Sviluppo della piattaforma informatica integrata "ODIN" per la gestione dei processi nel Gruppo Canarbino

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RELAZIONE PER IL CONSEGUIMENTO DELLA LAUREA MAGISTRALE IN INGEGNERIA GESTIONALE

Sviluppo della piattaforma informatica integrata

“ODIN” per la gestione dei processi

nel Gruppo Canarbino

RELATORI IL CANDIDATO

Prof. Ing. Riccardo Dulmin Andrea Vezzi

Dipartimento di Ingegneria dell’Energia,

dei Sistemi, del Territorio e delle Costruzioni vezziandrea89@gmail.com

di specializzazione.

Un particolare ringraziamento ai miei genitori per non aver mai smesso di incoraggiarmi e sostenermi durante tutto il percorso universitario.

Indice

3 Ringraziamenti

5 Sommario

5 Abstract

6

1. Introduzione

8

2. Evoluzione del mercato elettrico e gas in Italia negli

ultimi 20 anni

8 2.1 Mercato Elettrico: dalla nazionalizzazione alla liberalizzazione 12 2.2 La filiera del Mercato Elettrico

12 2.2.1 Produzione e Approvvigionamento 15 2.2.3 Trasmissione e Dispacciamento

17 2.2.4 Distribuzione, Metering e Vendita al dettaglio

19 2.3 Mercato Gas 21 2.4 La filiera del mercato del GAS

24 2.4 UPSTREAM

27 2.4.2 Stoccaggio, dispacciamento e trasporto

28 2.5 DOWNSTREAM

28 2.5.1 Distribuzione 31 2.5.2 Vendita finale

35 3.3 Le attività del Gruppo

36 3.3.1 Midstream 36 3.3.2 Downstream

37 3.4 Ricerca e Sviluppo in Canarbino

38 3.5 SISTEMI ERP – Enterprise Resource Planning

40 3.6 SISTEMA ERP nel Gruppo Canarbino

45 3.7 Situazione antecedente al progetto

47 4.1 Situazione attuale e definizione degli obiettivi

57 4.2 Analisi criticità e mappatura dei processi

58 4.2.1 GESTIONE CONTRATTUALE 58 4.2.1.1 Analisi situazione “As-Is” 63 4.2.1.2 Analisi situazione “To-Be” 64 4.2.2 GESTIONE TICKETING 64 4.2.2.1 Analisit situazione “As-Is” 71 4.2.2.2 Analisi situazione “To-Be”

72 4.2.3 Gestione fatturazione elettronica 72 4.2.3.1 Analisi situazione “As-Is”

74 4.2.3.2 Analisi situazione “To-Be”

74 4.3 ANALISI Soluzioni

79 4.4 Sviluppo soluzione trovata: ODIN

84 4.4.2 Analisi e studio meccanismi interni di ARGON: ODIN come database relazionale direttamente collegato con il database di ARGON

87 4.4.3 Sviluppo interno e attività di test

88 4.5 Analisi dei risultati

88 4.5.1 Risultati funzionali

91 4.5.2 ANALISI DEI RISULTATI OPERATIVI

91 4.5.2.1 Vantaggi operativi processo Gestione Contratti 91 4.5.2.2 Caricamento dati contrattuali

92 4.5.2.3 Processo di Credit Check 93 4.5.2.4 Validazione del contratto

93 4.5.2.5 Vantaggi operativi fatturazione elettronica 94 4.5.2.6 Vantaggi operativi processo ticketing 95 4.5.3 SINTESI DEI RISULTATI OTTENUTI 96 4.5.3.1 Sintesi risultati funzionali

98 4.5.3.2 Sintesi risultati operativi

99 4.6 Il sistema di controllo interno e il sistema amministrativo

contabile nel Codice Civile vigente

101 4.7 Lo studio continua: dove siamo arrivati

104 5 CONCLUSIONI

106 BIBLIOGRAFIA

107 SITOGRAFIA

Sommario

La presente tesi, illustra la progettazione e la realizzazione di un gestionale aziendale integrato, sviluppato all’interno del “Gruppo Canarbino”, operante in Italia nel settore energetico. Ho preso parte allo studio di un applicativo software capace di migliorare le funzionalità del sistema ERP esistente. La realizzazione si è imposta con il crescere delle dimensioni del Gruppo. Ciò ha fatto emergere criticità dovute alla frammentazione dei sistemi ERP esistenti e alla mancanza di dialogo fra i sistemi operativi interni, con effetti negativi, in termini di efficienza e di efficacia. In particolare, il lavoro si è focalizzato sulle criticità emerse analizzando i processi delle diverse aree della gestione e sviluppando una soluzione migliorativa della performance complessiva. Il gruppo di lavoro aziendale ha concluso il primo step di un progetto più ampio, individuando con il modello gestionale “ODIN” dei miglioramenti da inserire nei processi più critici. L’applicativo software è in grado di far dialogare sistemi differenti all’interno della stessa azienda e ha permesso di standardizzare le procedure e di semplificarle, generando un miglioramento dell’efficienza aziendale.

Abstract

This thesis illustrates the design and implementation of an integrated company management system, developed within the “Canarbino Group”, operating in Italy in the energy sector. I took part in the study of a software application capable of improving the functionality of the existing ERP system. The realization was imposed with the growing size of the Group. This has brought out critical issues due to the fragmentation of existing ERP systems and the lack of dialogue between internal operating systems, with negative effects in terms of efficiency and effectiveness. In particular, the work focused on the criticalities that emerged by analyzing the processes of the various management areas and developing a solution to improve overall performance. The company working group concluded the first step of a larger project, identifying improvements to be included in the most critical processes with the “ODIN” management model. The software application is able to make different systems communicate within the same company and has allowed to standardize procedures and simplify them, generating an improvement in company efficiency.

1. INTRODUZIONE

La mia attività all’interno del Gruppo Canarbino è iniziata nel 2017, presso l’ufficio Fatturazione / Billing di Spigas Clienti, una delle Società di Vendita del Gruppo. Il reparto Fatturazione si occupa dell’insieme delle attività operative e di controllo necessarie all’emissione della fattura (la “bolletta”) che viene poi inviata al consumatore finale.

In particolare, nel corso di questi anni mi sono occupato della gestione di: • letture elettriche/consumi forniti dai distributori;

• parametri specifici (variabili mensilmente / trimestralmente / annualmente) che compongono le macro voci presenti in bolletta;

• dati tecnici di fornitura per tutti i nuovi clienti acquisiti nel mese di riferimento dalla Società di Vendita;

• “Ticket”, ovvero le richieste che l’ufficio Assistenza Clienti inoltra dal cliente finale (ad esempio autoletture, fatture di conguaglio, eccetera);

• costi per le prestazioni richieste dal cliente (ad esempio costi per attivazione contatore, costi di voltura, costi per aumento potenza, eccetera) e di tutte le forme di accredito derivanti da indennizzi o bonus definiti dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambienti (ARERA);

• calcolo, controllo ed emissione di fatture / bollette elettriche e gas, processo che a sua volta prevede numerose sotto attività dirette a verificare la correttezza della bolletta nel suo complesso (correttezza delle singole voci che vanno a comporre i sub totali, delle informazioni relative alle caratteristiche di fornitura, immagini, testi obbligatori, banner, ecc.)

Nel corso dei primi mesi del 2019 tutte le risorse umane che prestano attività di servizi - me compreso - per il gruppo Canarbino sono state convogliate in un’unica società, Ulisse Group srl.

A partire dal febbraio 2019 ho potuto partecipare allo studio, realizzazione e utilizzazione di un software gestionale, denominato ODIN, sviluppato internamente utilizzando le professionalità presenti in azienda (ufficio IT insieme al Team di Progetto) e diretto a risolvere una serie di criticità emerse dall’utilizzo del sistema

gestionale nativo, ARGON, anche in parte dovute all’espansione del Gruppo che ha fatto emergere con prepotenza la necessità di uno strumento in grado di far dialogare le diverse parti della stessa realtà. Con il presente elaborato ho voluto illustrare le caratteristiche, i punti di forza e le potenzialità del modello gestionale ODIN e come questo sia riuscito a migliorare l’efficacia e l’efficienza dei gestionali esistenti in azienda, inserendosi nell’architettura di base migliorandone le funzionalità, e rappresentando quindi una risorsa aziendale che, in quanto sviluppata internamente, è peculiare ed esclusiva del Gruppo Canarbino.

2. Evoluzione del mercato elettrico e gas in Italia negli

ultimi 20 anni

2.1 Mercato Elettrico: dalla nazionalizzazione alla liberalizzazione

L’energia elettrica e il gas naturale sono fonti di energia indispensabili per la vita quotidiana di ogni cittadino.

I settori dell’energia Elettrica e del Gas Naturale stanno attraversando una fase di profondi cambiamenti dovuti principalmente al graduale processo di liberalizzazione che sta interessando i relativi mercati.

Il primo impianto di energia elettrica in Italia risale al 1883 quando a Milano fu inaugurata dalla società Edison1 _{la prima centrale di energia elettrica inizialmente}

usata per illuminare le lampade del Teatro La Scala, i locali della Galleria di Milano e le strade circostanti sostituendo le lampade a gas che fino a quel momento erano i mezzi di illuminazione più diffusi in Italia e in Europa. Questo evento ha indirizzto la visione di creare impianti di energia elettrica non più basata solo sull’autoconsumo ma piuttosto alla produzione e alla vendita. Inizia una fase in cui nascono numerose imprese, in risposta alla sempre più crescente domanda dovuta soprattutto ai trasporti urbani, all’illuminazione pubblica e privata e alla crescita del numero di industrie, così da generare una situazione frammentata di singoli impianti autonomi.

Il periodo che segue è lungo e supera i due conflitti mondiali senza tuttavia una vera e propria innovazione nella struttura del mercato che appare segmentato e inadatto a soddisfare l’aumento dei consumi soprattutto a causa di problemi e inefficienze alle linee elettriche usate a quel tempo con l’inevitabile risultato di un servizio di scarsa qualità. È stato quindi necessario un intervento legislativo con lo scopo di regolamentare il sistema elettrico. Dopo un dibattito politico e pubblico durato per anni articolato fra la scelta di continuare in via privata o nazionalizzare

1 S.B.Clough-L.De Rosa “Storia dell’economia italiana dal 1861 ad oggi” Cappelli editore, Bologna,1971, pag. 120

2.1 Mercato Elettrico: dalla nazionalizzazione alla liberalizzazione

il settore si giunge finalmente ad una svolta nel dicembre del 1962, anno in cui viene emanata la Legge n° 1643, detta anche Legge di Nazionalizzazione. L’obiettivo della norma in questione è quello di portare ad un utilizzo ottimale delle risorse in modo da soddisfare una domanda sempre più crescente di energia. A tal fine viene istituito l’Ente Nazionale per l’Energia Elettrica (ENEL), ente con personalità giuridica, cui viene dato il compito di “esercitare nel territorio nazionale

le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica da qualsiasi fonte prodotta […]”

(Art.1). Si trattava quindi di trasformare il mercato elettrico in un monopolio gestito da un’unica grande impresa verticalmente integrata col progetto di “assicurare

con minimi costi di gestione una disponibilità di energia elettrica adeguata per quantità e prezzo alle esigenze di un equilibrato sviluppo economico del Paese […]” (Art.1).

In quegli anni la produzione lorda di energia elettrica è realizzata principalmente da impianti di fonti rinnovabili come impianti idroelettrici e geotermici (in piccola parte); mentre, più bassa, era la quota occupata nella produzione dagli impianti termoelettrici. La figura 1 e la figura 2 riportano, rispettivamente, l’andamento

della produzione e dei consumi lordi, dall’anno 2000 fino ai giorni nostri2_.

Tuttavia la costante e sostenuta crescita di richiesta di energia hanno reso sempre più necessario il ricorso alla produzione termoelettrica. Come si può notare dai grafici, il settore della produzione di energia elettrica è stato, nel tempo, molto dinamico. Si può individuare l’affermazione dei combustibili fossili sulle fonti idroelettriche nei primi anni ’60, prima con i prodotti petroliferi, poi con il gas naturale e il carbone (seppur quest’ultimo con un ruolo secondario)

Sono gli anni in cui Enel diventa la seconda industria italiana per fatturato e in cui si completa l’opera di realizzazione di una rete di trasmissione adeguata alle necessità di sviluppo di un Paese che inizia ad affacciarsi come realtà industriale, in un mondo che a sua volta comincia ad ampliare i propri confini.

Gli anni che seguono confermarono gli obiettivi di nazionalizzazione3_{: l’Enel opera}

promuovendo il contenimento e l’unificazione della tariffa elettrica nazionale e sviluppando, con forti investimenti, l’elettrificazione del Paese portando già dai primi anni ’90 ad un’unificazione elettrica totale dell’Italia in termini di produzione

2 S.B.Clough-L.De Rosa, op. cit. pag. 11

3 LEGGE 6 dicembre 1962, n. 1643 - Gazzetta Ufficiale serie generale n.316 del 12/12/1962, istituzione dell’Ente nazionale per l’energia elettrica e trasferimento ad esso delle imprese esercenti le industrie elettriche

2.1 Mercato Elettrico: dalla nazionalizzazione alla liberalizzazione

e di infrastrutture.

Tuttavia in quegli anni tra l’opinione pubblica si diffondono i concetti di ecologia, sostenibilità ambientale, effetto serra, fonti rinnovabili come alternativa ai combustibili fossili, ovviamente più inquinanti. Il monopolio Enel raggiunge gli obiettivi sperati ed ormai aveva esaurito la sua funzione ed un mercato aperto alla concorrenza si propone più efficiente. Questo aspetto viene rafforzato con l’applicazione della Direttiva 96/92 CE che promuove l’idea di un mercato interno come uno spazio senza frontiere, nel quale fosse assicurata la libera circolazione delle merci, delle persone, dei servizi e dei capitali attraverso “norme comuni

per la generazione, la trasmissione e la distribuzione dell’energia elettrica. Essa definisce le norme organizzative e di funzionamento del settore dell’energia elettrica, l’accesso al mercato, i criteri e le procedure da applicarsi nei bandi di gara e nel rilascio delle autorizzazioni nonché della gestione delle reti” (Art.1).

Le norme prevedono l’incremento dell’efficienza in tutte le fasi della filiera, rafforzando al contempo “la sicurezza dell’approvvigionamento e la competitività

dell’economia europea” lasciando ai singoli Stati membri la scelta dei principi

generali e le modalità di applicazione più adatti alle situazioni interne. La direttiva non prevede in alcun modo diritti esclusivi per la gestione dei vari processi della filiera elettrica come invece è successo in Italia con l’istituzione dell’Enel. Questo fatto portò il Paese a dover studiare e sviluppare attentamente i cambiamenti da attuare nella legislazione. Enel viene trasformata in S.p.A., fatto che sancisce il termine del suo monopolio nel mercato elettrico.

Un altro impulso importante verso la liberalizzazione del mercato elettrico è stato, nel 1995 tramite la legge n° 481/95, l’istituzione dell’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI)4 _{ovvero un ente pubblico indipendente volto}

alla regolamentazione per gli operatori di tali servizi nonché del sistema energetico nazionale attuato attraverso le seguenti attività principali:

• determinazione dei prezzi tariffari e delle regole generali del mercato elettrico; • controllo della qualità delle attività e dei servizi erogati dagli operatori;

• supervisione relativa l’adempimento o meno delle proprie norme.

4 Sono istituite le Autorità di regolazione di servizi di pubblica utilità, competenti, rispettivamente, per energia elettrica e il gas e per le telecomunicazioni.

Il processo di liberalizzazione ha avuto una svolta importante con quello che ad oggi è considerato il più importante atto normativo italiano a livello energetico ovvero il c.d. Decreto Bersani del 1999, recependo la direttiva europea 96/92/ CE, apre la strada alla formazione di un mercato libero a livello nazionale. Tale processo ha avuto un andamento graduale ed utilizza come driver il consumo annuale di energia elettrica dei vari utenti. Inizialmente, infatti, solo i clienti che consumano di più (grandi utenze industriali come per esempio acciaierie o cementifici) sono stati i primi a poter godere della liberalizzazione e quindi a scegliere da chi acquistare energia elettrica. Col tempo il mercato si allarga a clienti che consumano meno fino a quando, il 1° luglio 2007, anche per le utenze domestiche è stato possibile acquistare energia elettrica sul mercato libero. Nonostante questo importante traguardo il processo di liberalizzazione si è rivelato più complesso del previsto infatti ad oggi non risulta ancora del tutto completato5_.

In quel periodo infatti si decide di far coesistere, all’interno del mercato elettrico, due grandi segmenti tra cui i consumatori possono scegliere: accanto al Mercato Libero è presente il Servizio di Maggior Tutela. Il primo, come anticipato in precedenza, dà la possibilità agli utenti di scegliere, in base alle proprie esigenze e preferenze, l’offerta di fornitura più soddisfacente tra le varie proposte da fornitori posti in competizione tra loro; per quanto riguarda il secondo, invece, la gestione è affidata all’AEEGSI che definisce i prezzi e le tariffe con cadenza trimestrale.

5 ilsole24ore 2019, si è posticipato il passaggio obbligatorio al mercato libero dell’energia dapprima a luglio del 2020, in seguito da un ulteriore slittamento al 1º gennaio 2022 per gli utenti privati e al 1º gennaio 2021 per le PMI.

2.1 Mercato Elettrico: dalla nazionalizzazione alla liberalizzazione

2.2 La filiera del Mercato Elettrico

Con il termine filiera si intende l’insieme articolato (detto anche sistema) che comprende le principali attività e processi, e di conseguenza i loro principali flussi materiali e informativi, le tecnologie, le risorse e le organizzazioni che concorrono alla catena di fornitura di un dato prodotto o servizio. Nel caso del settore elettrico la filiera è composta da una serie di fasi che intercorrono tra la produzione di energia e il consumo finale della stessa. Inizialmente nella fase di Monopolio, Enel ha la completa responsabilità (ad esclusione di alcune aziende municipalizzate) della gestione dell’intera filiera elettrica nazionale. Con la liberalizzazione del mercato elettrico la struttura si modifica facendo nascere una nuova categoria: i grossisti. Questi svolgono il ruolo di intermediari tra produttori e consumatori comprando grosse quantità di energia e rivendendola ai clienti finali. Pertanto si possono individuare 5 diverse fasi tecnologiche principali in cui si compone: 1. produzione e approvvigionamento

2. grossisti (vendita all’ingrosso) 3. trasmissione e dispacciamento 4. distribuzione e metering

5. vendita

2.2.1 Produzione e Approvvigionamento

All’interno del ciclo economico, la produzione (o generazione) rappresenta la prima fase del processo. L’energia elettrica non è presente in natura pertanto è necessario produrla trasformando in elettricità l’energia ricavata da fonti primarie. La produzione in Italia avviene ancora in gran parte sfruttando fonti non rinnovabili (gas naturale, carbone e petrolio), anche se è in continuo aumento lo sviluppo delle fonti rinnovabili come l’energia geotermica, idroelettrica, solare ed eolica. La produzione interna viene anche affiancata dall’importazione, ovvero dall’approvvigionamento di energia elettrica dall’estero sfruttando le interconnessioni tra i paesi confinanti. Come risulta infatti dall’ultima Relazione Annuale dell’Autorità, nel 2018 ancora il 15% del fabbisogno interno è stato soddisfatto dall’importazione.

2.2.2 Grossisti (vendita all’ingrosso)

In questa fase le società produttrici vengono remunerate o tramite contratti bilaterali o tramite la vendita in borsa. Infatti nel 2004 è stata attivata la borsa dell’energia elettrica (IPEX) con lo scopo di ridurre i costi delle transazioni ed aumentare la trasparenza dei mercati. I grossisti hanno la funzione di intermediari tra produttori e consumatori comprando l’energia e rivendendola ai clienti finali.

2.2.3 Trasmissione e Dispacciamento

La trasmissione consiste nel trasporto dell’elettricità dalle società produttrici ai distributori locali all’interno della rete ad alta tensione. La gestione della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) è affidata a TERNA che opera, al fine di garantire sicurezza ed efficienza del processo, in una forma di monopolio. Ad oggi TERNA possiede e gestisce 74.442 km di linee elettriche e 431 stazioni di trasformazione e smistamento.

Il sistema di trasmissione è piuttosto complesso e articolato e prevede:

• i trasformatori di AAT (altissima tensione) che ricevono l’energia in entrata dalle centrali elettriche nazionali o dai punti di confine e la trasformano;

• le linee elettriche ad altissima e alta tensione che trasportano l’energia;

• le stazioni di trasformazione che trasformano l’elettricità ad alta tensione in elettricità a media e bassa tensione e cedono l’energia trasformata alle società di distribuzione.

Questo sistema presenta notevoli problematiche e complicazioni dovute in particolare alla natura fisica dell’energia elettrica e della rete stessa. Da un lato, dato che per sua natura l’energia elettrica non è immagazzinabile (progetti di accumulo su larga scala sono partiti solo di recente), risulta necessario assicurare che in ogni momento la quantità di energia prodotta e immessa nella rete sia equivalente a quella consumata dalle imprese delle famiglie; dall’altro risulta necessario monitorare costantemente i flussi energetici in termini di volumi nel rispetto dei limiti di transito sulla rete e dei vincoli dinamici sugli impianti di generazione, e in termini di frequenza e tensione nel rispetto dei valori ottimali al fine di garantire la sicurezza e l’integrità degli impianti. In virtù di quanto appena

2.1 Mercato Elettrico: dalla nazionalizzazione alla liberalizzazione

visto, è presente un elemento fondamentale per il buon funzionamento del sistema: l’attività di Dispacciamento. La sua funzione, che è quella di assicurare il funzionamento nelle condizioni di massima sicurezza per garantire la continuità e la qualità del servizio, ha un potere nonché una responsabilità su un numero elevato e crescente di attori, sia dal lato della produzione che dal lato della domanda, e negli ultimi anni anche rispetto alla produzione da fonti rinnovabili,

per loro natura non programmabili. I servizi di dispacciamento comprendono: • il monitoraggio dei flussi elettrici;

• le disposizioni per gestire l’esercizio coordinato di tutti gli elementi del sistema; • la programmazione delle indisponibilità di rete;

• la previsione del fabbisogno elettrico nazionale e il suo confronto di coerenza con il programma delle produzioni risultato del mercato libero dell’energia.

2.2.4 Distribuzione, Metering e Vendita al dettaglio

Una volta immessa in rete e trasportata, l’energia viene successivamente lasciata in consegna ai c.d. Distributori Locali (ovvero altri gestori di livello regionale che operano su concessioni comunali). Questi operatori hanno il compito di riportare l’elettricità a livelli più bassi di tensione tramite l’utilizzo di apposite cabine di trasformazione e una volta terminato questo processo, procedono con la distribuzione vera e propria agli utenti finali. Il processo di metering (o misurazione) ha il compito di raccogliere tutti i dati relativi ai livelli di consumo commerciale di elettricità dai sistemi di settlement i quali individuano quanta energia è stata immessa/prelevata da ogni operatore e dai sistemi di fatturazione. I soggetti che sono coinvolti in questo processo comunicano attraverso scambio di informazioni telematiche e soprattutto attraverso l’uso di specifiche piattaforme/portali in cui vengono resi disponibili i dati di prelievo e di immissione dell’energia elettrica nella rete nazionale. Questi strumenti di condivisione di dati e informazioni utili fungono da motore di controllo per i soggetti posizionati a monte e a valle della filiera.

I soggetti che gestiscono il rapporto con il cliente finale sono le società di

vendita. Queste ultime infatti acquistano l’energia elettrica dalla borsa elettrica

o direttamente dai produttori e gestiscono tutti gli aspetti commerciali ed amministrativi legati alla fornitura di energia elettrica. Sebbene prima della liberalizzazione ci fosse solo un ente cui era affidata la gestione completa di tutta la filiera (Enel), al giorno d’oggi possiamo notare l’esistenza di un mercato piuttosto frammentato con tanti operatori che gestiscono i processi finali della filiera. La figura 3 mostra le principali società di vendità operanti nel territorio nazionale.

2.2.4 Distribuzione, Metering e Vendita al dettaglio

2.3 Mercato del Gas

Il gas naturale è un combustibile indispensabile in vari settori della vita quotidiana: rappresenta l’unica fonte di calore per la maggior parte delle abitazioni italiane; viene utilizzato per l’alimentazione di autoveicoli italiani (nel 2018 la quota di mercato di veicoli a propulsione a metano era del 2% del totale6); infine, secondo

il rapporto annuale dell’Autorità del 2019 (figura 4), il 75% dell’energia elettrica prodotta nel paese deriva infatti da centrali termoelettriche che impiegano il metano come combustibile.

L’importanza del gas naturale aumenta nel corso degli ultimi anni in cui i concetti di inquinamento atmosferico, ecologia, sostenibilità ambientale ed effetto serra si sono diffusi nel territorio nazionale ed europeo infatti risulta che, tra i combustibili

6 Rapporto Annuale UNRAE, 2018 4. Produzione lorda per fonte 2014-2018 - GWh

fossili, il gas naturale sia quello meno inquinante: i processi per la sua estrazione generano una quantità di emissione trascurabili, quasi la totalità del trasporto avviene tramite una rete di metanodotti ed infine non genera nessun problema di smaltimento. Anche il consumo negli ultimi anni risulta aumentato, con una leggera frenata nel 2018. Nonostante siano disponibili solo dati parziali dell’anno 2018, Il Ministero dello Sviluppo Economico ha fornito il bilancio annuale dei consumi di gas naturale in Italia come viene riportato nel rapporto annuale dell’Autorità del 2019 (figura 5): i consumi nel 2018 ammontano a circa 73 miliardi di metri cubi, registrando un aumento di circa il 17,7% rispetto all’anno 2014.

Storicamente il mercato del gas in Italia, fin dalla sua nascita, è caratterizzato dal monopolio verticalmente integrato di ENI, con la sola eccezione della Distribuzione, dove, sebbene il leader fosse Italgas, controllata di ENI, le quote di mercato sono sempre state molto frammentate.

ENI nasce nel 1953 da una società già esistente, l’Agip creata nel 1926, e aveva lo scopo di acquisire e commercializzare petroli e derivati. Inizialmente alla ricerca di petrolio

2.2.4 Distribuzione, Metering e Vendita al dettaglio

e metano in Italia tra gli anni 1946 e 1949 segue fin da subito la costruzione di un’ampia rete di metanodotti e un’estesa catena di stazioni di servizio per la distribuzione di benzina: sono gli anni della motorizzazione di massa che inaugura la corsa verso il boom economico italiano. Nel giro di pochi anni ENI riesce a creare una robusta struttura organizzativa con 56.000 dipendenti e tecnici esperti. La necessita di portare energia nel Paese spinge ben presto la società ben oltre i confini nazionali. Siamo a metà degli anni ’60 quando ENI decide di adottare una duplice strategia: sul versante petrolifero stringe accordi con alcune compagnie straniere per la fornitura di greggio dall’Egitto all’Iran e dalla Libia alla Tunisia ; in Italia invece punta a rafforzare la posizione sul mercato energetico con l’acquisizione di Italgas, avvenuta nel 1967 e il potenziamento del settore petrolchimico. Gli anni che seguono sono caratterizzati dalle due crisi petrolifere (la prima nel 1973 e la seconda nel 1979), ciononostante ENI riesce a consolidare la sua posizione grazie alla realizzazione di grandi infrastrutture di trasporto del gas metano su lunghe distanze in Europa e attraverso il Mediterraneo.

2.4 La filiera del mercato del GAS

2.4 La filiera del mercato del GAS

Il sistema nazionale del gas è alimentato prevalentemente con gas prodotto in paesi stranieri e importato per mezzo di gasdotti internazionali o trasportato via mare con GNL (Gas Naturale Liquefatto) e importato tramite terminali di rigassificazione. La rete di gasdotti che attraversa tutto il paese ha una lunghezza totale di circa 41.000 km (figura 6).

Una volta importato, prodotto e rigassificato, il gas è movimentato fino alle reti di distribuzione locale, ai punti di riconsegna della rete regionale o a grandi clienti finali (centrali termoelettriche o impianti di produzione industriale). Il principale operatore che gestisce la rete di trasporto e dispacciamento è Snam Rete Gas con quasi la totalità della gestione delle reti nazionali (circa il 95%). Snam Rete Gas gestisce le sue infrastrutture attraverso 8 Distretti che hanno la funzione di supervisione e controllo delle attività di 48 Centri di manutenzione distribuiti in tutto il territorio nazionale, nonché da un Centro di distaccamento che effettua il monitoraggio e il controllo a distanza della rete di trasporto e coordina gli impianti di compressione.

La rete nazionale di gasdotti è costituita da tubazioni, normalmente di grande diametro, con funzione di trasferire quantità di gas dai punti di ingresso del sistema (importazioni e principali produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la rete di trasporto regionale e con le strutture di stoccaggio.

La rete di trasporto regionale, formata dalla restante parte di gasdotti, permette di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana.

Come è stato fatto per la parte elettrica, anche per il settore del gas è necessario definire com’è strutturata la sua filiera. La filiera del gas naturale è composta da due segmenti a sé stanti: un segmento Upstream composto dai processi di approvvigionamento, stoccaggio e trasporto ed un segmento Downstream a cui afferiscono i processi di distribuzione e vendita finale.

2.5 UPSTREAM

Rappresente l’insieme delle attività svolte a monte della filiera.

2.5.1 Approvvigionamento

Questa è la fase più a monte della filiera del gas e comprende tutte quelle attività volte al reperimento delle quantità di gas naturale necessarie al fabbisogno energetico del paese consumatore. Ci sono due canali per reperire gas naturale: l’importazione e la produzione, attività che attualmente sono liberalizzate.

2.5.1.1 Produzione

E’ l’estrazione del gas dal sottosuolo; è un’attività libera e il principale operatore è Eni Spa (90,04%). Secondo i dati preconsuntivi pubblicati dal Ministero dello sviluppo economico nel bilancio gas, nel 2018 la produzione nazionale si è attestata a 5.448 M(m3) in calo dell’1,6% rispetto al 2017, come riportato in figura 7 e figura 8. La discesa si è realizzata unicamente nei giacimenti a mare che hanno perso circa il 10% della produzione dell’anno precedente, mentre le coltivazioni in terraferma hanno estratto il 14,5% di gas in più rispetto al 2017.

2.4 La filiera del mercato del GAS

In base ai dati raccolti nell’Indagine annuale sui settori regolati svolta dall’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambienti (di seguito: Autorità), nel 2018 il gas naturale è stato estratto complessivamente da 18 imprese (erano 20 nel 2017), riunite in 13 gruppi societari.

La quota di produzione nazionale detenuta dalla società del gruppo Eni è leggermente diminuita anche nel 2018, arrivando al 76,2% dal 77% dell’anno precedente (era 81,5% nel 2016). Il gruppo resta comunque l’operatore dominante di questo segmento con una quota decisamente maggioritaria e largamente distante dal secondo capogruppo, Royal Dutch Shell, che si afferma con una quota del 13,9%.

2.5.1.2 Importazione

E’ l’immissione di gas prodotto all’estero (Algeria, Russia, Olanda, nord Africa) nel mercato italiano. Si tratta di un’attività libera (autorizzazione del MAP per i paesi extra europei).

I principali importatori sono: gruppo Eni (64,1%); gruppo Enel (14,6%); gruppo Edison (9,5%).

A partire dalla metà degli anni ’80, l’Italia è divenuta un paese importatore netto di gas naturale. Fino ad allora la produzione nazionale aveva un peso maggiore delle importazioni nella copertura del fabbisogno. Con il crescere della domanda (in particolare per la progressiva espansione dei consumi industriali e civili) le importazioni hanno cominciato ad assumere un peso sempre maggiore; infatti come riportato nell’Indagine annuale sui settori regolati svolta dall’Autorità nel 2018 le importazioni, al netto delle esportazioni, di gas naturale in Italia sono ammontate a 67.482 M(m3), in diminuzione rispetto al 2017 (figura 9).

L’importazione avviene sia attraverso linee di gasdotti internazionali sia, anche se in minor quantità, attraverso il trasporto su nave dove il gas viene trasportato in forma liquida (GNL - Gas Naturale Liquefatto). Relativamente ai gasdotti, quattro sono i principali punti di accesso alla rete italiana. Il primo si trova a Tarvisio, dove la rete nazionale si collega al gasdotto austriaco TAG (Trans Austria Gas Pipeline) che veicola il gas di provenienza russa; il secondo si trova a Mazara del vallo, dove la rete italiana si unisce al gasdotto TRANSMED, impiegato per l’importazione del gas algerino; il terzo è il gasdotto GREENSTREAM che attraversa il Mar Mediterraneo fino a Gela e che trasporta il gas proveniente dalla Libia; il quarto è quello di Passo Gries dove giunge il gasdotto TRANSITGAS che collega ai Paesi del Nord, impiegato nel trasporto del gas di provenienza norvegese ed olandese estratto dai giacimenti del Mare del Nord.

2.4 La filiera del mercato del GAS

Per quanto riguarda il trasporto via mare esistono due punti di entrata dove sono presenti gli impianti in cui avviene il processo di rigassificazione ed immissione dove il gas viene riportato allo stato gassoso per poi essere immesso nella rete di gasdotti: il primo si trova a Panigaglia e il secondo a Rovigo e assicurano al sistema gas italiano la necessità di diversificazione delle fonti e un elevato grado di flessibilità in termini di approvvigionamento.

2.5.2 Stoccaggio, dispacciamento e trasporto

Per stoccaggio si intende il deposito delle eccedenze di gas rispetto ai consumi in depositi naturali, che in Italia sono costituiti da giacimenti esausti; è la gestione di gas per compensare le variazioni giornaliere o stagionali dei consumi o garantire la fornitura in caso di crisi del sistema o riduzione degli approvvigionamenti. E’ un’attività regolata (concessione del MAP) e il principale operatore è Stogit S.p.A. (gruppo Eni), 96,6%. La tariffa viene fissata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.

Per dispacciamento si intende l’attività con cui viene assicurato l’equilibrio costante ed in tempo reale fra domanda ed offerta, ed è strettamente funzionale al suo trasporto, viene svolta con funzioni di telecontrollo che agiscono sulla pressione in entrata del gas dai giacimenti naturali o dagli stoccaggi, operando anche sui flussi del gas in determinati tratti della rete.

La fase di trasporto comprende l’attività di veicolazione di gas, che viene effettuata con gasdotti o trasporto con navi di gas naturale che viene liquefatto e mantenuto liquido a bassa temperatura (GNL).

La rete di trasporto si suddivide in “primaria” (o dorsale), relativa la trasporto di gas direttamente dai luoghi di produzione od importazione, e “secondaria” comprendente l’insieme delle condotte (adduttori secondari) che collegano la rete primaria e raggiungono i centri di consumo. La rete primaria italiana di metanodotti ha una lunghezza di circa 30.000 km ed è presente in maniera estesa su tutto il territorio nazionale ad esclusione della Sardegna. La rete della Snam rappresenta il 96% della rete primaria nazionale. Altri operatori sono presenti con reti locali, in particolare nelle regioni adriatiche (Marche, Abruzzo e Molise). La fase di trasporto è funzionalmente legata all’attività di stoccaggio che consiste

nel predisporre depositi di gas naturale, denominati stoccaggi, per adeguare l’offerta alle esigenze periodiche del mercato. Si tratta di un servizio necessario per ottimizzare l’utilizzo della rete nazionale dei gasdotti assicurando al contempo flessibilità di fornitura a fronte di variazione della domanda (in questo caso parliamo di stoccaggio commerciale) e risposta a situazioni di mancanza/ riduzione degli approvvigionamenti o di crisi del sistema nazionale, per esempio quando si presentano condizioni climatiche estreme o in caso di interruzioni dell’approvvigionamento dai gasdotti (in questo parliamo di stoccaggio strategico). Il sistema di stoccaggio nazionale comprende una capacità di regime di 12,8 G(m3). di stoccaggio commerciale, che viene riempito durante la stagione estiva, mentre durante la stagione invernale consente prelievi di gas a vantaggio prevalentemente del consumo domestico. A questi si aggiungono 4,6 G(m3) di riserva strategica permanentemente stoccati, utilizzabili in caso di emergenza, cioè solo in caso di lunghe riduzioni degli approvvigionamenti che causino l’esaurimento degli stoccaggi commerciali.

In Italia lo stoccaggio di gas naturale è svolto in base a 15 concessioni (figura 10). Tutti i siti di stoccaggio attivi sono realizzati in corrispondenza di giacimenti di gas esausti.

2.6 DOWNSTREAM

2.6 DOWNSTREAM

La fase Downstream rappresenta la fase terminale del ciclo del gas e si intende il trasporto attraverso tutta la rete di gasdotti presenti nel territorio nazionale e la successiva vendita ai clienti finali.

In sintesi, dunque, esiste una netta separazione tra i gestori delle infrastrutture di trasporto e i soggetti preposti alla vendita del gas naturale, come Utilità.

2.6.1 Distribuzione

La distribuzione del gas naturale si basa su una rete di tubature di varie dimensioni che consentono il trasporto dal luogo di stoccaggio del gas naturale fino ai punti di consumo (utenze finali).

A livello nazionale la Distribuzione si distingue in:

- Distribuzione primaria: consiste nel traporto del gas sul territorio nazionale e si basa sull’utilizzo di una rete di condutture di medio-grandi dimensioni che collegano le varie regione del Paese;

- Distribuzione secondaria: è il trasporto del gas in ambito locale e si basa sull’utilizzo di una rete di condutture capillari di medio-piccole dimensioni che si dirama dalle arterie della distribuzione primaria fino agli utenti finali. Il gas naturale viene trasportato a pressioni inferiori rispetto a quella primaria

È un’attività regolata (concessione dell’ente locale). I principali operatori sono circa 560 imprese di distribuzione fra cui Italgas S.p.A. (gruppo Eni) e Enel Gas Distribuzione (gruppo Enel).

Di tutto il gas distribuito in Italia, il 40% viene destinato alle utenze domestiche e il restante 60% alle utenze industriali e termoelettriche trasportato a pressione diverse in base al tipo di utenza finale e di tipo utilizzo.

L’attività di distribuzione del gas naturale è un’attività di servizio pubblico, l’affidamento avviene tramite gara ad evidenza pubblica e i rapporti tra ente affidante e soggetto gestore vengono regolati con un contratto di servizio. Un’altra caratteristica di questa fase è che, nonostante il gas venga trasportato ai clienti finali, la distribuzione non ha come destinatario l’utente finale, bensì il venditore: l’attività di distribuzione si conclude infatti con il trasporto del metano attraverso

le reti locali di bassa pressione.

Un’altra caratteristica della distribuzione è quello di avere l’obbligo di assicurare la realizzazione, conduzione e manutenzione delle reti secondo le disposizioni previste, nonché di offrire il servizio di distribuzione a tutte le imprese di vendita e ai grossisti che ne facciano richiesta, in maniera neutrale e non discriminante e nel rispetto del codice di rete CRDG, approvato dall’Autorità attraverso la delibera 108/06, che rappresenta lo strumento con cui vengono regolati i rapporti tra le imprese che gestiscono gli impianti di distribuzione e le imprese di vendita. La figura 11 mostra la classifica dei gruppi operanti nella distribuzione di gas naturale secondo la relazione annuale svolta da ARERA del 2019.

2.7 Liberalizzazione Gas naturale

2.6.2 Vendita finale

E’ l’attività di vendita ai clienti finali del gas acquistato da grossisti o importato. Si tratta di un’attività libera; principali operatori sono circa 380 imprese, le c.d. Società di Vendita.

Il prezzo è libero e viene definito dalle varie Società di Vendita, l’Autorità definisce però condizioni economiche di riferimento.

La vendita rappresenta l’ultimo segmento della filiera del gas ed è l’anello di congiunzione fra i clienti finali e il resto della catena. Si tratta dell’attività commerciale che remunera a valle tutte le attività della filiera. Essa comprende le operazioni di approvvigionamento di gas all’interno del mercato nazionale, di marketing operativo, di gestione commerciale e di fatturazione, finalizzate alla vendita al dettaglio ai clienti finali.

Come detto già nei paragrafi precedente, fino all’inizio degli anni 2000 era presente una situazione di monopolio in cui solo un unico soggetto interessato alla distribuzione e alla vendita per i clienti domestici e i piccoli consumatori; dal 1° gennaio 2003 tutti i clienti finali sono considerati idonei, ossia in grado di scegliersi il proprio fornitore che deve essere necessariamente diverso da distributore.

Secondo la Relazione annuale di ARERA sono 529 le aziende che operano attualmente in Italia per la vendita di gas ai clienti finali.

2.7 Liberalizzazione Gas naturale

Il mercato italiano del gas, come descritto nei paragrafi precedenti, è caratterizzato dal monopolio verticalmente integrato di ENI, ad eccezione della Distribuzione dove le quote di mercato sono sempre state frammentate. Una svolta importante nel mercato del gas risale al 1998 con l’emanazione della direttiva europea 98/30/CE, con la quale sono state stabilite le prime norme comuni per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e stoccaggio del gas naturale, nonché per il funzionamento generale del mercato del gas naturale. Tale direttiva è stata recepita in Italia con il Decreto legislativo 2000/164 (c.d. Decreto Letta) avviando un processo di progressiva liberalizzazione del settore allo scopo di

creare un mercato unico europeo per il gas naturale, garantendo al contempo parità di condizioni e trattamento non discriminatorio per gli operatori del sistema. L’obiettivo di tale norma era quello di creare le condizioni necessarie allo sviluppo di un meccanismo di concorrenza in cui una pluralità di soggetti attivi nelle varie parti della filiera fossero in grado di offrire gas agli utenti di volta in volta interessati. L’apertura del mercato è stata, come per il settore elettrico, graduale e progressiva: inizialmente i clienti idonei, ovvero quelli che potevano scegliere liberamente quale fornitore utilizzare, erano clienti industriali, termoelettrici, imprese di distribuzione e grossisti fino ad arrivare al 1° gennaio 2003 data in cui è stata estesa a tutti i clienti la possibilità di scegliere liberamente il fornitore in base alle proprie esigenze. Prima della liberalizzazione, gli utenti finali potevano acquistare il gas solo ed esclusivamente dal proprio distributore locale il quale si occupava di tutti gli aspetti legati alla fornitura, sia tecnici (manutenzione della rete, allaccio, interventi in caso di guasti, ecc.) che commerciali (prezzi, gestione bollette, riscossione pagamenti, ecc.). Gli utenti finali, insomma, non avevano la possibilità di effettuare alcuna scelta rispetto alla propria fornitura di gas. Con la liberalizzazione della vendita del gas, si è liberalizzato anche l’acquisto. Dal 2003 tutti siamo clienti idonei e quindi liberi di scegliere il nostro fornitore in un regime di concorrenza. Tuttavia il processo di liberalizzazione non è ancora completato. Di fatto dal 2003 c’è stata la coesistenza di due sistemi: il mercato libero e il mercato basato sul sistema di prezzi tutelati, al quale la maggioranza dei clienti, fino a qualche anno fa, è rimasta fedele. Infatti come riportato nella relazione annuale di ARERA tra il 2017 e il 2018 si è assistito ad una inversione di tendenza tra i clienti nel mercato tutelato e quelli nel mercato libero. Come mostrato nella figura 12 tra i due anni presi in esame si è registrato uno spostamento dei clienti verso il mercato libero a discapito di quello tutelato.

In particolare, si evidenzia nel servizio di tutela l’uscita di 839.000 clienti, mentre nel mercato libero vi sono 1.273.000 clienti domestici in più rispetto al 2017. Nonostante questo miglioramento, è certo che il passaggio dei clienti dal mercato tutelato a quello libero è stato, e continua ad essere, piuttosto incerto e pieno di difficoltà: lo dimostra il fatto che le date previste per la fine del mercato tutelato sono state più volte rimandate: inizialmente era fissata per il 30 giugno 2015 per il gas e al 30 giugno 2016 per l’elettricità, poi rimandate al 31 luglio 2017 per entrambe le forniture e poi ancora prorogata al 31 luglio 2019. La storia si ripete

2.7 Liberalizzazione Gas naturale

e il Decreto Milleproroghe, convertito in legge il 28 febbraio 2020, conferma il nuovo slittamento della fine del mercato tutelato al 1° gennaio 2022. I motivi che stanno dietro a questa lentezza nel passaggio sono da trovarsi, da una parte, nelle scarse misure e strumenti messi a disposizione dei cittadini e, dall’altra, la scarsa informazione e lo scetticismo misto a sfiducia dei clienti nel trovare nel mercato libero una completa trasparenza e regolarità nelle offerte degli esercenti dei servizi che interessano le utenze domestiche. Come descritto da un articolo de Il sole 24 ore nel luglio 2019 i sondaggi effettuati mostrano che solo un terzo degli italiani è a conoscenza della fine del mercato tutelato e molti ritengono che la completa liberalizzazione porterà a un aumento delle tariffe. La figura 13 mostra, invece, la classifica dei principali venditori di gas naturale in Italia

3.1 Presentazione dell’Azienda

3 IL GRUPPO CANARBINO

3.1 Presentazione dell’Azienda

Canarbino S.p.A., costituita nel 2010 per iniziativa di imprenditori del settore energetico, nasce per sviluppare le attività nel segmento midstream operando a livello europeo e interagendo con i principali player del mercato.

Nel corso degli anni Canarbino è diventato un gruppo di rilievo nel panorama energetico italiano. Ad oggi è presente in tutta la filiera del gas e dell’energia elettrica attraverso diverse società, alcune delle quali operano come wholesaler, altre come retailer. Grazie a questa integrazione verticale riesce a proporsi ai Clienti come un partner in grado di affiancarli nella scelta delle soluzioni di prodotti e servizi innovativi.

Il Gruppo Canarbino nel 2016 ha stretto una partnership con EnBW, società pubblica tedesca quotata alla Borsa di Francoforte, che vanta un patrimonio netto di 3 miliardi di euro e oltre 20.000 dipendenti che la classificano come la terza società di servizi pubblici in Germania.

Il Gruppo Canarbino SI basa su un modello organizzativo (figura 14) articolato in: • una società controllata HB Trading S.p.A. ed una partecipata Spigas S.r.l. attive nella compravendita di gas naturale ed energia elettrica all’ingrosso, presidiando la filiera commerciale del midstream;

• dodici società di cui otto controllate e quattro partecipate, attive nella vendita di gas naturale ed energia elettrica e prodotti di efficienza energetica a clienti finali, operando nel segmento del downstream della filiera;

14. Modello organizzativo del Gruppo Canarbino

Canarbino S.p.A., come holding, assicura le attività di management e coordinamento e fornisce vari servizi di consulenza alle società del gruppo. L’azienda si occupa della gestione finanziaria ed informatica del gruppo che conta: circa 350 tra dipendenti e collaboratori diretti, quasi 300.000 clienti, 21 sedi in tutta Italia ed oltre 1 miliardo di fatturato. La figura 15 mostra la crescita che ha interessato il gruppo negli ultimi anni.

3.1 Presentazione dell’Azienda

3.2 La Mission nel Gruppo Canarbino

Canarbino S.p.A. sottolinea l’importanza di valori, principi e regole, formalizzandoli e promuovendone l’osservanza da parte di tutti coloro con cui si trova ad operare, ciascuno nell’ambito delle proprie funzioni e del ruolo ricoperto.

I principi cardine su cui si basa il Gruppo sono costituiti da:

- crescita: il Gruppo opera per garantire una costante capacità di crescita grazie a continui investimenti in know-how aziendale pur rimanendo flessibile di fronte a condizioni mutevoli nel contesto di riferimento. In questo modo è possibile insediarsi in maniera capillare su tutto il territorio nazionale

- sostenibilità: i valori e i principi su cui pone le basi il Gruppo si traducono nella ricerca di proporre soluzioni volte a ridurre l’impatto ambientale e in grado di conciliare interessi individualie collettivi

- affidabilità: nel contesto in cui opera il Gruppo, essere un partner affidabile per i clienti rappresenta un punto di forza perché è possibile garantire risparmio, competenza e trasparenze

Canarbino S.p.A. sottolinea l’importanza di valori, principi e regole, formalizzandoli e promuovendone l’osservanza da parte di tutti coloro con cui si trova ad operare, ciascuno nell’ambito delle proprie funzioni e del ruolo ricoperto.

Il Gruppo promuove la tutela della salute, dell’ambiente, del clima e della biodiversità, inoltre contribuisce allo sviluppo socioeconomico della comunità in cui opera.

In tale contesto, Canarbino S.p.A. si impegna a contribuire, per quanto possibile, al sostegno di iniziative a livello territoriale che consentano di promuoverne i valori e i principi.

3.3 Le attività del Gruppo

Le controllate del Gruppo svolgono servizi di:

- midstream: approvvigionamento, trading e vendita di gas ed energia elettrica a grossisti;

3.3 Le attività del Gruppo

3.3.1 Midstream

Nell’attività di midstream Canarbino, attraverso le due società partecipate Hb Trading S.p.A. e Spigas srl, è fra i principali wholesaler nazionali per volumi di gas movimentato e opera inoltre nei maggiori mercati internazionali come NCG, TTF, CEGH.

Il successo del Gruppo nel midstream si fonda su una solida struttura che garantisce ai propri clienti un eccellente servizio, gestendo direttamente l’intero processo logistico del gas naturale, dall’approvvigionamento estero fino al contatore dell’utente finale.

Canarbino, attraverso la società HB Trading, opera inoltre come grossista nel settore dell’energia elettrica interfacciandosi con molteplici operatori di mercato, svolgendo le attività di trading e di dispacciamento su piattaforme nazionali e internazionali.

L’ottimo posizionamento nel mercato all’ingrosso permette di articolare proposte commerciali versatili, flessibili e adattabili alle esigenze di mercato e alle specifiche caratteristiche del cliente finale.

3.3.2 Downstream

Canarbino controlla diverse società di vendita a connotazione territoriale attive nella vendita di gas ed energia elettrica a clienti finali: Spigas Clienti (“figlia” di Spigas srl), Made in Energy (“figlia di HB Trading Spa), Controcorrente, Miogas, Energy Trade, Jen Energia, Energia Pulita, Commerciale Gas&Luce, Gesam Energia&Gas, Tecniconsul Energia, ASM Garbagnate.

Le prime società di vendita del gruppo furono Spigas Clienti e Made in Energy; nel corso degli anni il numero si è accresciuto sia costituendo aziende ex novo all’interno di Canarbino acquisendo clienti attraverso l’utilizzo di agenzie specifiche o reti di agenti interni all’azienda, sia acquisendo aziende già esistenti, seguendo un trend inaugurato con la liberalizzazione del mercato elettrico e del gas per cui molte aziende di piccole dimensioni sono state incorporate in aziende più grandi. La cultura e la struttura organizzativa del gruppo Canarbino si ispira ad un’idea di “federalismo” in base alla quale ogni società mantiene la propria identità ed operatività, il proprio legame territoriale, di cui è parte ed espressione anche la governance e i dipendenti, con l’obiettivo di rendere le società competitive e veloci

nel rispondere alle esigenze della clientela e alle opportunità del proprio mercato di riferimento. I clienti finali serviti dalle società di vendita sono Clienti Domestici (persone fisiche, famiglie, utenze private), Condomini e Aziende. Attraverso le società retail controllate e collegate, il Gruppo Canarbino è presente su tutto il territorio nazionale con focus in Lombardia, Emilia-Romagna, Liguria, Toscana, Veneto e Marche e conta oltre 260 mila clienti gas ed energia elettrica e volumi venduti pari a 350 mln metri cubi di gas naturale e 280 GWh di energia elettrica. L’integrazione nella filiera del gas e dell’energia elettrica del Gruppo Canarbino, consente di sviluppare strategie commerciali e offerte competitive, disegnate sulle effettive esigenze e caratteristiche del cliente.

Le società retail del Gruppo Canarbino offrono al cliente, oltre alla fornitura di gas ed energia elettrica, anche una gamma di prodotti e servizi volti al miglioramento dell’efficienza energetica quali la vendita di caldaie, di metano per autotrasporti, energie rinnovabili e altri sistemi di efficientamento.

3.4 Ricerca e Sviluppo in Canarbino

Il management dell’Azienda ha sempre creduto nella ricerca quale catalizzatore dello sviluppo aziendale e ritiene che i propri prodotti devono assumere sempre maggiore rilevanza nelle strategie degli utilizzatori dei propri prodotti. Da tutto ciò si può desumere che la realizzazione dei progetti sopra descritti hanno portato importati risultanti in termini di:

- miglioramento delle performances tecniche dei propri servizi - ampliamento della funzionalità

- incremento della sicurezza nell’impiego

- miglioramento del servizio offerto alla clientela

- consolidamento del know-how tecnico necessario per affrontare le sfide del mercato globale

Le attività di ricerca sono ritenute strategiche per l’Azienda.

In particolare in questo momento l’attenzione è rivolta a migliorare l’utilizzo delle tecnologie informatiche per migliorare le performance e lo scambio di informazione nelle varie aree in un’ottica di efficienza gestionale.

3.5 SISTEMI ERP – Enterprise Resource Planning

Il sistema informative aziendale è l’insieme degli strumenti e delle procedure utilizzate per raccogliere, memorizzare, elaborare dati e comunicare informazioni all’interno e all’esterno dell’azienda. L’infrastruttura informatica del Gruppo Canarbino è costituita da un’architettura hardware (server, stazioni di lavoro, cavi e apparecchiature di rete ecc.) centralizzata situata nella sede principale di Sarzana (SP), e una parte software (sistemi operativi e programmi applicative). Il sistema informativo deve rispondere in modo adeguato alle esigenze delle persone che, a diversi livelli, operano nell’azienda: è necessaria, quindi, la coesistenza sia di informazioni di dettaglio utili ai ruoli operativi sia di sintesi indispensabili per chi ricopre mansioni direzionali e strategiche. Il sistema informativo aziendale si articola, dunque, in vari sottosistemi:

- sottosistemi operazionali - sottosistemi informazionali - sottosistema contabile - sottosistema extracontabile

Per far dialogare questi sottosistemi in maniera integrata è stato necessario fin da subito l’implementazione all’interno del Gruppo di un sistema ERP.

3.5 SISTEMI ERP – Enterprise Resource Planning

I sistemi ERP sono indispensabili per la gestione di Aziende come quella del Gruppo Canarbino. Questi sistemi sono in grado di permettere una gestione integrata di tutti i processi di business rilevanti di un’azienda e tutte le attività funzionali come ad esempio vendita, fatturazione, acquisti, gestione anagrafiche clienti, contabilità ecc. Pertanto integra tutte le attività aziendali in un unico sistema il quale risulta essere indispensabile per supportare le decisione di Management. I dati vengono raccolti in modo centralizzata nonostante provengano da molteplici parti dell’azienda.

Storicamente questi sistemi sono introdotti per le aziende manifatturiere e consentivano un collegamento diretto tra le aree di gestione contabile con quelle di gestione logistica (magazzini ed approvvigionamenti), poi successivamente ampliati per permettere una gestione integrata con altre aree aziendali come quelle di Vendita, Distribuzione, Gestione Progettuale ecc.

Tra le tante caratteristiche di un Sistema ERP, quelle di rilievo possono essere riassunte come segue:

- database unico e centralizzato per tutte le applicazioni, cosi da evitare problemi legati ad aggiornamento di dati tra applicativi diversi. In questo modo è assicurata;

- struttura modulare: la divisione del sistema ERP in moduli consente una grande interoperabilità tra gruppi funzionali diversi della stessa Azienda. Inoltre permette all’azienda di scegliere la strategia migliore per il proprio business, ovvero quello di acquistare piu moduli da un unico venditore (c.d. strategia One Shop Stop), oppure quello di acquisire singole classi di moduli moduli dai migliori venditori (c.d. strategia Best of Breed). La divisione modulare del sistema permette un altro vantaggio strategico, ossia quello di implementare progressivamente i moduli, uno alla volta, in base alle priorità aziendali evitando di compromettere il funzionamento complessivo del sistema o comunque per dare la possibilità di mantenere operativi quei programmi considerati ancora utili e funzionali per l’azienda.

- approccio prescrittivo che favorisce la riprogettazione dei processi aziendali.

- customizzazione: questa caratteristica è ritenuta uno dei principali punti di forza di un sistema ERP. La dinamicità con cui si trasforma un’azienda porta inevitabilmente alle considerazioni di poter adattare e configurare il sistema secondo specifiche esigenze aziendali. Si tratta proprio di modificare il codice sorgente del sistema gestionale per apportare migliorie funzionali dettate da esigenze specifiche aziendali. Non sempre queste modifiche possono essere realizzate a causa della troppa specificità dell’esigenza aziendale o, talvolta, perché la soluzione potrebbe non essere rivendibile ad altre aziende clienti. In un mercato globalizzato, le aziende hanno sempre più spesso sentito la necessità di rendere accessibile le loro applicazioni a vari utenti della stessa azienda o partner situati in aree geografiche diverse e questo ha comportando l’esigenza di avere qualcosa in più di un semplice applicativo di front-end posto all’interno del sistema centrale. Ecco quindi spiegata l’esigenza di trovare una soluzione per realizzare una forte integrazione tra tutte le applicazioni e i dati di una stessa azienda.

3.6 SISTEMA ERP nel Gruppo Canarbino

Sebbene i primi sistemi ERP siano nati inizialmente per andare a colmare le lacune dei processi di aziende manifatturiere, nel tempo hanno trovato applicabilità anche nelle aziende di servizi. In queste tipologie di aziende, i margini di guadagno sono piuttosto bassi, la competitività è sempre più alta, quindi non è più sufficiente acquistare al minor prezzo per garantire un aumento di efficienza e redditività ma risulta assolutamente necessario effettuare un’ottimizzazione di tutti i processi organizzativi aziendali attraverso, appunto, l’implementazione di un sistema gestionale integrato che funga di spina dorsale per tutta l’azienda riducendo errori e sprechi sia di costi che di tempi.

3.6 SISTEMA ERP nel Gruppo Canarbino

Il Gruppo Canarbino, fin da subito, ha implementato al suo interno un Sistema ERP integrato, chiamato ARGON, acquistato da un’azienda di consulenza specializzata nel settore energetico che per motivi di riservatezza chiameremo Società Alpha. ARGON è un sistema specializzato per i processi relativi alle commodity energetiche standardizzando dall’inizio i processi, e di conseguenza, le attività di ogni reparto aziendale.

ARGON è un gestionale integrato, trasversale a vari reparti aziendali, che presenta 5 moduli distinti:

• CRM (Customer Relation Management): è il modulo dedicato all’inserimento delle anagrafiche sia dei clienti che dei distributori: informazioni anagrafiche in senso stretto, condizioni contrattuali, tecniche di fornitura, eccetera.

• BILLING: è il modulo dedicato a tutte quelle attività operative e di controllo che portano all’emissione della fattura. In questo modulo è possibile effettuare attività di inserimento parametri, inserimento e controllo dei dati, controllo dello stato dei pagamenti, creazione e modifiche relative a listini di vendita, gestione e controllo del layout della fattura ovvero tutto ciò che viene visualizzato nella bolletta finale (voci di costo, testi obbligatori, dati del cliente, banner pubblicitari e informative ecc.)

• AMMINISTRAZIONE: in questo modulo viene definito il setting delle attività inerenti a tutti gli altri moduli, pertanto tutte le logiche di calcolo, i meccanismi, i vincoli e la definizione di regole specifiche che il Sistema deve avere, vengono

settate all’interno di questo modulo rappresentando quindi una linea guida per gli altri. Data la particolarità del modulo Amministrazione, non tutti gli addetti ai lavori hanno la possibilita di accedervi.

• LOGISTICA: è il modulo in cui vengono inserite e controllate le letture e i consumi dei contatori per ogni cliente (sia Elettrici che Gas). In più è possibile inserire attraverso template excel specifici, file contenenti varie tipologie di dati come per esempio le prestazioni/costi da addebitare ai clienti, i flussi relative al canone Rai, file che prevedono una modifica su altri moduli ecc.

• REPORT: è il modulo che consente di estrarre varie tipologie di report, in formato excel, utili ai fini del controllo di varie attività aziendali.

L’architettura di Argon è definita, per ogni modulo, in varie sezioni ed ogni sezione è esplorabile secondo una modalità di visualizzazione a cascata che consente di scendere via via nel dettaglio delle informazioni. Questa modalità a cascata, come si vedrà successivamente, ha rappresentato una criticità che è stata risolta con l’introduzione del sistema ODIN.

ARGON è un sistema piuttosto efficace se analizzato all’interno di una singola Società di Vendita, mostrando una buona efficacia trasversale, nel senso che è in grado di coprire e far dialogare i vari reparti aziendali e i relativi moduli, ma presenta serie di criticità laddove gli venga richiesto di lavorare trasversalmente su più Società di Vendita, non essendo capace di mettere in relazione i rispettivi database. Per tale motivo è stato necessario richiedere alla società Alpha di implementerare uno specifico ARGON in oogni Società di Vendita e, dal momento che ciascuna Societè di Vendita possiede caratteristiche intrinseche proprie come ad esempio le tipologie di clienti serviti, tipologie di condizioni economiche di vendita offerta, metodologie e procedure interne, anche alcune impostazioni interne di ciascun ARGON sono state declinate diversamente.

Come spiegherò nel prossimo paragrafo, ARGON rappresenta il Sistema di riferimento aziendale però, nel corso degli anni, è stato necessario servirsi di sistemi software specifici per riuscire a ricoprire anche quelle funzioni e attività aziendali che ARGON non poteva gestire .

3.6 SISTEMA ERP nel Gruppo Canarbino

In ogni Società di Vendita sono presenti diversi reparti quali: - Logistica Elettrica/Gas Clienti finali

- Logistica Elettrica/Gas Grossisti - Ufficio Fatturazione - Back Office - Assistenza Clienti - Call Center - Ufficio Crediti - Ufficio Amministrazione - Ufficio tesoreria

- Agenzia interna di venditori per reperire clienti - Agenzia esterne per reperire clienti

- Ufficio provvigioni

- Ufficio Commerciale/Marketing - Ufficio IT

- Ufficio Risorse Umane

L’esistenza di tanti reparti sottolinea la difficoltà o l’inefficacia del sistema a rispondere alle esigenze di dati e informazioni per ciascun ufficio che non hanno la possibilità di estrarre dati congiunti data l’architettura separata dei database aziendali, dovendo, invece, comunicare dati e informazioni tramite la condivisione di file e scambi ricorrenti di informazioni tramite mail.

In alcune Società di Vendita acquisite da terzi sono stati mantenuti gli uffici della struttura dell’azienda acquisita, che risultano pertanto separati da quelli della sede centrale; in altri casi in uno stesso ufficio della sede centrale vi è la coesistenza di risorse umane che si occupano di più società di vendita, soprattutto quando queste sono state create ex novo. Anche questa situazione di moltiplicazione di funzioni mostrava il fianco a criticità legate a sprechi di risorse e possibilità di errori.

Al tempo in cui le Società di Vendita erano solo due, Spigas Clienti e Made in Energy, le disefficienze dovute alla incomunicabilità fra i gestionali erano ancora affrontabili; con il crescere delle dimensioni del gruppo, fino ad arrivare alle attuali nove Società di Vendita e rispettivi nove gestionali ARGON, si è venuta a creare una situazione di estrema inefficienza in quanto le operazioni da registrare

subivano inutili ripetizioni sui diversi Argon, con dispendio di tempo, risorse e maggiore possibilità di incorrere in errori.

Grazie allo sviluppo di ODIN queste criticità sono state affrontate: ARGON resta il gestionale di riferimento e ODIN lo rende omogeneo, in quanto è capace sia di far dialogare fra loro gli Argon delle singole società di vendita sia di far dialogare i vari gestionali con sistemi/piattaforme esterne.

3.7 Situazione antecedente al progetto

Quando nel febbraio 2017 entro a far parte del Gruppo Canarbino l’azienda presenta una situazione piuttosto frammentata a livello di software gestionali utilizzati dai vari reparti.

Il gestionale principale è ARGON, un Sistema ERP capace di gestire molti processi aziendali articolato in vari moduli gestionali, con intorno tutta una serie di applicativi software e piattaforme specifiche che aiutano gli operatori sia nella condivisione di informazioni con aziende esterne (distributori, aziende di servizi esterne, ecc) sia nelle attività ordinarie interne.

In sintesi coesistono vari sistemi software che non comunicano tra loro, pertanto si rende necessario svolgere operazioni interne sia per condividere informazioni da un applicativo ad un altro che per scambiare informazioni utili alle risorse di ogni reparto. In altre parole i processi risultavano poco standardizzati, con procedure repetitive e, talvolta, complicate, per gli operatori durante le attività aziendali ordinarie, costituendo un aspetto critico in contrasto con i valori di crescita su cui si basa il Gruppo.

Per questo motivo, con la conclusione dell’anno 2018, l’AD del Gruppo Canarbino, seguendo una strategia aziendale proiettata verso l’affermazione progressiva nel territorio nazionale con attenzione al cliente finale, ha voluto affrontare i vari problemi riscontrati durante l’anno, organizzando una ristrutturazione gestionale aziendale, seguendo una politica di standardizzazione delle procedure.