 MW. Si segnala che il Decreto 21 dicembre 2017 del Ministero dell'Ambiente ha quantificato il sovracanone BIM per il biennio 1º gennaio 2018 - 31 dicembre 2019 nell'ammontare di 30,67 euro/kW di potenza nominale media concessa.
I Sistemi Efficienti di Utenza (SEU e SEESEU) sono Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC) costituiti da almeno un impianto di produzione e da un'unità di consumo direttamente connessi tra loro mediante un collegamento privato senza obbligo di connessione di terzi e collegati, direttamente o indirettamente, almeno in un punto, alla rete pubblica. Queste configurazioni di produzione e consumo sono disciplinate dalla Delibera 578/2013/R/eel (Testo Integrato dei SSPC o TISSPC) e dal DL n. 91 del 2014, convertito con Legge 116/2014.
In particolare, nella categoria dei SEU ricadono i sistemi:
A decorrere dal 1º gennaio 2017, ai sensi della Delibera 276/2017/R/eel, emanata in applicazione del Decreto Legge 30 dicembre 2016 n. 244 (Milleproroghe 2016):
La Legge di Bilancio 2018 (Legge 27 dicembre 2017, n. 205) all'articolo 1, comma 960, ha introdotto alcune novità in materia di controlli e sanzioni del GSE nei confronti degli impianti alimentati a fonti rinnovabili che percepiscono incentivi, modificando l'articolo 42 del D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28.
La nuova disposizione prevede che, al fine di salvaguardare la produzione di energia da fonti rinnovabili, il GSE in sede di accertamento disponga la decurtazione dell'incentivo fra il 20% e l'80% in ragione dell'entità della violazione (principio di proporzionalità). Nel caso in cui le violazioni venissero spontaneamente denunciate dal soggetto responsabile al di fuori di un procedimento di verifica e controllo, le decurtazioni sarebbero ulteriormente ridotte di un terzo. Inoltre è previsto che entro sei mesi dall'entrata in vigore della Legge, il GSE fornisca al MiSE gli elementi per la definizione di una disciplina organica dei controlli conforme ai principi di efficienza, efficacia e proporzionalità.
Già il DL 24 aprile 2017, n. 50, convertito con Legge 21 giugno 2017, n. 96, all'art. 57-quater era intervenuto sulla materia dei controlli e delle sanzioni del GSE nei confronti degli impianti fotovoltaici.
Il soggetto beneficiario degli incentivi in Conto Energia, titolare di un impianto fotovoltaico con potenza nominale superiore a 3 kW per il quale il GSE, a seguito di verifiche o controlli, ha rilevato l'installazione di moduli non certificati o con certificazioni non conformi alla normativa di riferimento e ha disposto la decadenza dal diritto di accesso alle tariffe incentivanti, può presentare al GSE un'istanza finalizzata al riconoscimento della tariffa incentivante base decurtata del 20% dalla data di decorrenza della convenzione con il GSE.
3 Perché un impianto termoelettrico sia considerato cogenerativo ad alto rendimento per l'anno "n" è necessario che almeno un'unità dello stesso abbia ricevuto il riconoscimento CAR per l'anno "n-1" e che l'energia elettrica cogenerata sia risultata, per tale anno, maggiore del 50% della produzione totale lorda di energia elettrica dell'impianto.
Organi sociali
٦ Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit
Business Unit Commerciale Business Unit
Ambiente
Business Unit Reti e Calore
Business Unit Estero
$\lambda$ Risultati
consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
$\overline{6}$ Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
8 Altre informazioni Per gli impianti fotovoltaici beneficiari degli incentivi in Conto Energia che non sono stati oggetto di un procedimento di verifica o controllo, per i quali il soggetto responsabile dichiari al GSE che sono installati moduli non certificati o con certificazioni non rispondenti alla normativa di riferimento, è possibile presentare al GSE un'istanza finalizzata al riconoscimento della tariffa incentivante base decurtata del 10%.
In entrambi i casi, il soggetto responsabile deve comprovare:
Il GSE, a seguito del ricevimento delle suddette istanze, avvia un procedimento amministrativo ex Legge 241/90 finalizzato al riconoscimento della tariffa incentivante base decurtata così come da richiesta dal soggetto responsabile.
L'attività di bilanciamento del gas naturale è "diretta ad impartire disposizioni per l'utilizzazione e l'esercizio coordinati degli impianti di coltivazione, di stoccaggio, della rete di trasporto e di distribuzione e dei servizi accessori". Il bilanciamento è, pertanto, funzionale a mantenere l'equilibrio nel tempo delle immissioni e dei prelievi di gas, condizione essenziale per l'esercizio della rete.
L'Autorità, fin dal 2011, anche in attuazione di quanto previsto nel Terzo Pacchetto, è passata da un sistema in cui il bilanciamento gas era di tipo "amministrato" ad un sistema "di mercato" dove questa attività non è solo "interna" al gestore della rete ma è anche un servizio reso agli utenti della rete che, unitamente ai servizi di trasporto, di distribuzione, di stoccaggio e di rigassificazione, consente ad essi di adempiere agli obblighi contrattuali di fornire il gas ai propri clienti (finali o grossisti), nel momento e per le quantità di cui hanno bisogno.
Il servizio di bilanciamento, in particolare, comporta il coinvolgimento degli utenti del trasporto che hanno la specifica responsabilità di assicurare, per ogni periodo rilevante (detto giorno gas), il bilanciamento delle immissioni e dei prelievi di gas all'interno della rete.
Dal 30 settembre 2016 e fino al 31 marzo 2017 è stato in vigore l'"assetto transitorio" del sistema di bilanciamento gas di cui alla Delibera 312/2016/R/gas (TIB - Testo Integrato Bilanciamento - poi modificato dalle Delibere 349/2017/R/gas e 661/2014/R/gas), così come recepito nella Disciplina del mercato del gas naturale (Disciplina MGAS) predisposta dal GME ed approvata dal MiSE con DM 16 novembre 2016. Durante tale fase transitoria i mercati della negoziazione di prodotti locational (MPL) e di gas in stoccaggio (MGS) venivano organizzati nell'ambito del quadro regolatorio della Piattaforma per il bilanciamento del gas naturale (PB-GAS).
Con Delibera 66/2017/R/gas l'Autorità ha approvato il Testo Integrato relativo alle disposizioni in materia di condizioni regolatorie per lo svolgimento dell'attività di gestione dei mercati fisici del gas (cosiddetto "TICORG") e ha approvato le disposizioni funzionali all'attuazione della "fase di regime" del nuovo sistema di bilanciamento gas contenute nel TIB. In particolare ciò ha determinato:
Con le Delibere 670/2017/R/gas e 782/2017/R/gas l'Autorità ha approvato alcune disposizioni in materia di settlement gas con specifico riferimento alla metodologia da utilizzare per la determinazione delle partite fisiche ed economiche di aggiustamento a partire dal 2013 e fino all'avvio della nuova disciplina.
La determinazione delle partite economiche avverrà secondo un procedimento articolato in due fasi: la prima funzionale al conguaglio delle partite attribuite all'utente del bilanciamento e la seconda finalizzata ad allocare ad ogni utente la quota di competenza della differenza tra immesso e prelevato. Gli esiti della sessione di aggiustamento pluriennale saranno noti entro l'11 giugno 2018.
Tale metodologia sarà applicata fino all'avvio della disciplina a regime (2020) disegnata dalla Consultazione 590/2017/R/gas e che contiene i seguenti elementi di innovazione:
Con Delibera ARG/gas 89/10, a fronte di mutamenti dello scenario determinati da una fase congiunturale di riduzione dei consumi gas, da un eccesso di offerta e da una diffusa attività di rinegoziazione al ribasso dei contratti take or pay, l'Autorità aveva ritenuto opportuno trasferire immediatamente ai clienti i potenziali benefici determinati da tale situazione introducendo, per l'anno termico 2010-2011, un coefficiente riduttivo k pari a 0,925 applicato alla componente indicizzata della QE (corrispettivo variabile della tariffa finale a copertura dei costi di approvvigionamento gas). Tale revisione era stata confermata dalla successiva Delibera ARG/gas 77/11 che disponeva la proroga fino al 30 settembre 2012 di tale meccanismo, rivedendo leggermente al rialzo il valore del coefficiente k (da 0,925 a 0,935).
A2A Energia Sp.A., ASMEA S.p.A., BAS Omniservizi S.p.A. e Plurigas S.p.A. avevano presentato ricorso contro entrambe le Delibere contestando l'arbitrarietà del valore del k. Nel marzo del 2013 il TAR Lombardia si era espresso a favore delle ricorrenti, annullando la Delibera ARG/gas 89/10 e le successive correlate (Delibere 233/10, 77/11, 84/11 e 132/11). Questa sentenza era stata appellata dinanzi al Consiglio di Stato dall'Autorità ma il Consiglio di Stato, con Sentenza n. 4825 del 18 novembre 2016, ha confermato la decisione del TAR.
Con Delibera 737/2017/R/gas l'Autorità ha rideterminato, ora per allora, il coefficiente k, ponendolo pari a 0,952 per entrambi gli anni termici 2010-2012. La definizione delle modalità di recupero delle partite economiche più opportune, anche a tutela del cliente finale, è rinviata ad un apposito DCO da emanarsi nei tempi congrui per la fine del procedimento nella seconda metà del 2018.
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Generazione e
Business Unit Commerciale
Business Unit Ambiente
Business Unit Reti e Calore Business Unit
Estern $\overline{A}$
Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{R}$ Altre informazioni
Con Delibera 447/2013/R/qas l'Autorità aveva introdotto un meccanismo per promuovere la rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento il quale provvedeva a riconoscere ai venditori ammessi un importo compensativo calcolato con riferimento ai volumi forniti ai clienti in tutela serviti con contratti di lungo termine nel corso degli a.t. 2010-2011 e 2011-2012 (APR).
Il valore unitario dell'elemento APR sottostante la determinazione dell'importo riconosciuto era stato inizialmente quantificato pari a 0,856801 €/GJ; lo stesso era poi stato aggiornato annualmente dall'Autorità in ragione dell'andamento dello spread tra Ptop (costo di approvvigionamento da contratti long term) e Cmem (prezzo spot) fino alla quantificazione definitiva avvenuta nel mese di ottobre 2016 con Delibera 649/2016/R/gas.
A2A Energia S.p.A. e Aspem Energia S.r.l. sono state ammesse al meccanismo per un totale complessivo di 26,4 milioni di euro ma, a causa dell'incapienza del Conto presso la CSEA ed alimentato dalla componente CPR pagata dai clienti finali, le erogazioni degli importi agli operatori, previste entro dicembre 2015, hanno subito forti rallentamenti. L'ultima tranche è stata liquidata da CSEA nel mese di agosto 2017.
Il Regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio del 25 ottobre 2011 (RE-MIT) sull'integrità e la trasparenza del mercato dell'energia all'ingrosso ha stabilito regole comuni volte a prevenire pratiche abusive nei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e del gas naturale. Tale regolamento impone l'obbligo in capo agli operatori di mercato di:
a. pubblicare le informazioni privilegiate di propria pertinenza;
b. trasmettere ad ACER (Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia), direttamente o tramite soggetti terzi, i dati inerenti le operazioni effettuate su prodotti energetici all'ingrosso sia ordini di compravendita che transazioni concluse (obbligo di reporting).
In tema di informazioni privilegiate già dal 2011 A2A Trading S.r.l. ed Edipower S.p.A. (ora A2A S.p.A.) pubblicavano sui siti web le indisponibilità degli impianti di generazione maggiori di 100 MW. Le società oggi aderiscono alla piattaforma P.I.P. implementata dal GME per la centralizzazione delle informazioni privilegiate.
In tema di reporting, la Commissione, in attuazione del REMIT, ha adottato il Regolamento di esecuzione n. 1348/2014 (Implementing Acts) che ha stabilito modalità e tempistiche per l'adempimento. I dati da segnalare riguardano i contratti standard conclusi su mercati organizzati e quelli non standard conclusi bilateralmente, i contratti relativi al trasporto di energia elettrica e gas e i dati fondamentali relativi ai sistemi di stoccaggio. Gli operatori di mercato coinvolti devono inviare i dati ad ACER tramite i mercati organizzati dove è stata effettuata l'operazione (es. GME) o tramite le piattaforme di brokeraggio dove figurano scambi di energia elettrica e gas.
A partire da ottobre 2015, le società con obbligo di reporting ad ACER dei contratti standard conclusi sui mercati organizzati e dei contratti non standard devono registrarsi presso il Registro nazionale degli operatori di mercato istituito presso l'Autorità (Registro REMIT). Le società del Gruppo iscritte nel Registro REMIT sono A2A Trading S.r.l. ed Edipower S.p.A. (ora A2A S.p.A.), A2A Energia S.p.A., A2A S.p.A., A2A Calore & Servizi S.r.l., A2A Ambiente S.p.A., Aspem Energia S.r.l. (ora A2A Energia S.p.A.), Metamer S.r.l., PremiumGas S.p.A. e Retragas S.r.l..
E' prevista una sanzione amministrativa pecuniaria da 10.000 a 200.000 euro per ciascun operatore che agisca nei mercati energetici all'ingrosso oggetto dell'obbligo senza essere registrato. L'art. 22 della Legge n. 61/2014 attribuisce, inoltre, all'Autorità ampi poteri di indagine e di sanzione sull'applicazione del REMIT.
La Direttiva 2014/65/UE, nota anche come MIFID II, sostituisce la MIFID I (Direttiva 2004/39/CE) con l'obiettivo di sviluppare un mercato unico dei servizi finanziari in Europa dove siano assicurate la trasparenza e la protezione degli investitori. La MIFID II estende il suo ambito di applicazione agli strumenti finanziari in precedenza non regolamentati (commodities) e riguarda anche i soggetti che attualmente operano su diversi mercati finanziari, includendo le operazioni cd. "over the counter".
Per quanto attiene il mercato dell'energia, la Direttiva e i suoi regolamenti si applicano agli strumenti finanziari sia su mercati regolati che OTC nonché alle emission allowances (EUA) e ai prodotti energetici all'ingrosso che sono contratti derivati, ad eccezione di quelli che hanno l'obbligo di consegna fisica. Diventa centrale la definizione di «Obbligo di consegna fisica» per identificare quali strumenti esulano dal novero degli strumenti finanziari e, quindi, non soggetti agli obblighi MIFID II.
Il D.Lgs. 3 agosto 2017, n.129, ha recepito in Italia la MIFID II, affidando alla Consob e all'Autorità l'attività di vigilanza sulle sedi di negoziazione di strumenti finanziari sull'energia e il gas.
Al fine di ottenere l'esenzione ad operare in qualità di impresa di investimento, le imprese che operano su commodity derivatives dovranno superare l'«ancillary test» teso a dimostrare che l'attività di trading risulta «accessoria» rispetto a quella principale. In particolare devono essere soddisfatti due differenti test definiti:
I test vengono eseguiti annualmente usando la media dei tre anni precedenti.
Le imprese che intendono avvalersi dell'esenzione devono comunicare formalmente ogni anno all'Autorità competente (Consob in Italia) la notifica di esenzione.
La MIFID II incide, pertanto, sia a livello strategico al fine di non superare determinate soglie per essere esenti, sia a livello operativo, richiedendo interventi sui processi, procedure, infrastrutture informatiche anche ai fini di reporting e notifica annuale dell'esenzione.
In data 19 dicembre 2017 A2A S.p.A. ha comunicato alla Consob la notifica dell'esenzione come prevista dalla norma.
Dati di sintesi del Gruppo A2A
-
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A Business Uni
Business Unit Commerciale Business Unit Ambiente
Business Unit Reti e Calore
Business Unit Estero
$\overline{4}$ Risultati
consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
$\overline{8}$ Altre informazioni
La Legge annuale per il mercato e la concorrenza (Legge 4 agosto 2017, n. 124, o Legge Concorrenza 2017) reca disposizioni finalizzate a rimuovere ostacoli di natura regolatoria all'apertura dei mercati, a promuovere lo sviluppo della concorrenza e a garantire la tutela dei consumatori. L'articolo 1, dai commi 59 a 85, reca disposizioni inerenti il mercato energetico, prevedendo:
L'Autorità, da un lato, ha intrapreso un percorso autonomo volto a promuovere il superamento del regime di maggior tutela elettrico attraverso l'incremento della capacitazione dei clienti (v. meccanismo transitorio della Tutela SIMILE di cui alla Delibera 369/2016/R/eel) e, dall'altro lato, ha avviato il processo di implementazione degli adempimenti previsti a proprio carico dalla Legge Concorrenza 2017:
A valle dell'insediamento del Comitato Tecnico Consultivo in tema di confrontabilità delle offerte, coordinato dalla medesima Autorità e composto da MISE, AGCM, associazioni delle imprese e dei consumatori e Acquirente Unico, con il DCO 763/2017/R/com ha illustrato gli orientamenti per la realizzazione e gestione di un portale informatico realizzato in modalità open data per la raccolta e pubblicazione delle offerte commerciali vigenti.
Con Delibera 296/2015/R/com (anche TIUF - Testo Integrato Unbundling Funzionale) l'Autorità ha adottato disposizioni in materia di brand unbundling per i venditori del mercato libero esercenti anche il servizio di maggior tutela elettrica disponendo:
A2A Energia S.p.A. ha impugnato l'art. 17.9 della Delibera 296/2015/R/com che introduce l'obbligo, per i venditori, di utilizzare canali informativi, spazi fisici e personale separati tra vendita sul mercato libero e servizio di maggior tutela senza prevederne la copertura dei costi. Si è proceduto a chiedere un rinvio dell'udienza (in precedenza fissata per il 12 maggio 2016), tenuto conto che la Delibera 659/2015/R/eel ha previsto che, nell'ambito degli aggiornamenti annuali della RCV, l'Autorità avrebbe tenuto conto dei costi connessi al debranding tra mercato libero e maggior tutela. In attuazione di tale previsione l'Autorità, tramite una raccolta dati, ha chiesto di fornire indicazioni sugli eventuali costi sostenuti nel 2015. Successivamente, nell'ambito della raccolta annuale finalizzata all'aggiornamento della componente RCV per il 2018, ha anticipato che sarà effettuata una specifica richiesta di informazioni inerente ai costi sostenuti in attuazione delle disposizioni TIUF.
A2A Energia S.p.A. ha nel frattempo dato seguito alle prescrizioni del provvedimento. Tra le misure adottate, si segnala che si è provveduto ad una rivisitazione degli spazi fisici che ospitano gli sportelli di contatto con i clienti e alla separazione dei canali per la comunicazione di informazioni alla clientela. In particolare, le misure consistono nella revisione del sito web e nella realizzazione di una pagina in rete dedicata ai clienti finali serviti in maggior tutela, nell'ampliamento del servizio di call center con ulteriori numeri di riferimento per la clientela servita in tutela, e nella cura del lay-out dei documenti di fatturazione in modo da non ingenerare per i clienti serviti in tale segmento di mercato alcuna confusione con le attività della società sul mercato libero.
L'articolo 1, commi 152-164, della Legge n. 208/2015 recante "Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato" (cosiddetta Legge di Stabilità 2016) ha disciplinato l'addebito del canone RAI per il tramite delle fatture emesse dalle imprese elettriche ai propri clienti residenti (se non esenti) a partire dal mese di luglio 2016. Per l'attuazione di quanto sopra il MiSE, di concerto con il Ministero delle Finanze, ha emanato il DM sul "Regolamento recante attuazione dell'articolo 1, comma 154, della legge 28 dicembre 2015, n. 208 (Canone RAI in bolletta)".
Il DM MiSE prevede che alle imprese che riscuotono il canone saranno riconosciuti i costi nella misura massima di 14 milioni di euro/anno sia per il 2016 che per il 2017. La Delibera 291/2017/R/eel ha definito i criteri di ripartizione di tale contributo forfetario: gli importi spettanti a ciascuna impresa sono stati calcolati direttamente da Acquirente Unico e comunicati all'Agenzia delle Entrate che, nel mese di dicembre 2017, ha provveduto a liquidare ad A2A Energia S.p.A. 551.558 euro.
Con riferimento all'evoluzione del contenzioso inerente l'aggiornamento delle condizioni economiche del servizio di maggior tutela per il terzo trimestre 2016, ed alla luce della sopravvenuta carenza di interesse manifestata dalle parti ricorrenti, A2A Energia S.p.A. ha proceduto ad effettuare i conguagli alle tariffe del terzo trimestre 2016 ai clienti in precedenza fatturati applicando gli aggiornamenti del secondo trimestre 2016, sia sul mercato della maggior tutela che sul mercato libero per quei corrispettivi la cui formula è allineata alle tariffe regolate.
Con Delibera 633/2016/R/eel l'Autorità ha modificato il meccanismo di definizione delle condizioni economiche di vendita dell'energia elettrica in maggior tutela a partire dal 1º gennaio 2017, istituendo il Servizio di Maggior Tutela Riformato (MTR). Tale nuova metodologia prevede che:
L'introduzione della MTR è contestuale all'implementazione del secondo step della riforma delle tariffe di rete e delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema per i clienti domestici di energia elettrica, disposta dalla Delibera 782/2016/R/eel in attuazione di quanto previsto dalla Delibera 582/2015/R/eel, e descritta nel seguito.
Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
del Gruppo A2A Business Unit Generazione e
Trading
Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{a}$ Analisi dei principali settori di attività
6 Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathsf{R}$ Altre informazioni La Delibera 816/2016/R/eel ha aggiornato per il 2017 la componente a copertura dei costi di commercializzazione (RCV) con un incremento rispetto al 2016 (+7,7% per i clienti domestici e +9,4% per i BT altri usi per l'area geografica Centro-Nord) per effetto del maggiore livello di unpaid ratio riconosciuto agli operatori.
La Delibera 927/2017/R/eel ha aggiornato per il 2018 la RCV con una riduzione per i clienti domestici e un incremento per i clienti non domestici nella zona Centro-Nord.
Con riferimento ai meccanismi di compensazione della RCV a copertura di costi non riconosciuti:
La Delibera 633/2016/R/eel ha aggiornato fino al 30 giugno 2018 la componente PCV, a copertura dei costi di commercializzazione sul mercato libero, disponendo un incremento di 2,92 euro per i clienti domestici (+5,3% ossia da 54,87 euro/POD a 57,79 euro/POD) e di 2,51 euro per i clienti BT altri usi (+2,2% ossia da 115,87 euro/POD a 118,38 euro/POD).
La Delibera 166/2016/R/gas ha stabilito le modalità di determinazione delle condizioni economiche del servizio di tutela gas per il periodo ottobre 2016-dicembre 2017:
La Delibera 817/2016/R/gas ha aggiornato per il 2017 la componente a copertura dei costi di commercializzazione (QVD), con un lieve incremento rispetto al 2016 (+1,4% della sola componente fissa) dovuto al maggiore livello di unpaid ratio riconosciuto agli operatori. L'aggiornamento dei valori per il 2018 è stato disposto dalla Delibera 916/2017/R/gas che ha previsto un lieve incremento rispetto al 2017
Con la Delibera ARG/gas 192/08 l'Autorità aveva adottato misure urgenti di modifica dei criteri di aggiornamento delle condizioni economiche di fornitura del gas naturale, rimuovendo la cosiddetta soglia di invarianza a partire dal trimestre gennaio-marzo 2009 allo scopo di trasferire immediatamente eventuali riduzioni ai clienti finali, e non solo quelle eccedenti l'intervallo di cui alla soglia di invarianza. Con successiva Delibera ARG/gas 106/09 era stato dettagliato un meccanismo di compensazione degli oneri sostenuti dagli esercenti la vendita al dettaglio nel caso in cui le controparti acquirenti non avessero adeguato i contratti rimuovendo a loro volta tale clausola, e dagli esercenti la vendita all'ingrosso nel caso in cui l'adeguamento operato avesse determinato perdite economiche nel trimestre di riferimento. Il meccanismo definito prevedeva l'esclusione delle partite infragruppo e la limitazione dell'accesso al meccanismo ai soli esercenti all'ingrosso che avessero avuto perdite nel trimestre di riferimento (e non anche minori utili).
Nel 2010, a seguito di ricorso presentato da A2A Energia S.p.A., il TAR aveva annullato la Delibera ARG/gas 106/09 con riferimento all'esclusione dalla compensazione delle partite infragruppo e relativamente alle censure inerenti l'ammissione al meccanismo dei soli esercenti la vendita all'ingrosso per i quali, nel trimestre di riferimento, i ricavi non avessero consentito la copertura dei costi e non anche di quelli che avessero conseguito una riduzione degli utili.
L'Autorità aveva appellato la sentenza del TAR senza tuttavia intraprendere nessuna successiva azione. Nel novembre 2016, decorsi 5 anni, il Consiglio di Stato, ravvisando la perenzione ultraquinquennale del ricorso dell'Autorità, ha reso definitiva la sopra citata sentenza del TAR.
A2A Energia S.p.A. ha ripresentato istanza alla CSEA per il rimborso degli oneri non altrimenti recuperabili e, a valle della positiva valutazione dell'Autorità, nel mese di dicembre 2017 le è stato liquidato l'importo di 1.697.189,51 euro.
Nel mese di maggio 2017, l'AGCM ha avviato nei confronti di A2A S.p.A. e di A2A Energia S.p.A. un procedimento istruttorio per l'accertamento di presunte condotte in violazione dell'art. 102 del TFUE, nell'ambito del quale ha disposto verifiche ispettive senza preavviso. Analoghi procedimenti sono stati contestualmente avviati nei confronti di altri due grandi operatori del settore elettrico.
Per A2A Energia S.p.A. la contestazione attiene a presunte condotte mirate all'acquisizione a mercato libero di clienti serviti in maggior tutela, che sarebbero state poste in essere anche grazie alla disponibilità di informazioni e dati commercialmente sensibili di cui la società avrebbe potuto disporre in quanto verticalmente integrata in un Gruppo operante nella vendita in maggior tutela e nella distribuzione elettrica, nonché vantando specifiche caratteristiche (affidabilità/sicurezza), anch'esse derivanti dalla natura di operatore integrato. Secondo quanto indicato nel provvedimento di avvio si tratterebbe di condotte non replicabili dai concorrenti non integrati e che ostacolerebbero un pieno sviluppo del mercato libero anche in vista della fine delle «tutele di prezzo».
A luglio si è svolta presso gli uffici AGCM l'audizione chiesta dalla società a cui ha fatto seguito l'invio di una memoria infra procedimentale ad ottobre e di ulteriori informazioni a gennaio 2018.
La chiusura di tutti i procedimenti avviati è prevista entro la fine di giugno 2018.
A chiusura di un procedimento avviato nel mese di aprile 2017, con provvedimento del 20 settembre l'AGCM ha irrogato ad A2A Energia S.p.A. una sanzione di 220.000 euro per violazione delle disposizioni dell'art. 62 del Codice del Consumo in ragione dell'applicazione di sovrapprezzi per l'utilizzo della carta di credito per il pagamento delle bollette tramite sito internet. La società ha presentato ricorso dinnanzi al TAR Lazio avverso il provvedimento di AGCM,
Da segnalare che A2A Energia S.p.A. ben prima dell'avvio del procedimento stava implementando i propri sistemi per adeguare il sito internet e mettere gratuitamente a disposizione il servizio anche in considerazione del venir meno della possibilità di pagare con carta di credito presso lo sportello di Milano.
Organi sociali
٠, Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Generazione e Trading
Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero
$\overline{4}$
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{R}$ Altre informazioni
Il Decreto Ministeriale sul biometano del 5 dicembre 2013 (cosiddetto DM Biometano) è in fase di revisione. La bozza di nuovo DM introduce la definizione di biometano avanzato (biometano ottenuto dalla Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano - FORSU) al quale è riconosciuto un regime di "ritiro dedicato" per 10 anni da parte del GSE. Il produttore di biometano ha diritto al ritiro fisico del biometano avanzato prodotto al prezzo di mercato del gas naturale (prezzo medio al PSV) ridotto del 5% e al\ riconoscimento dei CIC con un valore fisso pari a 375 euro. Tale schema di incentivazione si applica fino ad una quantità massima annua ritirabile da parte del GSE, pubblicata annualmente, e pari all'obbligo annuale di immissione di biocarburanti avanzati nel settore trasporti, a partire dal 2018.
Lo schema del nuovo DM è stato notificato a maggio 2017 alla Commissione Europea la quale ha successivamente inviato al MiSE una richiesta di chiarimenti. La sua approvazione, in termini di conformità alla disciplina comunitaria sugli aiuti di stato, è attesa per i prossimi mesi.
A2A Ambiente S.p.A. è interessata alla definizione di un quadro regolatorio certo sul biometano avanzato per una serie di progetti di investimento in procinto di essere avviati e che prevedono il suo utilizzo nei trasporti. Il biogas sarà ottenuto dalla decomposizione dei rifiuti, in tal modo "chiudendo il cerchio" nella gestione della frazione organica raccolta in modo differenziato.
A seguito di una verifica ispettiva effettuata dal GSE nei giorni 5 e 6 luglio 2012 presso il sito di Corteolona (PV) sono emerse alcune problematiche relative agli impianti a biogas denominati Piazzola Biogas 1 (incentivato con due convenzioni ai sensi del Provvedimento CIP 6/92) e Manzola Fornace (incentivato con i CV - IAFR 1900).
L'Autorità con lettera del 26 gennaio 2016 ha contestato le modalità di determinazione dell'energia ammessa al riconoscimento degli incentivi CIP 6/92 perché avrebbe portato ad una minore valorizzazione dei consumi dei servizi ausiliari per la quota parte del biogas recuperato dall'impianto fanghi. A2A Ambiente S.p.A. ha ribadito che i consumi di energia elettrica dell'impianto trattamento fanghi non sono da configurarsi come servizi ausiliari in quanto si verificherebbero comunque anche in assenza di recupero energetico del biogas.
Con Delibera 260/2016/E/efr l'Autorità ha accolto le osservazioni della società, formalizzando per il periodo fino al 31 dicembre 2011 una contestazione sull'energia destinata ai servizi ausiliari pari al 36% di quella inizialmente indicata nella nota di gennaio 2016 (l'importo della restituzione è pari a circa 70.000 euro). La società aveva accantonato un fondo negli esercizi precedenti.
Con Delibera 262/2017/E/efr l'Autorità ha chiesto la restituzione degli importi CIP 6/92 sull'impianto dal 2012 fino alla scadenza dell'incentivo (restituzione stimata pari a circa 30.000 euro).
Il GSE con lettera del 25 gennaio 2016 ha contestato la modalità di determinazione dell'energia elettrica prodotta ed alcune modifiche impiantistiche effettuate nel 2010. A2A Ambiente S.p.A. ha fornito le informazioni richieste segnalando anche il ricalcolo della percentuale di consumi da attribuire ai servizi ausiliari nella misura del 3% (anziché del 7% come calcolato dal GSE).
Con lettera in data 8 maggio 2017 il GSE ha comunicato l'esito della verifica ispettiva chiudendo positivamente il procedimento e confermando il regime di incentivazione a partire dal 2010 e decurtando dall'energia prodotta la percentuale del 3% dei servizi ausiliari e delle perdite di trasformazione. Ritenendo, tuttavia, che il «complesso impiantistico debba essere considerato alla stregua di un unico impianto» il GSE ha stabilito che l'incentivazione tramite CV debba terminare alla data di scadenza della I Convenzione CIP 6 (31 luglio 2017 anziché 17 luglio 2018). L'impatto complessivo è da stimarsi in una restituzione alla CSEA di circa 730.000 euro.
A conclusione del procedimento è stata, inoltre, riattivata l'emissione dei CV per gli anni 2014-2015 (per un controvalore complessivo di circa 2,76 milioni di euro) nonché l'erogazione della feed in tariff che dal 1º gennaio 2016 ha sostituito lo schema dei CV (circa 2 milioni di euro).
Il termovalorizzatore di Acerra, in gestione da parte di A2A Ambiente S.p.A., è oggetto di convenzione CIP 6/92 per un periodo di 8 anni che, iniziato il 1º gennaio 2010, è scaduto il 31 dicembre 2017.
Il DM 4 agosto 1994 prevede che il produttore possa chiedere un prolungamento della convenzione per un periodo calcolato in funzione dell'energia non prodotta nel primo anno di convenzione in ragione del fatto che l'impianto era in avviamento.
In data 13 dicembre 2016 il GSE ha comunicato il prolungamento della convenzione relativa al termovalorizzatore di Acerra fino al 6 luglio 2018 al fine di riconoscere la mancata produzione iniziale.
La Legge di Stabilità 2016 (Legge 28 dicembre 2015, n. 208) all'articolo 1, commi 149, 150 e 151, così come modificati dalle Leggi 27 febbraio 2017 (c.d. Conversione DL Mezzogiorno) e 21 giugno 2017 (c.d. Conversione DL Manovrina) nonché dalla Legge di Bilancio 2018 (Legge 27 dicembre 2017, n. 205), introduce la possibilità per gli impianti alimentati a biomassa, biogas e bioliquidi sostenibili che cessano gli incentivi al 31 dicembre 2018 di accedere ad un incentivo riconosciuto sulla produzione elettrica fino al 31 dicembre 2021 (o per cinque anni dal rientro in esercizio).
Finalità della norma è salvaguardare i livelli di generazione rinnovabile conseguiti per il raggiungimento degli obiettivi europei al 2020. L'incentivo riconosciuto è pari all'80% di quello previsto dall'articolo 19 del DM 6 luglio 2012 agli impianti rinnovabili pari potenza.
Ai sensi delle Linee Guida europee sugli aiuti di stato in materia di energia e ambiente, la Commissione considererà compatibili con il mercato interno gli aiuti al funzionamento se lo Stato membro dimostra che i costi operativi sostenuti dal beneficiario dopo l'ammortamento dell'impianto risultano ancora superiori al prezzo di mercato dell'energia.
Gli impianti richiedenti dovranno presentare istanza al MiSE entro il 31 dicembre 2018 attestando, tramite perizia asseverata, il loro buono stato di uso e di produttività nonché il piano di approvvigionamento delle materie prime. A2A Ambiente S.p.A. ha già presentato istanza di accesso al meccanismo per i termovalorizzatori di Corteolona (PV) e di Bergamo.
Ad agosto il MiSE ha notificato tale misura di sostegno alla Commissione per la sua valutazione alla luce delle già citate Linee Guida in materia di aiuti di stato.
L'articolo 1, commi 527-530, della Legge di Bilancio 2018 (Legge 27 dicembre 2017, n. 205) attribuisce all'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico, rinominata Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA), specifiche funzioni di regolazione e controllo del servizio di gestione dei rifiuti.
Le finalità delle suddette norme sono il miglioramento del sistema di regolazione del servizio, la garanzia di accessibilità, fruibilità e diffusione omogenee dello stesso, il conseguimento di adeguati livelli di qualità in condizioni di efficienza ed economicità della gestione, l'armonizzazione degli obiettivi economico-finanziari con quelli generali di carattere sociale, ambientale e di impiego appropriato delle risorse, l'adeguamento infrastrutturale agli obiettivi europei, per il superamento delle procedure di infrazione.
Il perimetro della regolazione di ARERA, che sotto il profilo del tipo di rifiuti riguarderà gli urbani e assimilati, anche raccolti in modo differenziato, consiste nelle seguenti funzioni:
Organi sociali
| я | |
|---|---|
| Dati di sintesi | |
| del Gruppo A2A |
$\overline{2}$ Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A Business Unit Generazione e Trading Business Unit Commerciale
Business Unit Reti e Calore Business Unit Estern
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
Analisi dei principali settori di attività
$\mathbf{r}$ Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
8 Altre informazioni
La Delibera 1/2018/A ha dato avvio alle attività necessarie alla prima operatività in relazione ai nuovi poteri di regolazione, stabilendo (a) la definizione delle necessarie modifiche organizzative alla pianta organica e (b) l'avvio della ricognizione del settore con mappatura di operatori e stakeholders.
In materia di finanziamento delle attività, l'Autorità si riserva di valutare se applicare già dal 2018 il contributo "di importo non superiore all'uno per mille dei ricavi dell'ultimo esercizio" da raccogliere presso gli operatori regolati.
A fine luglio 2016 l'AGCM ha notificato ad A2A S.p.A. il provvedimento di chiusura dell'istruttoria avviata in seguito alla notifica dell'operazione di acquisizione del 51% del capitale sociale di LGH. Come noto AGCM ha autorizzato la concentrazione prescrivendo l'adozione di impegni concordati con A2A S.p.A. nel corso del procedimento e che prevedono in particolare:
In esito alla clearance, l'operazione di partnership industriale è stata perfezionata il 4 agosto 2016.
Gli impegni di natura comportamentale (di cui ai punti terzo e quarto dell'elenco) sono stati attuati a decorrere da tale data, mentre in esito allo svolgimento della procedura per l'assegnazione di lotti di capacità di trattamento presso impianti del Gruppo (i TMV di Brescia e Milano) sono stati sottoscritti con gli aggiudicatari i relativi contratti, con decorrenza gennaio 2017, e a seguito di un'ulteriore procedura di gara è stato sottoscritto il contratto per la cessione di Bellisolina S.r.l..
Il monitoraggio dell'attuazione degli impegni da parte dell'AGCM prosegue in base alla documentazione e alle informazioni che A2A S.p.A trasmette all'Autorità stessa con le Relazioni previste dal provvedimento per i prossimi 5 anni a far data dal 2017.
A seguito del parziale annullamento delle precedenti Linee guida approvate con D.G.R. n. 2031/2014 (operato dalle Sentenze del T.A.R. Lombardia n. 2434 del 19 novembre 2015 e n. 195 del 29 gennaio 2016), con la D.G.R. n. 5269/2016, è stato approvato un documento tecnico di integrazione alla D.G.R. 2031/2014 al fine di garantire un uso efficiente dei fanghi sotto l'aspetto agronomico secondo criterio di "buona pratica agricola". Vengono altresì stabiliti i parametri che devono essere obbligatoriamente comunicati all'utilizzatore dei fanghi al fine di una corretta predisposizione dei piani di utilizzo agronomico.
Sulla G.U. 10 gennaio 2017, n. 7 è stato pubblicato il D.M. 22 dicembre 2016 "Adozione del Piano nazionale delle ispezioni di stabilimenti, imprese, intermediari e commercianti in conformità dell'art. 34 della Direttiva 2008/98/CE, nonché delle spedizioni di rifiuti e del relativo recupero o smaltimento".
Il Piano nazionale delle ispezioni concorre, insieme ai Piani di ispezione redatti negli altri Stati membri, ad armonizzare a livello europeo le modalità con cui vengono garantite le ispezioni su stabilimenti, imprese, intermediari e commercianti in conformità all'articolo 34 della direttiva 2008/98/CE, nonché sulle ispezioni delle spedizioni di rifiuti e del relativo recupero o smaltimento.
Sono stati quindi individuati specifici flussi di rifiuti ritenuti di particolare interesse in base a criteri legati principalmente alla classificazione e alla pericolosità del rifiuto, al rischio di contaminazione, alle quantità movimentate e a rischi legati a particolari destinazioni o provenienze; tale selezione individua pertanto gli ambiti prioritari per l'effettuazione delle ispezioni previste dal Piano.
La lista dei flussi di rifiuti individuati, classificati in base ai rispettivi codici CER e alla movimentazione in entrata/uscita dal territorio nazionale, è riportata nell'Allegato I, insieme al numero minimo di ispezioni previste.
Le ispezioni presso stabilimenti, imprese, intermediari e commercianti assicurano almeno la sussistenza e la validità della documentazione autorizzativa dell'attività di gestione dei rifiuti, nonché la verifica dell'idoneità dei siti e degli impianti di gestione di rifiuti. Tali ispezioni sono coordinate, per quanto tecnicamente possibile, con quelle previste dalla normativa ambientale sugli impianti autorizzati con AIA o ai sensi degli artt. 208-216 del D.Lgs n. 152/2006 e con quelle previste dalla normativa in materia di prevenzione del rischio di incidenti rilevanti.
Sulla G.U. 28 febbraio 2017, n. 49 è stata definitivamente approvata la legge di conversione del DL 30 dicembre 2016, n. 244. In particolare, in relazione al SISTRI, viene confermato senza modificazioni l'art.12, comma 1, con rinvio al 2018 delle sanzioni e il contestuale doppio regime (telematico e cartaceo MUD) fino al 31 dicembre 2017.
Sulla G.U. 11 maggio 2017, n. 108 è stato pubblicato il D.M. 6 marzo 2017, n. 58 "Regolamento recante le modalità, anche contabili, e le tariffe da applicare in relazione alle istruttorie ed ai controlli previsti al Titolo III-bis della Parte Seconda, nonché i compensi spettanti ai membri della commissione istruttoria di cui all'art. 8-bis".
La norma contiene le modalità di calcolo delle tariffe istruttorie e dei controlli degli impianti soggetti ad AIA. Dal 26 maggio le nuove tariffe sono vigenti per gli impianti/progetti di competenza statale mentre per quelli di competenza regionale/provinciale le regioni hanno tempo fino al 07 novembre 2017 per adeguare le tariffe con proprio provvedimento (fino all'emanazione del provvedimento regionale continuano ad applicarsi le vigenti tariffe).
Su GUUE n. 150 del 14 giugno 2017 è stato pubblicato il Regolamento UE 997/2017 che modifica l'Allegato III della Direttiva 2008/98/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio per quanto attiene all'attribuzione della caratteristica di pericolo "ecotossico" (HP14). In tale regolamento, viene illustrata la metodologia da adottare per la valutazione di tale caratteristica.
Si precisa che non sarà più possibile adottare i criteri dell'ADR, che in via provvisoria erano consentiti dalla normativa italiana (ma non europea), e che il Regolamento entra in vigore il 4 luglio 2017 ma si applicherà a partire dal 5 luglio 2018.
Organi sociali
h Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Generazione e Trading Business Unit Commerciale
Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero
$\overline{L}$
Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
6 Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{R}$ Altre informazioni
Sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica n. 156 del 6 luglio 2017 è stato pubblicato il D.Lgs. Governo 16 giugno 2017, n. 104 "Attuazione della direttiva 2014/52/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 aprile 2014, che modifica la direttiva 2011/92/UE, concernente la valutazione dell'impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati, ai sensi degli articoli 1 e 14 della legge 9 luglio 2015, n. 114."
Con il recepimento della direttiva europea vengono ridefiniti gli istituti della verifica di assoggettabilità a VIA e a dei procedimenti di VIA introducendo procedure più semplici, tempi certi e regole uniformi su tutto il territorio. Fra le principali novità vi è la nuova formulazione dell'art. 27 del D.Lgs. 152/2006 che per i progetti di competenza statale introduce un Provvedimento unico in materia ambientale attivabile facoltativamente dal preponente che coordina e sostituisce tutti i titoli abilitativi o autorizzativi necessari per l'esercizio del progetto. Anche per i progetti di competenza regionale viene previsto (nuovo art. 27 bis) un nuovo Provvedimento autorizzatorio unico regionale.
Sulla GUUE L 222 del 29 agosto 2017 è stato pubblicato il Regolamento (UE) 28 agosto 2017, n. 1505 "che modifica gli allegati I, II e III del regolamento (CE) n. 1221/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio sull'adesione volontaria delle organizzazioni a un sistema comunitario di ecogestione e audit (EMAS)".
La norma tenendo conto della versione aggiornata, terza edizione della ISO 14001:2015, sostituisce, aggiornandoli, gli allegati I, II e III del regolamento (CE) n. 1221/2009 con particolare riferimento alle prescrizioni per l'analisi ambientale e alle prescrizioni relative all'audit ambientale interno.
Sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica, il giorno 12 agosto, è stata pubblicata la Legge 3 agosto n. 123 di conversione del Dl n. 91/2017 recante "Disposizioni urgenti per la crescita economica nel Mezzogiorno".
In relazione alla classificazione dei rifiuti, viene confermato l'articolo 9 del Dl n. 91/2017 che prevede l'aggiornamento di quanto stabilito nella premessa all'Allegato D parte quarta del D.Lgs. 152/2006 e s.m.i. come di seguito riportato: "1. I numeri da 1 a 7 della parte premessa all'introduzione dell'allegato D alla parte IV del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, sono sostituiti dal seguente: « 1. La classificazione dei rifiuti è effettuata dal produttore assegnando ad essi il competente codice CER ed applicando le disposizioni contenute nella decisione 2014/955/UE e nel regolamento (UE) n. 1357/2014 della Commissione, del 18 dicembre 2014, nonché nel regolamento (UE) 2017/997 del Consiglio, dell'8 giugno 2017."
Oltre al Regolamento n. 1357/2014, si richiama il nuovo Regolamento 2017/997 che definisce i criteri per l'attribuzione della caratteristica di pericolo HP14 (ecotossico) che saranno applicabili a partire dal 5 luglio 2018.
Sulla GU del 7 agosto 2017, n. 183 è stato pubblicato il Decreto Presidente Repubblica 13 giugno 2017, n. 120 "Regolamento recante la disciplina semplificata della gestione delle terre e rocce da scavo, ai sensi dell'articolo 8 del decreto-legge 12 settembre 2014, n. 133, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 novembre 2014, n. 164".
Con la presente norma, sono adottate le disposizioni di riordino e di semplificazione della disciplina inerente la gestione delle terre e rocce da scavo, con particolare riferimento:
a) alla gestione delle terre e rocce da scavo qualificate come sottoprodotti, ai sensi dell'art. 184 bis, del D.Lgs 152/2006, provenienti da cantieri di piccole dimensioni, di grandi dimensioni e di grandi dimensioni non assoggettati a VIA o a AIA, compresi quelli finalizzati alla costruzione o alla manutenzione di reti e infrastrutture:
b) alla disciplina del deposito temporaneo delle terre e rocce da scavo qualificate rifiuti;
c) all'utilizzo nel sito di produzione delle terre e rocce da scavo escluse dalla disciplina dei rifiuti;
d) alla gestione delle terre e rocce da scavo nei siti oggetto di bonifica.
Il presente regolamento, in attuazione dei principi e delle disposizioni della direttiva 2008/98/CE, disciplina le attività di gestione delle terre e rocce da scavo, assicurando adeguati livelli di tutela ambientale e sanitaria e garantendo controlli efficaci, al fine di razionalizzare e semplificare le modalità di utilizzo delle stesse. Il decreto entra in vigore il giorno 22 agosto 2017.
Sul sito del Ministero dello Sviluppo Economico è stato pubblicato il DM 10 novembre 2017 che adotta la Strategia Energetica Nazionale 2017 (SEN).
La SEN 2017 definisce le misure per raggiungere i traguardi di crescita sostenibile e ambiente stabiliti nella ventunesima riunione della Conferenza delle parti della Convenzione sui cambiamenti climatici (COP21), contribuendo in particolare all'obiettivo della de-carbonizzazione dell'economia e della lotta ai cambiamenti climatici.
Gli obiettivi al 2030, in linea con il Piano dell'Unione dell'Energia, perseguiti sono:
Sulla GU 16 dicembre 2017, n. 293 è stato pubblicato il D.Lgs 15 novembre 2017, n. 183 "Attuazione della direttiva (UE) 2015/2193 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 novembre 2015, relativa alla limitazione delle emissioni nell'atmosfera di taluni inquinanti originati da impianti di combustione medi, nonché per il riordino del quadro normativo degli stabilimenti che producono emissioni nell'atmosfera, ai sensi dell'articolo 17 della legge 12 agosto 2016, n. 170".
Tale norma, in attuazione della delega prevista all'articolo 17 della legge 12 agosto 2016, n. 170, incarica il Governo ad adottare disposizioni per l'attuazione della direttiva (UE) 2015/2193, nonché per realizzare un riordino generale del quadro normativo degli stabilimenti che producono emissioni in atmosfera. Viene quindi modificata la Parte Quinta del D.Lgs 152/2006 sia per quanto concerne i medi impianti di combustione (impianti di potenza termica inferiore a 50 MW) sia attraverso un complessivo riordino della normativa sugli stabilimenti che producono emissioni in atmosfera.
Il presente decreto è entrato in vigore il giorno 19 dicembre 2017.
Sul Supplemento Ordinario n. 62 alla Gazzetta Ufficiale n. 302 del 29 dicembre 2017 è stata pubblicata la Legge n. 205 del 27 dicembre 2017 "Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2018 e bilancio pluriennale per il triennio 2018-2020".
Con il comma 1134 dell'articolo 1 si stabilisce la proroga al 31 dicembre 2018 della moratoria sulle sanzioni operative del Sistri previste dalla Legge n. 125 del 30 ottobre 2013.
Con il comma 1135, al Decreto Legislativo n. 152 del 3 aprile 2006, dopo l'articolo 194 è aggiunto un nuovo articolo 194-bis (Semplificazione del procedimento di tracciabilità dei rifiuti e per il recupero dei contributi dovuti per il SISTRI) con il quale si prevede la digitalizzazione dei dati richiesti inerenti la gestione rifiuti, la trasmissione del formulario di cui all'articolo 193 tramite posta elettronica certificata, la definizione delle modalità per il recupero dei contributi SISTRI dovuti e non corrisposti.
Organi sociali
$\overline{2}$ Scenario e mercato
Business Unit Generazione e Trading Business Unit Commerciale
Business Unit Reti e Calore Business Unit Fstern
$\mathbf{A}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
8 Altre informazioni
L'Autorità con Delibera 296/2015/R/com (anche TIUF - Testo Integrato Unbundling Funzionale) ha posto in capo al Gestore Indipendente la responsabilità della corretta attuazione della regolazione in materia tra cui l'obbligo di separazione del marchio e delle politiche di comunicazione (compresa la denominazione sociale, la ditta, l'insegna e ogni altro elemento distintivo) rispetto all'impresa di vendita e l'utilizzo di canali informativi, di spazi fisici e di personale distinti da quelli dell'attività di vendita per evitare il rischio di confusione nel cliente finale.
In accordo con quanto previsto dall'art. 8, comma 1, del TIUF - che consente la gestione congiunta da parte dell'impresa verticalmente integrata delle attività infrastrutturali svolte in regime di monopolio o affidamento - è stata costituita Unareti S.p.A., operativa dal 1º aprile 2016, che oggi gestisce le attività di distribuzione e misura di energia elettrica e gas, nonché le attività svolte precedentemente da A2A Servizi alla Distribuzione S.p.A. e A2A Logistica S.p.A..
Nel 2017 si è svolta una consultazione inerente le modalità di recupero dei costi sostenuti al fine di adempiere alle disposizioni (DCO 307/2017/R/com). In linea generale l'Autorità intende basarsi sui dati di costo degli operatori, eventualmente depurati dei costi già riconosciuti da altri meccanismi regolatori. Per i distributori di minori dimensioni saranno previsti meccanismi semplificati e basati su una logica parametrica.
Nell'ambito della suddetta consultazione, nel mese di marzo 2018 l'Autorità ha avviato una raccolta dati avente ad oggetto i costi operativi e di capitale sostenuti dagli operatori per adempiere agli obblighi di separazione del marchio.
Con Delibera 146/2017/R/gas l'Autorità ha approvato le tariffe di riferimento gas definitive 2016 (in base agli investimenti a consuntivo 2015, dismissioni 2015 e contributi 2015), mentre con Delibera 220/2017/R/gas sono state approvate le tariffe di riferimento gas provvisorie 2017 (in base agli investimenti a pre-consuntivo 2016 e stima parametrica contributi 2016). Le nuove tariffe risentono della riduzione del WACC in vigore dal 2016 (Delibera 583/2015/R/com-TIWACC) pari, per l'attività di distribuzione, al 6,1% (6,9% nel 2015) e per la misura al 6,6% (7,2% nel 2015).
| Valore della RAB GAS Unareti S.p.A. sottesa alle tariffe 2017 provvisorie milioni di euro |
|
|---|---|
| Cap. Centralizzato | 48 |
| RAB Distribuzione Gas | 800 |
| RAB Misura Gas | 112 |
| Totale | 960 |
Si è in attesa della pubblicazione delle tariffe di riferimento gas definitive 2017, che terranno conto degli investimenti 2016 a consuntivo, delle dismissioni 2016 e dei contributi effettivi 2016, così come delle tariffe di riferimento gas provvisorie 2018 che considereranno anche gli investimenti 2017 a pre-consuntivo. In entrambi i casi, l'Autorità considererà i dati comunicati dalla società nell'ambito della raccolta dati RAB Gas conclusasi a novembre 2017.
Per quanto riguarda la misura, l'Autorità con Delibera 389/2017/R/gas, a valle di un'apposita raccolta dati, ha provveduto a riconoscere agli operatori i costi operativi relativi ai sistemi di telelettura/ telegestione e ai concentratori per gli anni 2011-2013, precedentemente non riconosciuti dal sistema tariffario in vigore. Ad Unareti è stato riconosciuto un ammontare di 1.557.824 euro, liquidato dalla CSEA nei primi giorni di gennaio 2018.
Infine, con Delibera 859/2017/R/qas sono state definite le tariffe obbligatorie da applicarsi ai clienti per i servizi di distribuzione e misura del gas, nonché il valore degli acconti bimestrali di perequazione, per l'anno 2018.
L'Autorità, con Delibera 522/2017/R/gas, ha apportato alcune rilevanti modifiche alla RQDG 2014 -2019 finalizzate a favorire il miglioramento della performance degli operatori per l'attività di misura del gas naturale:
Si sottolinea che l'Autorità considera gli smart meter gas in ogni caso accessibili, indipendentemente dalla loro effettiva collocazione fisica.
Con decorrenza 2018 viene, inoltre, introdotto uno specifico indicatore per monitorare la percentuale di misuratori accessibili con letture con esito positivo, differenziato per classi di consumo. L'Autorità si riserva la possibilità di effettuare la pubblicazione comparativa di tali indicatori.
Con medesima decorrenza e con riferimento alle imprese di distribuzione con più di 50.000 clienti finali al 31 dicembre 2016, viene altresì definito quanto segue:
Attualmente sono in corso approfondimenti con l'Autorità in merito alle modalità applicative di tali disposizioni e sulle relative criticità riscontrate dagli operatori.
L'Autorità con Delibera 669/2016/R/gas ha approvato i corrispettivi specifici di impresa per il servizio di trasporto e misura del gas naturale presentate per il 2017 dagli operatori, tra cui Retragas S.p.A., mentre con Delibera 795/2017/R/gas sono stati fissati i corrispettivi specifici relativi all'anno 2018.
Al riguardo, la Delibera 575/2017/R/gas ha prorogato la validità dell'attuale regolazione tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas naturale per il biennio 2018-2019, introducendo limitate modifiche relative, in particolare, alla ripartizione dei costi da coprire tra le tariffe applicabili ai punti d'entrata e ai punti di uscita della rete di trasporto nazionale, passando dal precedente 50:50 all'attuale 40:60.
Infine, con Delibera 689/2017/R/gas l'Autorità ha espresso la propria valutazione sugli schemi di Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto relativi agli anni 2014, 2015 e 2016, valutandoli non sempre redatti in coerenza con le disposizioni normative applicabili. Conseguentemente, ha ritenuto opportuno fornire specifiche indicazioni sui contenuti obbligatori di tali piani, prevedendo allo stesso tempo il mancato riconoscimento in tariffa degli investimenti che entreranno in esercizio nel corso del 2019 qualora non adeguatamente motivati. E', altresì, previsto un meccanismo di salvaguardia, a determinate condizioni, degli investimenti già in corso di realizzazione.
Con la Delibera 775/2016/R/gas l'Autorità ha definito i criteri per l'aggiornamento infra-periodo, a valere per il triennio 2017-2019, della regolazione tariffaria per i servizi di distribuzione e misura del gas, aggiornando conseguentemente la Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG), a valere dal 1º gennaio 2017.
Organi sociali
h Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Business Unit Generazione e Trading
Business Unit Commerciale
Business Unit Ambiente
Business Unit Estero
$\overline{A}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
8 Altre informazioni Il provvedimento ha aggiornato alcuni elementi della regolazione tariffaria gas tra cui:
Vengono confermati i valori dei tassi di recupero di efficienza (cosiddetti X-Factor) validi per l'aggiornamento dei costi operativi riconosciuti per le attività di distribuzione (1,7% per operatori con più di 300.000 PDR e 2,5% per gli altri), misura (0%) e commercializzazione (0%).
Inoltre, l'Autorità, con la medesima Delibera, ha provveduto ad aggiornare al 2017 l'importo delle componenti unitarie parametriche delle tariffe di riferimento per le attività di distribuzione, misura e commercializzazione, incrementando quest'ultima da 1,2 euro/PDR a 2 euro/PDR.
L'Autorità con la Delibera 904/2017/R/gas ha adottato disposizioni in materia di riconoscimento dei costi relativi all'attività di misura sulle reti di distribuzione di gas naturale ed ha:
Infine, la Delibera posticipa al 2019 (con impatti, consequentemente, sulle tariffe 2020) l'avvio della valutazione degli investimenti relativi all'attività di distribuzione del gas sulla base di costi standard.
A seguito della riforma delle modalità di affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale, sono stati definiti 177 "Ambiti Territoriali Minimi - ATEM" (DM 19 gennaio 2011 e DM 18 ottobre 2011) per i quali saranno indette le gare per l'affidamento del servizio secondo quanto previsto dal cd. Regolamento gare (DM 12 novembre 2011, n. 226, come successivamente integrato e modificato). Sono state, altresì, adottate norme a tutela dell'occupazione dei dipendenti degli operatori coinvolti nel riassetto del settore (DM 21 aprile 2011).
Nel corso degli ultimi anni diverse disposizioni sono intervenute modificando il D.Lgs. n. 164/2000 e il DM 226/2011 con particolare riferimento alle modalità di determinazione del valore di rimborso da riconoscere al gestore uscente (VIR) e alle tempistiche per l'indizione delle gare.
Il DM 22 maggio 2014 ha approvato le Linee Guida relative ai criteri ed alle modalità applicative ai fini della determinazione del VIR mentre il DM 20 maggio 2015, n. 106, ha modificato il DM 226/2011 in modo da recepire le novità normative succedutesi in materia di calcolo del VIR (soprattutto per quel che riguarda il trattamento dei contributi), l'applicazione delle linee guida, la percentuale massima del canone, il riconoscimento dei costi sottesi ai progetti di efficienza energetica da realizzarsi nell'ambito ed offerti in sede di gara.
Il D.L. 210/2015 (cd. Milleproroghe 2016) ha concesso un'ulteriore proroga delle scadenze per la pubblicazione dei bandi di gara da parte delle Stazioni Appaltanti e sono state eliminate le penalizzazioni a carico di quelle inadempienti precedentemente previste.
Il DM 11 gennaio 2017 recante" Determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il gas per gli anni dal 2017 al 2020 e per l'approvazione delle nuove Linee Guida per la preparazione, l'esecuzione e la valutazione dei progetti di efficienza energetica" ha, inoltre, parzialmente risolto l'incertezza sulla copertura, in termini di contributo tariffario, dei titoli generati dai progetti di efficienza energetica proposti in sede di gara. In particolare, il DM ha previsto che i certificati eventualmente emessi a fronte di tali progetti e annullati dal GSE nell'anno di riferimento riducano in egual misura gli obblighi di risparmio complessivi dell'anno successivo. Restano, tuttavia, alcune residue incertezze, tra cui il vincolo di territorialità degli interventi offerti in sede di gara.
Si segnala, infine, che la norma sulle gare di distribuzione gas introdotta nel correttivo del Codice degli Appalti, pubblicato in G.U. lo scorso 5 maggio 2017, conferma la validità dell'attività svolta finora dalle Stazioni Appaltanti nella produzione della documentazione di gara e resta invariata anche la durata massima di 12 anni degli affidamenti.
Nell'ambito dei compiti affidati dal legislatore al regolatore, l'Autorità, con Delibera 514/2012/R/gas ha predisposto lo schema di contratto di servizio tipo per la regolazione dei rapporti tra enti locali concedenti e gestori del servizio di distribuzione del gas naturale, contratto poi approvato dal MiSE con DM 5 febbraio 2013; successivamente, con Delibera 571/2014/R/gas, l'Autorità ha proposto una modifica – in materia di riconoscimento delle quote di ammortamento a favore degli enti concedenti – a tale schema di contratto di servizio tipo, modifica tuttavia non recepita dal MiSE.
Infine, a valle delle novità introdotte dalla Legge Concorrenza 2017 in materia di semplificazione dell'iter di valutazione dei valori di rimborso e dei bandi di gara relativi all'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale, l'Autorità ha adottato la Delibera 905/2017/R/gas con cui ha razionalizzato la regolazione relativa ai propri compiti nell'ambito delle gare, articolando le disposizioni in materia in 2 testi integrati (Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità in materia di determinazione e verifica del valore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale ai fini delle gare d'ambito e Testo integrato delle disposizioni dell'Autorità in materia di bandi di gara per il servizio di distribuzione del gas naturale ai fini delle gare d'ambito). Le principali novità introdotte, di rilievo soprattutto per le Stazioni Appaltati, sono relative all'iter di valutazione del valore di rimborso e del bando di gara: nel primo caso è previsto un Regime semplificato d'ambito ex Legge Concorrenza 2017 al quale potranno accedere gli ambiti per cui (i) il singolo Ente locale concedente possa certificare anche tramite idoneo soggetto terzo, in possesso di adeguati requisiti di indipendenza, onorabilità e professionalità (la definizione di questi ultimi è demandata agli Enti Locali stessi), che il valore di rimborso è stato determinato applicando in via esclusiva le disposizioni contenute nelle Linee Guida 2014; (ii) lo scostamento VIR-RAB, aggregato d'ambito, non risulti superiore all'8%; e che (iii) lo scostamento VIR-RAB relativi ai cespiti di località del singolo Comune non superi il 20%; anche nel secondo caso è stato introdotto un iter semplificato che prevede (almeno 60 giorni prima della scadenza del termine previsto per la pubblicazione del bando) l'invio all'Autorità da parte delle Stazioni Appaltati di un prospetto che riporti: (i) i valori di VIR e RAB con i relativi riferimenti temporali per ciascun Comune dell'ambito, che saranno confrontati con quelli presenti nella documentazione di gara; (ii) un estratto del bando di gara e del disciplinare di gara con riferimento agli articoli nei quali sono riportati i criteri di ripartizione dei punteggi massimi tra i criteri e i sub-criteri di gara, che saranno confrontati con le prescrizioni in materia contenute nel cosiddetto Regolamento Gare e (iii) le linee guida programmatiche d'ambito, per le quali sarà valutata la congruità delle analisi costi-benefici e delle condizioni minime di sviluppo.
Si segnala che A2A Reti Gas S.p.A. (oggi Unareti S.p.A.) aveva impugnato le Linee Guida e il DM 20 maggio 2015, n. 106 (TAR Lazio) e tutti gli atti della Stazione Appaltante dell'ATEM Milano 1 relativi alla definizione del VIR (TAR Lombardia).
Il TAR Lazio, con sentenza n. 10286 del 14 ottobre 2016, ha però respinto tale ricorso ritenendo infondati i motivi avanzati dalla società in merito al mancato rispetto di quanto sancito dalla libera volontà delle parti, ai criteri di definizione dei prezziari, alla detrazione dei contributi e alla riduzione della vita utile dei misuratori fino a G6. Le doglianze in merito alla facoltà concessa ai comuni di vendere la rete e sui punteggi per gli investimenti in efficienza energetica sono state ritenute inammissibili per carenza di interesse attuale. Unareti S.p.A. ha presentato appello al Consiglio di Stato che, con sentenza n. 05736/2017 del 5 dicembre 2017, ha rinviato la causa alla Corte di Giustizia Europea chiedendo di verificare la coerenza tra le norme europee e la normativa nazionale sulla definizione del valore Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Generazione e Trading Business Unit
Commerciale Business Unit
Ambiente Business Unit
Business Unit Estero
$\overline{A}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
5 Analisi dei principali settori
$\mathsf{f}$ Rischi e incertezze
di attività
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{B}$ Altre informazioni di rimborso da riconoscere all'uscente che prevede, in particolare, la decurtazione - retroattiva - dei contributi pubblici e privati dal valore dei beni oggetto di trasferimento.
Per quanto riquarda il TAR Lombardia, anche alla luce della pronuncia del Consiglio di Stato, con ordinanza del 23 dicembre 2017 è stata accolta l'istanza congiunta di rinvio dell'udienza per la discussione del ricorso pendente. L'udienza è, quindi, fissata per il 20 dicembre 2018.
A fine 2015 sono stati pubblicati i primi bandi per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale su base d'ambito. Tra questi, alcuni sono relativi ad ambiti in cui Unareti S.p.A. è l'attuale gestore ossia Milano 1 - Città e Impianto di Milano (Gazzetta Ufficiale UE del 26 dicembre 2015).
L'importo contrattuale per l'intero periodo di affidamento riportato nel suddetto bando è pari a 1.369 milioni di euro per 12 anni. Nel bando si rende noto il disaccordo tra la Stazione Appaltante e Unareti S.p.A. (ex A2A Reti Gas S.p.A.) in merito all'ammontare del VIR degli impianti a causa del trattamento dei contributi su cui pende il contenzioso sopra richiamato.
La scadenza per il ricevimento delle offerte da parte della Stazione Appaltante era stata fissata per il 13 giugno 2016, poi prorogata al 17 ottobre 2016 e successivamente prorogata al 16 gennaio 2017. L'offerta presentata ha una validità di 360 giorni, oltre i quali, in caso di mancata aggiudicazione della gara entro tale termine, l'offerente può decidere di svincolarsi dall'offerta.
Unareti S.p.A., nel rispetto della scadenza prevista, ha provveduto a presentare la propria offerta alla Stazione Appaltante; entro la stessa data risulta, inoltre, essere pervenuta anche l'offerta di 2i Reti Gas S.p.A. che, ad oggi, gestisce un'unica località dell'ATEM (Cinisello Balsamo pari a circa il 4% dei PDR a gara). La seduta pubblica per l'apertura dei plichi contenenti le offerte è stata il 27 marzo 2017. Le offerte saranno valutate in coerenza con i criteri previsti dal DM 226/2011 e s.m.i.: l'offerta economica avrà un peso di 28 punti su 100, mentre quella tecnica di 72 punti su 100. L'iter di aggiudicazione si concluderà presumibilmente nel corso del 2018.
L'Autorità, con Delibere 188/2017/R/eel e 199/2017/R/eel, ha approvato le tariffe definitive 2016 per le attività di distribuzione e misura dell'energia elettrica mentre con le Delibere 286/2017/R/eel e 287/2017/R/eel ha approvato quelle provvisorie 2017. In particolare: quelle definitive 2016 considerano gli investimenti fino al 2015, compresi quelli relativi all'attività di commercializzazione (i cui costi erano precedentemente riconosciuti su base parametrica a pre-consuntivo), le dismissioni 2015 e i contributi 2015 mentre quelle provvisorie 2017 considerano gli investimenti realizzati fino al 2016 a pre-consuntivo, le dismissioni 2015 e stimano i contributi 2016.
Le tariffe sono definite considerando il WACC in vigore dal 2016 (Delibera 583/2015/R/com-TIWACC) pari al 5,6% (vs 6,4% del 2014-2015) e in base alla regolazione tariffaria di cui alla Delibera 654/2015/R/ eel (TIT 2016 - 2019).
| milioni di euro (*) | |
|---|---|
| RAB Distribuzione EE | 532 |
| RAB Misura EE | |
| Totale | 604 |
(*) Stima della società.
Si è in attesa della pubblicazione delle tariffe di riferimento definitive 2017, che terranno conto degli investimenti 2016 a consuntivo, delle dismissioni 2016 e dei contributi effettivi 2016, nonché della cessione dell'attività di distribuzione e misura per alcuni sconfinamenti in comuni limitrofi alla città di Milano, così come delle tariffe provvisorie 2018 che considereranno anche gli investimenti a pre-consuntivo 2017. In entrambi i casi, l'Autorità considererà i dati comunicati dalla società nell'ambito della raccolta dati RAB conclusasi a novembre 2017.
Infine, con delibere 882/2017/R/eel e 907/2017/R/eel sono state definite le tariffe obbligatorie 2018 applicabili, rispettivamente, ai clienti non domestici e ai clienti domestici.
La Delibera 646/2015/R/eel (TIQE 2016 - 2023) contiene numerose disposizioni volte alla promozione selettiva degli investimenti nelle reti di distribuzione anche se la quasi totalità dei meccanismi previsti è descritta in termini di obiettivi generali e le linee quida inerenti il loro funzionamento dovranno essere sviluppate tramite opportuni tavoli di lavoro a cui parteciperanno i distributori, l'Autorità e Terna (tra cui quello sulla resilienza avviato in data 1º aprile 2016).
Gli artt. 129. 130. 131. 132 del TIQE dispongono le funzionalità innovative delle reti di distribuzione in media tensione nelle aree ad elevata penetrazione della generazione distribuita a fonte rinnovabile: "Osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse su reti MT, Regolazione di tensione delle reti di distribuzione".
L'art. 134 del TIQE introduce i principi essenziali da eseguire per predisporre dei piani per l'ammodernamento delle colonne montanti vetuste nelle aree urbane con impianti progettati secondo una logica «future proof» in grado di sostenere eventuali aumenti della contemporaneità d'uso della potenza a seguito della modifica della tariffa domestica. L'Autorità ha, inoltre, individuato un possibile meccanismo di premi/penalità applicabile a questo tipo di iniziative. Unareti S.p.A. ha aderito a questa opportunità e ha predisposto alcune analisi inerenti il contesto geografico in cui opera la società, condivise con l'Autorità, unitamente ad una proposta di piano di incentivazione.
In merito alle sperimentazioni smart city (art. 135) con funzionalità innovative sulle reti BT, i distributori in aree urbane con minimo 300.000 abitanti potranno accedere a progetti pilota di scala cittadina con logiche innovative di gestione della rete BT, possibilmente in chiave multiservizio (smart water grid, integrazione con sistemi di mobilità avanzata, ecc.). Ad ogni distributore selezionato sarà riconosciuto un contributo per il costo sostenuto.
Tuttavia, l'Autorità, con la Delibera 781/2016/R/eel, ha ritenuto opportuno approfondire questi ultimi due temi in modo tale da tener adeguatamente conto di alcune problematiche segnalate dagli operatori, nonché esplorare più approfonditamente le possibili sinergie tra i piani di messa in servizio dei misuratori di seconda generazione e le sperimentazioni smart city.
Nel corso del 2017, a seguito dei disservizi causati dal maltempo che hanno interessato il Centro Italia, con Delibera 127/2017/R/eel l'Autorità ha introdotto delle modifiche alla regolazione della qualità, rendendola più rigida nei confronti degli operatori. In particolare, è stato
Il TIQE 2016-2023 contiene anche iniziative volte ad aumentare la resilienza del sistema elettrico nazionale. In particolare, si prevedeva che entro il 31 marzo 2017 le imprese distributrici che servono più di 50.000 utenti trasmettessero all'Autorità un piano di lavoro finalizzato all'adozione di misure regolatorie idonee a raggiungere tale obiettivo. Il piano doveva:
A conclusione di una prima tranche di lavori di uno specifico tavolo tecnico, a cui hanno preso parte Terna, CEI, RSE, distributori con più di 50.000 POD (tra cui Unareti S.p.A.), è stata emanata la Determina 2/2017 DIEU con cui è stato approvato il documento "Linee guida per la presentazione dei Piani di lavoro per l'incremento della resilienza del sistema elettrico - parte prima". Tale documento contiene la metodologia per l'individuazione degli interventi prioritari per fronteggiare il tema della tenuta della rete, nonché la metodologia (e i parametri da usare) per stimare i costi ed i relativi benefici connessi a tali interventi.
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Business Unit Generazione e Trading
Business Unit Commerciale Business Unit
Ambiente
Business Unit Estero
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathsf{R}$ Altre informazioni A fine marzo 2017 Unareti S.p.A. ha presentato all'Autorità il proprio piano di lavoro contenente una prima analisi tecnica, nonché la valutazione dei relativi costi e benefici, degli interventi ritenuti opportuni per l'incremento della resilienza della rete elettrica, focalizzandosi in particolare su fenomeni di alluvioni e allagamenti, ovvero quei fenomeni che maggiormente incidono sulla continuità del servizio delle reti gestite dalla società.
Successivamente, anche alla luce dei documenti predisposti dagli operatori, l'Autorità ha effettuato una consultazione specifica in materia di resilienza delle reti di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica (DCO 645/2017/R/eel) in cui, in particolare, dopo una analisi della situazione attuale e delle iniziative già adottate dagli operatori per incrementare la resilienza delle reti, sono state avanzate proposte su due versanti complementari: da una parte le iniziative volte ad aumentare la tenuta delle infrastrutture alle sollecitazioni, agendo quindi ex-ante in fase di progettazione, e quelle per aumentare l'efficacia e la tempestività di ripristino della fornitura. L'Autorità, inoltre, avanza le proprie proposte anche in materia di predisposizione di piani di sviluppo delle reti, prevedendo un'apposita sezione dedicata agli interventi individuati come rilevanti per l'aumento della resilienza, nonché in materia di incentivazione, specie per quanto riguarda la tempestività del ripristino del servizio. Nei primi mesi del 2018 è atteso il provvedimento finale in materia.
Sul tema della resilienza è poi intervenuto anche il MiSE che, nel mese di novembre 2017, ha trasmesso ai concessionari del servizio di distribuzione elettrica un proprio documento di indirizzo in materia di prevenzione e gestione degli eventi meteo avversi. In tale documento si prevede che i distributori. a partire dal 2018, dovranno integrare il proprio piano di sviluppo della rete con una apposita sezione relativa agli interventi per l'incremento della resilienza e la robustezza della rete. Tale sezione dovrà avere un dettaglio per aree territoriali servite che, a loro volta, saranno differenziate - in base alle analisi di dettaglio che dovranno essere effettuate dagli operatori - in aree ad alta, media o bassa priorità; per le prime il distributore dovrà predisporre un piano temporale degli interventi, a partire da quelli a più elevata efficacia in termini di riduzione del rischio/aumento benefici per i clienti. L'avanzamento degli interventi sarà oggetto di un'ulteriore, apposita sezione del piano dedicato alla resilienza. Infine, il documento sottolinea l'importanza della collaborazione e del coordinamento sia tra distributori e tra Terna e questi ultimi, ma anche tra gli operatori e le amministrazioni locali competenti.
Infine, con Delibera 793/2017/R/eel l'Autorità ha provveduto a determinare i premi e le penalità relativi alla regolazione output-based del servizio di distribuzione dell'energia elettrica per il 2016. Conseguentemente a dicembre 2017 Unareti S.p.A. ha dovuto versare alla CSEA 389.658 euro, penale determinata da una performance sotto le aspettative in uno degli ambiti gestiti dalla società.
In attuazione del D.Lgs. 4 luglio 2014, n. 102, e a valle del DCO 416/2015/R/eel, con Delibera 87/2016/R/eel l'Autorità ha definito, in vista della sostituzione dei misuratori di prima generazione (1G) che avranno completato la vita utile prevista a fini regolatori (15 anni):
In collaborazione con AGCOM, inoltre, l'Autorità valuterà l'effettiva disponibilità di soluzioni tecnologiche standardizzate che consentano di definire funzionalità incrementali con riferimento ad aspetti di comunicazione e ad aspetti innovativi relativi al limitatore di potenza (Allegato C). Sul tema, le 2 Autorità hanno condotto congiuntamente nel 2017 una serie di audizioni informali dei principali operatori italiani della distribuzione e delle telecomunicazioni al fine di valutare i possibili sviluppi dell'attuale misuratore di seconda generazione (2G) verso la sua versione 2.1.
Con Delibera 646/2016/R/eel l'Autorità ha stabilito le modalità di riconoscimento dei costi sostenuti per la sostituzione degli attuali smart meter 1G con misuratori 2G rispondenti alle caratteristiche definite dalla Delibera 87/2016/R/eel. In particolare:
· ha chiarito il percorso amministrativo da seguire e i documenti da presentare all'Autorità qualora un distributore intenda avviare un piano di messa in servizio degli smart meter 2G;
· ha individuato le modalità di accesso ad una procedura di valutazione di tipo fast track (della durata di 90 giorni) in alternativa alla valutazione ordinaria (della durata di 180 giorni) qualora siano rispettati alcuni limiti per la differenza di costo tra misuratori 2G e 1G (in caso contrario i piani di messa in servizio saranno sottoposti ad un'attenta analisi costi/benefici);
Considerando le consistenze fisiche e patrimoniali di Unareti S.p.A. una prima stima di massima del potenziale piano da presentare all'Autorità consisterebbe nella sostituzione di circa 1,2 milioni di misuratori (la deadline per la presentazione del Piano all'Autorità sarebbe il 15 maggio 2019 in caso l'avvio del piano fosse fissato al 2020).
Nelle more dell'avvio dei piani di sostituzione, che per ora non sono obbligatori, l'Autorità, con la Delibera 646/2016/R/eel, ha stabilito le modalità di riconoscimento degli investimenti in misuratori 1G per il 2017, poi estese con Delibera 882/2017/R/eel anche all'anno 2018, limitando il costo unitario riconosciuto per questi anni al 105% del costo unitario dei misuratori 1G per l'anno 2015. Ad oggi non è ancora stato definito il metodo per il riconoscimento degli investimenti in misuratori 2G, effettuati al di fuori del piano di sostituzione e relativi alla "gestione utenza ordinaria" tenuto conto della cessazione della produzione di misuratori 1G nel corso nel 2017.
Dal 1º gennaio 2017 i corrispettivi tariffari per i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) hanno assunto una struttura trinomia, denominata TD, per tutti i clienti domestici, indipendentemente dalla residenza anagrafica, eliminando così ogni progressività, secondo un principio di aderenza ai costi.
Le condizioni di residenza anagrafica rilevano esclusivamente ai fini dell'applicazione degli oneri generali di sistema e della componente DISP BT. Fatta salva questa differenza, anche i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema sono stati ridefiniti al fine di smorzare l'effetto di progressività rispetto ai consumi e di limitare il numero degli scaglioni annui, fino ad eliminarli del tutto a partire da gennaio 2019 per gli utenti domestici e a partire da gennaio 2018 per i non domestici.
La Delibera 481/17/R/eel ha definito la nuova struttura degli oneri generali di sistema e prevede:
Organi sociali
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Generazione e Trading
Business Unit Commerciale Business Unit
Amhiente
Business Unit Estero
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
$\overline{5}$ Analisi dei principali settori di attività
Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\overline{R}$ Altre informazioni
4 Ai fini dell'applicazione della quota potenza il riferimento è alla definizione di potenza utilizzata per la determinazione delle tariffe di rete come definita dal Testo Integrato delle disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e
distribuzione dell'energia elettrica (TIT), ossia come potenza contrattualmente impegnata ove consen altri casi, come il valore massimo della potenza prelevata nel mese.
· che la struttura del raggruppamento "ASOS" possa essere differenziata tra clienti energivori e clienti agevolati suddivisi per classi di agevolazioni, come definito dalla Delibera 922/2017/R/eel in attuazione del meccanismo di agevolazione alle imprese a forte consumo di energia elettrica disciplinato dal DM MiSE 21 dicembre 2017.
La Delibera 922/2017/R/eel ha definito per la componente ASOS una struttura tariffaria determinata da una combinazione lineare tra una tariffa trinomia (con incidenza del 25%) a sua volta determinata (come per qli oneri ARIM) in proporzione alle tariffe dei servizi di rete, e un'aliquota flat uniforme in centesimi di euro/kWh (con incidenza del 75%), non differenziata per livelli di tensione.
L'articolo 3, comma 11, del D.Lgs. n. 79/99 prevede che l'esazione del gettito necessario alla copertura degli OGS avvenga mediante un incremento del corrispettivo tariffario per l'accesso alla rete. Le modalità di esazione sono definite dagli artt. 40 e seguenti del Testo Integrato delle disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica (TIT) e prevedono che distributore versi a CSEA/GSE gli OGS riscossi dai venditori presso i clienti finali (in entrambi i casi a prescindere dall'effettivo pagamento).
Il TAR Lombardia, in accoglimento di ricorsi presentati da alcuni venditori, ha dichiarato illegittima la Delibera 268/2015/R/eel (CADE - Codice di rete tipo per il trasporto dell'energia elettrica) nella parte in cui prevede che le garanzie che i venditori sono tenuti a prestare al distributore debbano coprire gli OGS oltre ai corrispettivi per il trasporto. Tale pronuncia ha chiarito che sono i clienti finali i soggetti della filiera elettrica obbligati, dal punto di vista giuridico ed economico, a sostenere gli OGS, evidenziando l'assenza di norme che prevedessero la traslazione in capo ai venditori dell'obbligazione gravante sui clienti finali e non riconoscendo in questo ambito all'Autorità un potere di eterointegrazione dei contratti tra distributore e venditore.
L'Autorità ha appellato la sentenza ed è intervenuta transitoriamente con la Delibera 109/2017/R/eel riducendo la quantificazione delle garanzie ed avviando un procedimento finalizzato ad individuare meccanismi volti a riconoscere un'adeguata compensazione ai venditori e ai distributori dell'eventuale mancato incasso delle componenti tariffarie a copertura degli OGS. Con il DCO 597/2017/R/eel ha, infatti, illustrato alcune proposte per la riforma sia della disciplina inerente la prestazione delle garanzie sia della gestione/esazione degli OGS analoga a quella adottata per il Canone RAI, prospettando, infine, meccanismi di reintegro per i distributori rispetto agli OGS comunque versati a CSEA/GSE ma non incassati dai venditori.
La sentenza del Consiglio di Stato n. 5620/2017 del 30 novembre 2017 ha rigettato l'appello dell'Autorità confermando l'annullamento della Delibera 268/2015/R/eel ed implicitamente "confermando" la piena vigenza della Delibera 109/2017/R/eel.
Con la Delibera 463/2016/R/com, come modificata dalla Delibera 738/2016/R/com in seguito alle istanze degli operatori e delle loro associazioni, l'Autorità ha approvato:
Sono in corso ulteriori contatti con gli uffici dell'Autorità per meglio chiarire alcuni aspetti applicativ relativi, in particolare, al campo di applicazione degli indennizzi ed alle cause di esclusione.
l Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o Certificati Bianchi (CB) sono titoli negoziabili che certificano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali attraverso la realizzazione di interventi di efficienza energetica. Il sistema è stato introdotto dai DM 20 luglio 2004 e s.m.i. e prevede che i distributori di energia elettrica e di gas naturale raggiungano annualmente determinati obiettivi quantitativi di risparmio di energia primaria, espressi in tonnellate equivalenti di petrolio risparmiate (tep). Un certificato equivale ad 1 tep.
I distributori di energia elettrica e gas possono assolvere al proprio obbligo realizzando direttamente progetti di efficienza energetica che diano diritto al rilascio di CB da parte del GSE oppure acquistando sul mercato i CB da altri soggetti che li generano (tipicamente si tratta di Energy Service Company -ESCO). L'Autorità definisce le modalità di determinazione e di erogazione del contributo tariffario da riconoscere ai distributori soggetti agli obblighi.
A seguito dell'entrata in vigore del DM MiSE 11 gennaio 2017 recante gli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico per gli anni 2017-2020 e l'approvazione delle nuove Linee Guida sui CB, e in considerazione degli esiti dell'indagine conoscitiva svolta dallo stesso regolatore sull'andamento anomalo dei prezzi dei CB tra giugno 2016 e marzo 2017, con le Delibere 435/2017/R/efr e 634/2017/R/ efr, l'Autorità ha rivisto le regole di determinazione del contributo tariffario stabilendo:
La tabella riporta i target di risparmio energetico a livello Italia e in capo ai distributori di elettricità e gas per gli anni 2017-2020 definiti dal DM MiSE 11 gennaio 2017.
Dati di sintesi del Gruppo A2A
Scenario e mercato
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Generazione e Trading Business Unit Commerciale
Business Unit Ambiente
Business Unit Estero
$\overline{4}$ Risultati consolidati e andamento della gestione
5 Analisi dei principali settori di attività
$\epsilon$ Rischi e incertezze
$\overline{7}$ Gestione responsabile della sostenibilità
$\mathbf{R}$ Altre informazioni
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.