Bilancio 2019
ORGANI SOCIALI, DI GESTIONE E CONTROLLO
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Presidente: Alessandro Montagna Consigliere: Barbara Bianchi Consigliere: Fabio Montoli DIRETTORE OPERATIVO Paolo Dall’O’
COLLEGIO SINDACALE Presidente: Luca Signorini Sindaco Effettivo: Alberto Miazzi Sindaco Effettivo: Veronica Terramozzi
SOCIETA’ DI REVISIONE BDO Italia Spa
DATI SOCIETARI
Denominazione sociale: Megareti Spa
Società soggetta ad attività di direzione e coordinamento di AGSM Verona Spa Capitale sociale: euro 62.738.109
Sede legale: Lungadige Galtarossa, 8 - 37133 Verona (VR) C.F, P.Iva e R.I VR 03178060236 – REA 314782
www.megareti.it
M EGARETI S PA
BILANCIO
D’ESERCIZIO
2019
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Signori Soci,
il Bilancio di esercizio di Megareti Spa evidenzia al 31 dicembre 2019 un risultato pari ad euro 11.338 mila contro euro 8.458 mila dell’esercizio precedente dopo aver effettuato ammortamenti, svalutazioni ed accantonamenti per euro 6.229 mila e registrato imposte di competenza per euro 4.533 mila.
Il margine operativo lordo (MOL) si è attestato ad euro 21.684 mila pari al 31% del valore della produzione.
Nel seguito della presente relazione si esporranno in modo dettagliato la situazione aziendale e le prospettive di sviluppo dell’attività della Società.
STRUTTURA DELLA SOCIETA’
Megareti Spa ha come azionista di riferimento AGSM Verona Spa (99,76%) e come azionista di minoranza Covigas Srl (0,24%).
Le attività principali della società svolte nel 2019 sono:
distribuzione e misura dell’energia elettrica nei Comuni di Verona e di Grezzana;
distribuzione e misura del gas:
- in provincia di Verona: nei comuni di Verona, Tregnago, Illasi, Selva di Progno, Badia Calavena;
- in provincia di Mantova: nel comune di Goito;
- in provincia di Vicenza: nei comuni di Arzignano, Chiampo, Nogarole Vicentino, S. Pietro Mussolino, Altissimo e Crespadoro
gestione, manutenzione e sviluppo della porzione posseduta di rete di trasmissione nazionale (RTN) all’interno di una convenzione stipulata con Terna Spa che gestisce l’intera RTN.
PRINCIPALI ASPETTI ECONOMICO-FINANZIARI
L’energia elettrica complessivamente distribuita nel 2019 è stata pari a 1,23 TWh, 1,82 TWh nel 2018. Nel settore del gas i volumi distribuiti sono stati 341 milioni di metri cubi, mentre nel 2018 erano stati 353.
Come precedentemente ricordato, il risultato netto si attesta a complessivi euro 11.338 mila con un incremento di euro 2.880 mila rispetto al risultato dell’esercizio 2018, che ammontava ad euro 8.458 mila. La Società ha chiuso il 2019 con un indice di redditività sul capitale proprio (ROE) pari al 12%
Lo schema successivo riepiloga i principali valori di conto economico:
2019 % 2018 % variazione
Valore della produzione 70.602 100% 65.774 100% 4.828
Ricavi delle vendite 64.441 91% 63.664 97% 777
Altri ricavi 6.162 9% 2.111 3% 4.051
Oneri esterni 35.767 51% 35.664 54% 103
Acquisti materie prime 1.923 3% 1.102 2% 821
Prestazioni di servizi 18.514 26% 18.698 28% (184)
Godimento beni di terzi 13.978 20% 14.066 21% (88)
Altri costi di gestione 1.352 2% 1.798 3% (445)
Valore aggiunto 34.835 49% 30.111 46% 4.725
Costo del lavoro 13.151 19% 12.508 19% 643
Margine operativo lordo 21.684 31% 17.602 27% 4.082
Ammortamenti e accantonamenti 6.229 9% 6.208 9% 21
Ammortamenti 4.183 6% 4.226 6% (43)
Altri accantonamenti 2.047 3% 1.982 3% 64
Margine operativo netto 15.455 22% 11.394 17% 4.061
Gestione finanziaria 421 1% 482 1% (61)
Proventi finanziari 421 1% 486 1% (65)
Oneri finanziari - 0% (4) 0% 4
Risultato prima delle imposte 15.875 22% 11.876 18% 3.999
Imposte sul reddito 4.537 6% 3.418 5% 1.119
Utile (Perdita) di esercizio 11.338 16% 8.458 13% 2.880
Il valore della produzione ammonta ad euro 70.602 mila in aumento del 7% rispetto al 2018;
il valore aggiunto, ovvero la differenza tra ricavi e oneri esterni, ammonta ad euro 34.835 mila con una riduzione percentuale del 3% rispetto all’esercizio precedente;
il margine operativo lordo (MOL) si attesta ad euro 21.684 mila con un aumento del 16% rispetto al 2018 ed è pari al 31% del valore della produzione (27% al 31 dicembre 2018);
il valore degli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni ammonta ad euro 6.229 mila rispetto a 6.208 mila nell’esercizio precedente;
i proventi finanziari netti ammontano ad euro 421 mila stante la liquidità della società;
l’utile ante imposte ammonta ad euro 15.875 mila, in aumento del 34% per euro 3.999 mila rispetto all’esercizio precedente.
La voce ricavi delle vendite, rimasta sostanzialmente invariata rispetto al 2018, è composta da:
ricavi da vettoriamento, misura e trasmissione dell'energia elettrica per euro 40.026 mila, di cui euro 22.961 mila relativi a vettoriamento infragruppo con la correlata AGSM Energia Spa;
ricavi da vettoriamento e misura del gas per euro 18.790 mila, di cui euro 13.406 mila realizzati con la correlata AGSM Energia Spa.
I ricavi per allacciamenti, pari ad euro 2.080 mila, non hanno registrato sostanziali variazioni rispetto all’anno precedente.
Gli altri ricavi (comprensivi di incrementi per lavori interni ed in corso) ammontano ad euro 6.162 mila rispetto ad euro 2.111 mila dell’esercizio precedente. Le ragioni dello scostamento significativo sono sostanzialmente l’iscrizione della perequazione specifica aziendale riconosciuta alla società nel 2019 relativa a esercizi precedenti e gli incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni per quanto attiene ai materiali necessari all’adempimento del piano di sostituzione dei contatori per euro 1.500 mila.
I costi operativi ammontano ad euro 35.767 mila e non presentano significativi scostamenti rispetto all'importo di euro 35.664 mila del 2018. I costi di personale che ammontano ad euro 13.151 mila hanno registrato un incremento del 5% rispetto al 2018, gli ammortamenti, pari ad euro 4.183 mila sono in linea rispetto all’esercizio precedente. L’accantonamento a copertura di oneri futuri ammonta ad euro 2.047 mila e si riferisce prevalentemente all’accantonamento prudenziale del canone concessorio per la distribuzione del gas richiesto dal Comune di Verona per l’esercizio in chiusura. Contro tale richiesta la Società ha fatto ricorso presso il TAR Veneto. Il margine netto si attesta ad euro 15.455 mila contro euro 11.394 mila del 2018 registrando un incremento del 36%. Tale risultato, sommato a proventi finanziari per euro 421 mila e rettificato delle imposte sul reddito pari ad euro 4.537 mila, porta ad un utile d’esercizio pari ad euro 11.338 mila.
GESTIONE FINANZIARIA
Per quanto attiene alla struttura finanziaria, la riclassificazione patrimoniale al 31 dicembre 2019 evidenzia i seguenti saldi che, confrontati con l’esercizio precedente, danno evidenza delle intervenute variazioni nella consistenza del capitale investito.
2019 2018
Capitale investito
Crediti commerciali (anche intercompany) 23.013 26.240
Giacenze di magazzino 1.097 398
Altre attività a breve 14.173 13.295
Totale attività a breve 38.283 39.933
Fornitori (anche intercompany) 17.668 24.532
Altri debiti 13.023 9.940
Totale passività a breve 30.690 34.472
Totale capitale circolante netto 7.592 5% 5.461 4%
Immobilizzazioni materiali 75.236 73.514
Immobilizzazioni immateriali 14.206 14.588
Totale attività immobilizzate 89.442 63% 88.102 63%
Cassa e banche 8 7
Saldo finanziario netto intercompany 44.105 45.826
Posizione finanziaria netta 44.113 32% 45.834 33%
Totale capitale investito netto 141.148 139.397
Anche a chiusura dell’esercizio 2019 il capitale circolante netto permane su valori molto contenuti. L’indice di liquidità (attività correnti /passività correnti) evidenzia una buona situazione di liquidità.
Per quanto riguarda le immobilizzazioni si segnala che gli investimenti hanno di poco superato il valore degli ammortamenti.
La posizione finanziaria netta della società è attiva ed è passata da euro 45.834 ad euro 44.113 mila. Stante il posticipo dell’indizione delle gare d’ambito per l’affidamento della distribuzione gas, la liquidità viene temporaneamente gestita nell’ambito del cash-pooling di Gruppo.
Le necessità finanziarie della società sono gestite dalla Capogruppo alla quale fanno riferimento gli affidamenti accesi con le istituzioni bancarie.
Fonti di finanziamento
Altri debiti a medio lungo 18.051 20.868
Fondo TFR 5.087 5.055
Fondi per rischi e oneri 14.540 12.884
Totale passività a M/L termine 37.677 27% 38.807 28%
Capitale sociale 62.738 62.738
Riserve 29.394 29.394
Utile netto 11.338 8.458
Totale patrimonio netto 103.470 73% 100.590 72%
Totale fonti di finanziamento 141.148 139.397
Nelle passività a lungo termine è stato classificato il debito per deposito cauzionale ricevuto da AGSM Energia Spa quale garanzia sul contratto di trasporto dell’energia elettrica.
Il patrimonio netto è variato in conseguenza della distribuzione dell’utile di esercizio 2018.
Di seguito si analizzano i flussi di cassa delle disponibilità liquide, che evidenziano la dinamica della gestione finanziaria.
Analisi flussi di cassa 2019 2018
Autofinanziamento lordo dall'attività operativa 22.182 18.598
Flusso di cassa da variazioni CCN (8.175) (8.629)
Flusso di cassa da altre attività operative (1.493) (1.866)
Totale flussi di cassa operativi 12.513 8.102
Flusso di cassa da attività di investimento (4.054) 1.381
Flusso di cassa da attività finanziaria (8.458) (9.483)
Flusso di cassa netto 689 (151)
Disponibilità liquide iniziale 7.509 7.661
Disponibilità liquide finali 8.198 7.509
Dall’analisi dei flussi di cassa emerge un autofinanziamento lordo dall’attività operativa di euro 22.182 mila la cui composizione è data prevalentemente da utili della gestione caratteristica per euro 15.261 mila, ammortamenti per euro 4.183 mila ed accantonamenti per euro 2.737 mila. La gestione del capitale circolante ha assorbito liquidità per euro 8.175, e l’attività di investimento euro 5.776 mila. L’attività finanziaria ha riguardato il pagamento dei dividendi 2018 avvenuto nell’esercizio chiuso.
Le disponibilità liquide, intese come depositi bancari e postali disponibili nel 2019 sono rimaste invariate.
DISTRIBUZIONE DEL GAS METANO Contesto di riferimento
L’attività di distribuzione e misura gas nel comune di Verona è esercitata in forza della concessione trentennale stipulata con il Comune di Verona il 1 gennaio 2000.
Il servizio di distribuzione gas metano è un servizio pubblico locale normato dal D.Lgs. n. 164/00 (decreto Letta); come noto, dapprima con il sopracitato decreto e poi con l’entrata in vigore in data 23 agosto 2004 della Legge n. 239 che ha modificato l’art. 15 del D.Lgs. n. 164/00, il settore della distribuzione del gas naturale ha subito profonde modificazioni tra le quali la riduzione ex lege dei termini di scadenza contrattualmente sanciti dei rapporti concessori in essere.
In particolare, l’art. 15, commi 5 e 7, del Decreto Letta ha anticipato al 31 dicembre 2005 (c.d. “periodo transitorio base”) la scadenza delle concessioni in essere al momento dell’entrata in vigore del decreto stesso e la cui scadenza naturale si sarebbe collocata oltre quella data.
Megareti Spa, sussistendo tutte le condizioni previste all’art. 15, comma 7, lett. b) dello stesso decreto, ha ottenuto il diritto a beneficiare della proroga automatica di cui al predetto art. 15, con conseguente proroga del “periodo transitorio base” sino al 31 dicembre 2010.
A seguito della riforma di affidamento del servizio di distribuzione gas naturale, il Ministero dello Sviluppo Economico, con decreto del 19 gennaio 2011, ha dapprima determinato in 177 il numero di ATEM e con successivo decreto del 18 ottobre 2011 ha individuato i Comuni appartenenti a ciascuno di detti ATEM, per i quali saranno indette le gare per l’affidamento del servizio secondo quanto previsto dal D.M. 12 novembre 2011, n° 226.
Ai sensi dell’art. 24, comma 4, D.Lgs. 93/2011, è poi stato fatto espresso divieto alle amministrazioni comunali di bandire gare singole, essendo previsto come obbligatorio per i Comuni attendere necessariamente l’avvio delle gare per ambiti territoriali ottimali, mantenendo nelle more il gestore uscente nella gestione del servizio al fine di garantire la continuità del pubblico servizio secondo quanto stabilito dall’art. 14, comma 7, del Decreto Letta.
Stante la definitiva cessazione al 31.12.2010 dell'attuale rapporto concessorio, a far data da 1.1.2011 e fino all’aggiudicazione della gara d’ambito, Megareti Spa, ai sensi del citato art. 14, comma 7, D.Lgs. 164/2000, è obbligata a garantire la continuità nella gestione del pubblico servizio in qualità di gestore.
Le scadenze inizialmente previste per la pubblicazione dei bandi di gara da parte delle Stazioni Appaltanti hanno subito, nel tempo, numerosi rinvii.
A fine 2015 è stato pubblicato il Decreto Legge n° 210 (convertito con modificazioni, dalla Legge 25 febbraio 2016, n. 21) con il quale vengono di fatto prorogati i termini per la pubblicazione dei bandi di gara da parte delle Stazioni Appaltanti ed eliminate le penalizzazioni, precedentemente previste, a carico di quelle inadempienti.
Fino ad ora i bandi pubblicati sono stati poco più di una ventina, quelli inviati, come da obbligo, dalle stazioni appaltanti ad ARERA (Autorità per la Regolazione per Energia Reti e Ambiente) sono stati ancora meno. Le uniche gare finora aggiudicate sono quelle di Milano ed Aosta, oggetto di ricorsi amministrativi, e Torino.
Vi sono stati anche casi di bandi revocati.
ARERA con la delibera 905/2017/R/GAS, successivamente corretta con Delibera n. 130/2018/R/gas, ha approvato il “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità in materia di determinazione del valore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale ai fini delle gare d’ambito” nonché il “Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità in materia di iter di valutazione dei bandi di gara”. Ha chiarito le modalità di determinazione dello scostamento VIR-RAB d’ambito e i presupposti per accedere all’iter semplificato di deroga all’obbligo di trasmissione all’Autorità degli scostamenti VIR-RAB superiori al 10% a livello di singolo Comune. E’ stato introdotto anche un percorso semplificato di valutazione dei bandi di gara, che riduce l’ambito delle verifiche da parte dell’Autorità.
Inoltre il Consiglio di Stato ha confermato la correttezza della regolazione asimmetrica (RAB o VIR) tra gestori uscenti e subentranti in tema di tariffe.
In attesa dell’aggiudicazione della gara d’ambito i distributori operanti in prorogatio devono comunque pagare i canoni previsti nei contratti scaduti. L'incasso del canone a contratto scaduto non obbliga la Pubblica Amministrazione a rinnovare la concessione.
Il D.M. 11 gennaio 2017 contenente le Linee Guida sui certificati bianchi per il periodo 2017-2020 ha parzialmente risolto l’incertezza sulla copertura, in termini di contributo tariffario, dei titoli generati dai progetti di efficienza energetica proposti in sede di gara per l’affidamento della gestione del servizio di distribuzione del gas naturale su base d’ATEM. Il D.M. ha, in particolare, 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 nazionali relativi all’anno successivo.
Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione del gas
Con la delibera 775/2016/R/gas ARERA 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 1 gennaio 2017.
Con questa delibera l’Autorità è intervenuta nella:
definizione dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi per la gestione delle infrastrutture di rete del servizio di distribuzione di gas naturale – Conferma dei tassi di riduzione annuale fissati per gli aggiornamenti degli anni 2015 e 2016 anche per gli aggiornamenti tariffari degli anni 2017, 2018 e 2019 (pari al 2,5% per le imprese distributrici appartenenti alla classe dimensionale fino a 50.000 punti di riconsegna serviti e per quelle appartenenti alla classe dimensionale oltre 50.000 e fino a 300.000 punti di riconsegna serviti; pari all’1,7% per le imprese appartenenti alla classe dimensionale oltre 300.000 punti di riconsegna serviti);
definizione dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi per la gestione delle infrastrutture di rete del servizio di distribuzione di gas diversi dal naturale – Conferma dei tassi di riduzione annuale fissati per gli aggiornamenti degli anni 2015 e 2016, pari a 0%, anche per gli aggiornamenti tariffari degli anni 2017, 2018 e 2019;
definizione dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi del servizio di misura – Conferma degli obiettivi di recupero di produttività per le attività di installazione e manutenzione e per le attività di raccolta, validazione e registrazione dei dati, fissati pari a 0% nel primo triennio del quarto periodo di regolazione e avvio di specifico monitoraggio dei costi sostenuti dalle imprese per verificare gli impatti derivanti dallo sviluppo dei programmi di messa in servizio degli smart meter;
definizione dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi del servizio di commercializzazione - Ridefinizione in aumento del costo unitario riconosciuto per il servizio di commercializzazione, in linea con i costi effettivi delle imprese sulla base dei dati riportati nei rendiconti separati per l’anno 2015, prevedendo un tasso di riduzione annuale dei costi pari a 0%
per i successivi aggiornamenti del parametro nel corso del quarto periodo di regolazione;
Con delibera 667/2018/R/gas ARERA ha proceduto all’azzeramento della componente ΔCVERunit,t, come previsto dall’art. 15 comma 3 della RTDG, riconoscendo a consuntivo, con raccolta ad hoc futura, gli importi 2018 e 2019 relativi appunto agli extra costi connessi con le verifiche dei dispositivi di conversione dei volumi sugli smart meter.
A differenza di quanto ipotizzato, ARERA, non avendo ancora concluso le verifiche in merito alla determinazione delle componenti t(tel) e t(con), ha mantenuto i termini TEL e CON definiti nella delibera in oggetto a decrescere dal 2017 fino al 2019:
definizione dei costi standard relativi ai gruppi di misura per l’anno 2019 - Determinazione pari a 135 euro/gdm per i misuratori di classe G4 e 170 euro/gdm per quelli di classe G6; riduzione dei livelli già fissati per l’anno 2017 per i misuratori di classi superiori da G10 a G40 e conferma dei livelli 2014 per le classi superiori ai G40;
riconoscimento dei costi per la messa in servizio di gruppi di misura di classe G4 e G6 nell’anno 2019 – Valutazione degli investimenti sulla base del costo effettivamente sostenuto, con un tetto pari al 150% del costo standard, in continuità con quanto applicato nel 2015.
Con Delibera 128/2019/R/gas, ARERA, in conformità ai criteri già adottati per il periodo regolatorio 2014- 2019 ha determinato le tariffe di riferimento provvisorie 2019 di Megareti Spa basate sui previsionale 2018 inviato con la raccolta RAB 2017.
Le tariffe sono definite con un WACC per il 2019 pari al 6,3% per l’attività di distribuzione e al 6,8% per la misura (Delibera 583/2015/R/com – TIWACC); per raffronto, si ricorda che i medesimi valori relativi al 2018 erano in ordine pari al 6,1% e 6,6%.
Quadro regolatorio
Nel 2019 non si sono state rilevanti novità dal punto di vista regolatorio. Il periodo di regolazione si è concluso ed è partito il nuovo periodo regolatorio 2020-2025.
Nel corso del 2019 si è vista una progressiva centralizzazione da parte del SII (Sistema Informativo Integrato) per quanto riguarda i flussi di misura ed è prevista nel corso del 2020 un ulteriore centralizzazione con riguardo alle pratiche commerciali.
Pertanto a partire dal 2020 le attività, ora in capo al distributore, verranno accentrate nel Sistema Informativo Integrato dell’Acquirente Unico e gestite dal Responsabile del Bilanciamento – Snam Rete Gas. Il distributore manterrà l’onere di comunicare le misure al SII e gestire le contestazioni relative.
L’ARERA con la delibera 669/2018/R/gas ha definito i nuovi obblighi di messa in servizio degli smart meter gas. Il progetto di progressiva sostituzione dei contatori gas di tipo tradizionale con contatori di tipo elettronico è iniziato nel 2010 con i gruppi di misura di taglia più grossa (G> 40). Negli anni successivi si è poi proceduto alla progressiva sostituzione dei gruppi di misura di classi inferiori.
Gli obiettivi che il legislatore intende raggiungere, oltre al recepimento di una direttiva europea, sono i seguenti:
promozione della concorrenza: la disponibilità di misuratori in grado di ripartire i consumi su fasce temporali permetterebbe di articolare offerte più vantaggiose nella vendita del gas al cliente finale;
migliorare il processo di allocazione: la disponibilità della telelettura per la totalità delle utenze industriali e commerciali, che determinano i maggiori consumi, e almeno il 60% delle utenze residenziali comporterà una migliore e celere definizione delle allocazioni delle partite di gas venduto.
Per le imprese distributrici con numero di clienti finali compreso tra 100.000 e 200.000 al 31 dicembre 2014, gli obblighi normativi determinano quanto segue:
il 3% installato entro il 31 dicembre 2015;
il 3% in servizio entro il 31 dicembre 2016;
il 15% in servizio entro il 31 dicembre 2017;
il 33% in servizio entro il 31 dicembre 2018;
l’85% in servizio entro il 31 dicembre 2021.
La parte più significativa e di maggior impatto economico degli investimenti previsti nel quinquennio 2019- 2023 riguarda pertanto la progressiva sostituzione dei contatori di tipo residenziale, secondo un cronoprogramma derivato dagli obblighi normativi di cui sopra. Megareti ha definito una propria calendarizzazione dell’attività, al fine di soddisfarei requisiti previsti dalla normativa, prevedendo di arrivare alla conclusione entro la prima metà del 2021.
Con la consultazione 26 novembre 2019 487/2019/R/gas, ARERA presenta nuovi orientamenti in merito all'aggiornamento degli obblighi di messa in servizio degli smart meter per l'utenza diffusa nel settore del gas naturale, all'aumento delle frequenze di raccolta della misura, al miglioramento della performance e allo sviluppo della regolazione tariffaria.
Volumi distribuiti ed operatività
Megareti Spa svolge l’attività di distribuzione e misura del gas naturale in 11 comuni presenti in tre diverse provincie e precisamente:
comuni di Verona, Illasi, Tregnago, Badia Calavena e Selva di Progno in provincia di Verona;
comune di Goito, in provincia di Mantova;
comuni di Chiampo, Arzignano, S.P. Mussolino, Nogarole Vicentino, Altissimo e Crespadoro in provincia di Vicenza.
Le reti di distribuzione gas gestite sono costituite da 1.606 km di rete attiva al 31.12.19.
Per la gestione degli impianti gas, oltre alla sede centrale di Verona, Megareti dispone anche di una sede periferica ubicata ad Arzignano (VI).
La gestione del servizio di distribuzione e misura gas a Verona viene svolta in virtù di concessione rilasciata dallo stesso Comune; invece, la gestione del servizio di distribuzione e misura gas svolta nei comuni delle provincie di Mantova e Vicenza è stata acquisita a seguito di gare pubbliche conclusesi prima dell’emanazione del decreto legislativo 11 giugno 2011 n° 93 e, pertanto, non rientranti nel meccanismo delle gare d’ambito. La concessione nei 6 comuni vicentini scadrà nel 2024 mentre quella del comune di Goito scadrà nel 2022.
Il numero medio dei punti di riconsegna PDR finali attivi nel 2019 è risultato di circa156.800 unità.
Il gas immesso in rete per la distribuzione nell’anno è risultato pari a circa complessivi 341 milioni di mc.
Iniziative ed investimenti. Attività di gestione e sviluppo
Gli investimenti realizzati da Megareti Spa nel settore della distribuzione gas nel 2019 ammontano a circa 2,48 milioni di euro.
In generale, gli investimenti nella rete di distribuzione gas effettuati in corso d’anno hanno riguardato soprattutto il proseguimento del progetto di sostituzione programmata delle condotte vetuste, con il contestuale rifacimento dei relativi allacciamenti e la progressiva estensione della protezione catodica efficace all’intera rete gas in acciaio bassa pressione.
Altri investimenti hanno riguardato interventi di sviluppo, ammodernamento e bilanciamento delle reti (chiusure di anello, estensioni e potenziamenti) e di sicurezza (sostituzione programmata allacciamenti utenti, protezione catodica).
Nel corso dell’anno si è proceduto inoltre con la progressiva estensione del telecontrollo alle cabine gas secondarie (GRF) raggiungendo a fine anno un valore percentuale di cabine telecontrollate pari al 95% del totale.
Gli investimenti nella misura gas sostenuti nel corso del 2019 ammontano a circa 2,49 milioni di euro.
DISTRIBUZIONE ELETTRICA
Contesto di riferimento
L’attività di distribuzione e misura dell’energia elettrica comprende tutte le operazioni di esercizio, manutenzione pianificazione e sviluppo delle reti in alta, media e bassa tensione; sono comprese inoltre le operazioni di gestione utenza allacci, sospensione e riattivazione della fornitura e le attività di natura commerciali quali la preventivazione e la fatturazione.
Il contesto di riferimento del settore è regolamentato dal D.Lgs 79 del 16 marzo 1999, ai sensi del quale l’attività di distribuzione e misura dell’energia elettrica è effettuata in regime di concessione ministeriale rilasciata dal Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato.
Megareti Spa risulta titolare di una concessione ministeriale dell’attività di distribuzione e misura dell’energia elettrica nei comuni di Verona e Grezzana con data di scadenza 31 dicembre 2030.
La normativa prevede che al termine della concessione, il nuovo affidamento dovrà avvenire tramite gara da effettuarsi non oltre il quinquennio precedente la scadenza del periodo transitorio e, pertanto, non oltre il 31 dicembre 2025.
Megareti Spa, in seguito di una operazione di fusione per incorporazione di AGSM Trasmissione Srl, dal 2016 svolge anche l’esercizio dei diritti di proprietà delle reti per la trasmissione di energia elettrica ai fini dell’attività di trasporto e trasformazione dell’energia elettrica sulla rete interconnessa ad alta tensione per la consegna agli utilizzatori.
Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica
L’anno 2019 rappresenta l’ultimo anno del periodo di regolazione 2016-2019 definito dalla Deliberazione 23 dicembre 2015 654/2015/R/eel.
Il periodo regolatorio era stato articolato in due sub-periodi, ciascuno di durata pari a quattro anni (NPR1 2016-2019 e NPR2 2020-2023).
E’ stato confermato dall’Autorità il disaccoppiamento della tariffa applicata ai clienti finali (tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (tariffa di riferimento).
A livello di tariffa obbligatoria con Del. 782/2016/R/eel l’Autorità ha reso efficace il 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.
Il provvedimento, secondo le indicazioni della delibera 582/2015/R/eel ha previsto che dal 1 gennaio 2017:
i corrispettivi tariffari per i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) assumano la struttura a regime trinomia denominata TD per tutti i clienti domestici, indipendentemente dalla condizione di residenza anagrafica, eliminando così ogni progressività (secondo quanto stabilito da UE in materia di consapevolezza consumi e dal D.Lgs. 102/2014);
i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema vengano ridefiniti in modo tale da smorzare l'effetto di progressività ai consumi e da limitare a due il numero di aliquote diversificate tra scaglioni di consumo annuo (da 0 a 1.800 kWh/anno; oltre 1.800 kWh/anno) e introducendo per la sola componente A3 un corrispettivo in quota fissa (euro/anno) a carico dei soli clienti non residenti;
venga superata la distinzione dei clienti domestici tra sotto-tipologie definite in base sia alla condizione di residenza anagrafica sia alla potenza contrattualmente impegnata, lasciando solo una differenziazione tra clienti residenti e clienti non residenti ai fini dell'applicazione degli oneri generali di sistema e della componente DISPBT (per le vendite).
Il provvedimento ha introdotto, inoltre, misure per facilitare la ricerca del livello ottimale di potenza contrattualmente impegnata, prevedendo per un periodo di ventiquattro mesi (dal 1 aprile 2017 al 31 marzo 2019) l'azzeramento del contributo in quota fissa a copertura degli oneri amministrativi connessi con ogni richiesta di variazione del livello di potenza disponibile e la riduzione di circa il 20% del contributo in quota potenza per gli aumenti fino a 6 kW; sono state inoltre previste misure a tutela del "diritto di ripensamento"
dei clienti, cioè di chi dovesse prima aumentare e poi ridurre o viceversa la potenza impegnata.
Per i clienti domestici che hanno aderito alla sperimentazione tariffaria per le pompe di calore (ex tariffa D1) - delibera 205/2014/R/eel – la tariffa obbligatoria è diventata completamente non progressiva dal 2017.
La tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione viene calcolata per impresa con più di 100.000 POD ed è articolata in base ai punti di prelievo POD (tranne che per la tipologia dell’illuminazione pubblica dove invece è proporzionale ai kWh distribuiti).
Megareti Spa fa parte del nucleo di aziende più grandi (> 100.000 POD) per la quali l’aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione viene calcolata in base agli incrementi patrimoniali effettivi comunicati dalle imprese nell’ambito delle raccolte dati sulla RAB.
In merito alla determinazione del costo di capitale sono stati introdotti criteri di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti e sono state revisionate le vite utili di alcuni cespiti.
Per quanto concerne la perequazione generale TIT, è stata mantenuta la novità dell’inserimento tra gli importi dei ricavi effettivi anche quelli derivanti dai ricavi per penali di reattiva per i contratti con livello di tensione MT e BT considerati in misura dell’80% (il 20% è lasciato al gestore di rete a compensazione della perequazione perdite). Tali importi, dal 2016 non vengono più versati alla CSEA come per i periodi tariffari precedenti, ma concorrono a formare il ricavo effettivo.
Dal 2017 è stata soppressa la perequazione delle ex tariffe D2 e D3 in quanto è stata prevista un'unica tariffa TD per tutti i clienti domestici e le pompe di calore di cui alla ex tariffa D1.
Con delibera 117/2019/R/eel, ARERA ha determinato le tariffe di riferimento provvisorie in continuità con le regole del periodo regolatorio (2016-2023) in base agli investimenti previsionali 2019 comunicati in RAB 2018.
Quadro regolatorio
Nel 2019 sono giunte a compimento le attività di ARERA sul tema del rifacimento delle colonne montanti con la Delibera 467/2019/R/eel) per cui è stato avviato una fase di censimento e sperimentazione.
In base alla Delibera 31/2018/R/eel, nel 2019 Megareti ha redatto e pubblicato il primo Piano per la resilienza delle reti elettriche, con orizzonte triennale.
Nel corso del 2019, l’ARERA ha avviato un procedimento di revisione della regolazione della distribuzione di energia elettrica per il secondo semiperiodo regolatorio 2020-2023.
Il procedimento, che ha richiesto diverse fasi di consultazione, è arrivato a conclusione a fine dicembre con le Delibere 566/2019/R/eel e 568/2019/R/eel, con l’approvazione dei nuovi testi integrati validi dal 2020.
Contestualmente, ARERA ha avviato anche la revisione della regolazione della distribuzione di gas naturale per il nuovo periodo regolatorio 2020-2025, che si è conclusa a fine dicembre con le Delibere 569/2019/R/gas e 570/2019/R/gas di approvazione dei nuovi testi integrati validi dal 2020.
In materia di recupero dei crediti inesigibili da parte dei distributori per la fatturazione degli oneri generali di sistema, con le Delibere 300/2019/R/eel e 495/2019/R/eel ARERA ha definito le modalità e i termini di recupero degli interessi moratori.
Per il 2019, il TIWACC ha definito per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica il valore del WACC al 5,9%, in aumento rispetto al 5,6% del 2018.
Nel mese di luglio, Megareti è stata sottoposta a visita ispettiva sulla continuità del servizio di distribuzione di energia elettrica. L’ispezione ha avuto esito positivo, con conferma del premio previsto per il 2018.
Misure elettriche
Con deliberazione 306/2019/R/eel del 16 luglio 2019 ARERA ha stabilito un aggiornamento, per il triennio 2020-2022, delle direttive per il riconoscimento dei costi dei sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura dell’energia elettrica in bassa tensione e disposizioni in materia di messa in servizio.
L’obiettivo dell’Autorità è quello di accelerare il processo di sostituzione dei contatori di prima generazione (1G) in modo da rendere disponibili le nuove funzionalità alla clientela diffusa su tutto il territorio.
In questa ottica tutti i Distributori dovranno allineare i propri piani di sostituzione a quelli del maggior operatore presente sul territorio italiano.
Megareti Spa ha ipotizzato un piano di sostituzione del proprio parco contatori bt con inizio nel 2021 e probabile completamento della fase massiva entro il 2024.
Volumi distribuiti ed operatività
Per quanto riguarda la gestione della rete elettrica, Megareti Spa svolge due attività, contabilmente e funzionalmente separate:
il servizio di distribuzione e misura nel Comune di Verona e nel Comune di Grezzana (comune contiguo e situato a nord del Comune di Verona), in virtù della concessione ministeriale di cui sopra;
il diritto di proprietà di una porzione della Rete di Trasmissione Nazionale, in virtù della fusione per incorporazione di AGSM Trasmissione, avvenuta nel 2016.
La proprietà della rete di distribuzione elettrica è di AGSM Verona Spa (capogruppo del gruppo AGSM a cui la società appartiene) e Megareti Spa ne beneficia della disponibilità in virtù di un contratto stipulato con la medesima.
Al 31/12/2019, la consistenza di tale rete è di circa 3.300 km tra alta, media e bassa tensione, e il numero di POD gestiti risulta pari a circa 169.000 unità.
L’energia elettrica distribuita nell’anno 2019 alle utenze rientranti nel perimetro dell’attività di Distribuzione è stata di circa 1,23 TWh (che diventano 1,82 TWh considerando anche le utenze AT su RTN per le quali Magareti Spa, in quanto distributore competente territorialmente, svolge attività di misura e di fatturazione del trasporto per conto di TERNA).
Megareti Spa è proprietaria di una porzione di rete di trasmissione nazionale, per la quale percepisce un canone di affitto da TERNA (che ne è a tutti gli effetti gestore di rete), la cui consistenza al 31/12/2019 è di oltre100 km.
Iniziative ed investimenti. Attività di gestione e sviluppo
Come precisato al paragrafo “Aspetti societari e rapporti con i soci”, gli impianti e le reti di distribuzione dell’energia elettrica presenti nei comuni dove Megareti Spa svolge l’attività di distribuzione sono di proprietà della capogruppo AGSM Verona Spa. Pertanto gli investimenti per manutenzione, estensione e potenziamento della rete di distribuzione sono decisi, pianificati e gestiti da Megareti Spa, ma i costi di investimento sono sostenuti in maggior parte da AGSM Verona Spa, che rimane proprietaria degli asset. Per il 2019 gli investimenti sulla rete elettrica ammontano a circa 8,2 milioni di euro per la distribuzione e 0,6 milioni di euro per la misura.
Le principali linee di investimento hanno riguardato: il proseguimento del piano di manutenzione e rinnovo programmato delle cabine secondarie con estensione del sistema di telecontrollo, la sostituzione programmata degli elementi di impianto (trasformatori, interruttori, ecc), il proseguimento del piano di sostituzione delle linee aeree con cavo interrato.
Di particolare rilievo lato AT: i) presso la Ric. Sud, il completamento del montaggio del ponte sbarre del nuovo quadro blindato MT e la messa in servizio di un nuovo trasformatore 132/20,8 kV da 40 MVA; ii) presso la Ric. Nord, il completamento del nuovo montante della linea L72 a 50kV; iii) presso la CP Campo Marzo, la messa in servizio del nuovo montante della linea RTN Terna 23-511; iv) presso la Ric. Ovest, la sostituzione di un interruttore AT e di due TV sempre in AT
Inoltre, seppur con qualche rallentamento amministrativo, è proseguito l’iter autorizzativo della nuova CP Marangona.
Di particolare rilievo lato MT: la realizzazione/rifacimento di 43 cabine secondarie; ii) la conclusione dell’ultimo lotto (il 6°) relativo il potenziamento di due dorsali collinari.
Sulla porzione di rete di trasmissione nazionale di cui Megareti Spa è proprietaria, nel corso del 2019 non ci sono stati interventi strutturali rilevanti. Si sono svolte attività di progettazione e di analisi di fattibilità per interventi di spostamento di elettrodotti su richieste di terzi.
Iniziative ed investimenti Centrale Operativa di Controllo e Telecontrollo
Nel corso del 2019 Megareti ha progettato una nuova rete di telecontrollo in fibra, stante le crescenti necessità di alta affidabilità e velocità, Tale progetto prevede la realizzazione di una rete di back bone ad alta velocita ed affidabilità che collegherà tutte le cabine primarie e parte di cabine secondarie alla sede centrale.
Ciò rappresenterà l’ossatura principale della rete di telecontrollo. Questa struttura di rete garantirà sicurezza e affidabilità nel transito delle informazioni tra il centro e la periferia utile a consentire il telecontrollo delle apparecchiature installate in cabina secondaria e, ove possibile, altri tipi di sensori allo scopo di veicolare presso i sistemi centrali tutte le informazioni acquisite in campo.
Dal punto di vista della sicurezza dei sistemi informatici, Megareti nel corso della seconda parte del 2019 ha avviato il progetto “Ciber Security” che consentirà nel corso del 2020 di avere una struttura per il monitoraggio della sicurezza informatica e per la gestione delle emergenze in ottemperanza alle prescrizioni normative in materia. Nel corso degli anni successivi verranno implementati una serie di interventi finalizzati a rendere i sistemi più sicuri.
PROVVEDIMENTI COMUNI A DISTRIBUZIONE ELETTRICA E GAS
Certificati bianchi
I Certificati Bianchi o Titoli di Efficienza Energetica (TEE) sono titoli che certificano il risparmio energetico negli usi finali dell’energia, ottenuto attraverso interventi e progetti.
Il sistema dei TEE è stato introdotto nel 2004 riconoscendo un titolo per ogni tonnellata equivalente di petrolio (tep) risparmiata; da allora vengono fissati annualmente degli obiettivi nazionali da parte del Ministero dell’Ambiente e Territorio e del Ministero per lo Sviluppo Economico, che vengono suddivisi tra i vari soggetti obbligati.
La legislazione definisce “soggetto obbligato” ogni distributore che abbia più di 50.000 punti di fornitura gestiti.
I distributori di energia elettrica e gas possono assolvere al proprio obbligo realizzando direttamente progetti di efficienza energetica che diano diritto al rilascio di TEE da parte del GSE (Gestore Servizio Elettrico) oppure acquistando sul mercato TEE da altri soggetti che li generano (tipicamente si tratta di Energy Service Company – ESCO) oppure tramite accordi bilaterali.
I titoli vengono assegnati e depositati in un apposito registro (chiamato anche “portafoglio”) di cui ciascun distributore è titolare. Al termine del periodo di riferimento i titoli presenti nel portafoglio vengono annullati e viene riconosciuto un controvalore che assume il termine di "contributo".
Megareti Spa, in quanto "soggetto obbligato", è coinvolta nel meccanismo, dovendo raggiungere i propri obiettivi annuali.
L’obbligo di annullamento per il 2019 è pari a 15067 Certificati Bianchi per l’energia elettrica e 43491 per il gas.
Nel corso del 2019 l’approvvigionamento di TEE è avvenuto quasi interamente tramite acquisto di titoli in
“borsa” istituita presso il GME (Gestore Mercato Elettrico) ed in minima quantità tramite contratti bilaterali.
Il sistema dei Certificati Bianchi era considerato uno dei migliori meccanismi per incentivare ed ottenere efficienza energetica. Tale sistema ha però evidenziato alcune lacune, in quanto le base lines sulle quali era possibile fare un progetto avevano degli standard troppo bassi rispetto alle nuove tecnologie e quindi le possibilità per ottenere titoli risultavano ridotte, portando ad una carenza di certificati con conseguente aumento dei prezzi negli scambi sul mercato.
Per far fronte a queste problematiche Il Ministero dello Sviluppo Economico ha emanato il Decreto 11/01/2017, successivamente modificato e corretto con il Decreto 10/05/2018.
Tali decreti hanno alzato la qualità dell’efficientamento energetico ma non hanno semplificato l’emissione dei titoli con la conseguenza che non si sono riscontrati gli aumenti attesi in termini di quantità degli stessi
Sono state eliminate le schede standard che semplificavano l’ottenimento dei certificati e sono stati introdotti maggiori vincoli di misurabilità e confrontabilità per i singoli progetti.
Un'altra novità importante, introdotta dal Decreto per calmierare le eccessive oscillazione dei prezzi dei titoli in borsa, è stata quella di stabilire un importo massimo per il contributo riconosciuto ai titoli annullati pari a 250 €.
Contemporaneamente il GSE ha mantenuto gli obblighi minimi in termini di titoli da annullare e ha dato la possibilità, a chi non fosse in grado di raggiungerli, di acquistare presso il GSE stesso dei titoli “virtuali”, ovvero non derivanti da progetti veri e propri. Tali titoli sono ceduti ad un prezzo di 260 € ai soggetti obbligati che abbiano in portafoglio almeno il 30 % degli obblighi.
Nel corso del 2019 ci sono stati vari tavoli di lavoro che hanno visto coinvolte le associazioni di categoria, ARERA e il GSE. L’attesa di una legislazione che rinnovi il meccanismo dei Certificati Bianchi è inalterata.
Da parte dei soggetti obbligati rimane una certa fiducia nel sistema ma è necessario trovare un modo per semplificare le procedure e allargare la base sulla quale poter chiedere e ottenere la certificazione dei risparmi energetici legati ad ogni singolo intervento. Purtroppo, l’attuale situazione di stallo non fa prevedere novità in tempi brevi.
L’ultimo rapporto pubblicato dal GSE evidenzia un calo del numero di Tee emessi per circa 1 mln di titoli.
Contemporaneamente si è verificata una diminuzione di circa 500 progetti presentati, rispetto al precedente anno d'obbligo. Dati preoccupanti anche perché si era già verificato un consistente calo dei valori, confermando un trend negativo che prosegue da almeno 3 anni.
Se consideriamo inoltre che ARERA con la Determina 31 gennaio 2020 1/2020 – DMRT ha aumentato ulteriormente gli obblighi nei confronti dei soggetti obbligati, il quadro è quantomeno preoccupante.
Aspetti societari e rapporti con i soci
Megareti Spa è partecipata da AGSM Verona Spa per una quota pari al 99,76% e dalla società COVIGAS Srl (società patrimoniale partecipata dai comuni di Illasi, Tregnago e Badia Calavena della provincia di Verona) per il rimanente 0,24%.
La rete di distribuzione del gas presente nell’impianto di Verona è prevalentemente di proprietà di Megareti Spa. Nelle altre reti dove Megareti Spa svolge l’attività di distribuzione e misura del gas naturale, gli impianti sono prevalentemente di proprietà dei singoli comuni ovvero società patrimoniale delle reti, ai quali viene riconosciuto un canone per il loro utilizzo.
Gli impianti e le reti di distribuzione dell’energia elettrica presenti nei comuni di Verona e Grezzana sono invece di proprietà della capogruppo AGSM Verona Spa. Per l’utilizzo di questi impianti Megareti Spa riconosce ad AGSM Verona Spa un canone regolato da apposito contratto.
Tutti gli investimenti sulle reti ed impianti gas ed energia elettrica sono autonomamente disposti e pianificati dal distributore, in qualità di gestore delle reti, sulla base delle necessità di sicurezza, qualità del servizio ed opportunità di business; tutti i costi relativi agli investimenti sono sostenuti dal distributore, tranne quelli realizzati sulla rete elettrica che, essendo di proprietà di AGSM Verona Spa, vengono sostenuti dalla stessa (e remunerati attraverso canone corrisposto dal distributore).
Aggiornamento situazione ricorsi amministrativi
Ai sensi della deliberazione VIS 54/11, l’Autorità ha effettuato nel mese di maggio del 2011 una visita ispettiva presso la sede di AGSM Distribuzione Spa (ora Megareti Spa) al fine di controllare il rispetto da parte dell’esercente degli obblighi di separazione funzionale e contabile previsti nelle parti IV e V del TIU (deliberazione AEEG 11/07).
A seguito dell’ispezione, con delibera VIS 104/11 del 17 novembre 2011, l’Autorità ha avviato un procedimento sanzionatorio nei confronti di Megareti Spa per violazione di disposizioni della regolazione in materia di Unbundling funzionale, contabile ed in materia tariffaria.
Il procedimento di cui sopra si è concluso con la deliberazione 42/2017/S/COM del 2 febbraio 2017, con il quale l’AEEGSI ha irrogato nei confronti di Megareti Spa tre sanzioni amministrative per un importo complessivo pari ad euro 2.831 mila.
Il 31.10.2018 il TAR della Lombardia ha accolto il ricorso presentato da Megareti Spa, annullando la deliberazione 42/2017/S/COM. Nel mese di dicembre 2018 ARERA ha presentato appello avverso al Consiglio di Stato. Nello stesso mese di dicembre 2018, Megareti si è costituita in giudizio. Al momento della stesura della presente non ci sono evidenze circa i tempi per la discussione dell’appello.
Nel mese di febbraio 2018, Megareti Spa ha depositato un ricorso presso il TAR Veneto contro il Comune di Verona per l’annullamento della deliberazione comunale 2017/443 avente per oggetto il ripristino del canone concessorio, a valere dall’esercizio 2013 fino alla conclusione della gara d’Ambito e all’affidamento del servizio al nuovo gestore, per un importo di euro 1.933 mila annui. Tale onere, inizialmente previsto nel contratto di concessione, era stato consensualmente annullato con delibera della Giunta Comunale risalente al 2004. Al 31.12.2019 il TAR Veneto non si è ancora pronunciato in merito al ricorso.
Nell’anno 2018 il Comune di Aosta, in qualità di Stazione Appaltante, ha bandito una gara per l’affidamento in concessione del servizio di distribuzione del gas naturale nell’ambito territoriale Valle d’Aosta.; Megareti Spa ha partecipato alla suddetta gara depositando tutta la documentazione richiesta.
Le operazioni di gara espletate dalla Commissione Giudicatrice si sono concluse in data 29 novembre 2019 e con determinazione 1055 della Stazione Appaltante del 20/12/2019 è stato formalizzato l’esito della gara.
Nei mesi di gennaio e febbraio 2020 Megareti Spa ha presentato due ricorsi al TAR Valle d’Aosta per l’annullamento della determinazione 1055.
RISORSE UMANE, ORGANIZZAZIONE
Elementi caratterizzanti, criticità ed obiettivi Risorse umane
Il numero medio dei dipendenti di Megareti Spa nel corso del 2019 è di 204 unità. Il costo del lavoro si attesta ad euro 13.151 mila, il costo medio è stato pari ad euro 64 mila.
Da un punto di vista organizzativo il 2019 ha visto la continuazione di progetti della direzione tesi al completamento e alla riorganizzazione dell’organico nelle principali aree aziendali.
In relazione alla formazione, sono state erogate circa 15 ore di formazione media per dipendente. I temi maggiormente sviluppati hanno riguardato sicurezza e sviluppo tecnico/professionale; è proseguito il percorso di formazione manageriale per personale con qualifica di quadro ed è stata erogata una azione formativa specifica in tema di Anticorruzione e Trasparenza.
Organismo di Vigilanza
Il Consiglio di Amministrazione ha nominato l’Organismo di Vigilanza composto da tre membri al fine di vigilare sull’adeguatezza, sull’aggiornamento, sul funzionamento e sull’osservanza del “Modello di organizzazione, gestione e controllo” ai sensi del D.Lgs.231/01 231 e sull’osservanza delle norme contenute nel “Codice etico di comportamento“.
INFORMAZIONI OBBLIGATORIE AI SENSI DELL’ART.2428 Cc
L'attività della Società è sviluppata nella sede legale; le scritture contabili e tutti gli altri servizi amministrativi sono effettuati in service dalla Controllante AGSM Verona Spa, presso la propria sede legale di Verona. I documenti contabili sono conservati presso gli uffici amministrativi della stessa AGSM Verona Spa.
art. 2428 Cc, II comma, punto 1) Attività di ricerca e sviluppo
Nel corso dell’esercizio 2019 non sono state eseguite attività di sviluppo.
art. 2428 Cc, II comma, punto 2) Operazioni con parti correlate
I rapporti con imprese del Gruppo hanno prevalentemente riguardato servizi di vettoriamento (energia elettrica, gas) alla correlata AGSM Energia Spa remunerati secondo le tariffe definite dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambienti e prestazioni di servizi effettuati alla Controllante dalla Centrale Operativa di Controllo e Ufficio Segnalazione Guasti. AGSM Verona Spa, proprietaria delle reti di distribuzione elettrica nel Comune di Verona concede le medesime reti in affitto a Megareti Spa. La Capogruppo presta anche servizi generali e di struttura regolamentati da specifici contratti a valori normali di mercato. Nei commenti della nota integrativa al bilancio sono dettagliati i saldi e la natura delle operazioni poste in essere nell’esercizio. La società partecipa al consolidato fiscale nazionale e alla gestione IVA accentrata del Gruppo AGSM.
art. 2428 Cc, II comma, punto 3-4) Azioni proprie o quote di società controllanti La società non detiene azioni proprie né azioni o quote di società controllanti.
art. 2428 Cc, II comma, punto 6) L’evoluzione prevedibile della gestione
Come già esposto nei precedenti capitoli di competenza, si richiamano brevemente le questioni relative alla possibile evoluzione di gestione negli anni successivi al 2019.
Distribuzione del gas naturale
I termini utili per le pubblicazioni dei bandi di gara della distribuzione del gas negli ambiti in cui è presente Megareti, risultano i seguenti:
Verona 1 - Città di Verona e Nord: 11 aprile 2017 (scaduto);
Vicenza 4 - Valli dell'Agno e del Chiampo: 11 marzo 2017 (scaduto);
Mantova 1 - Città di Mantova e Nord - Ovest: 11 febbraio 2019.
La stazione appaltante di Vicenza 4, con determinazione dirigenziale del 28/03/2019 ha disposto l'avvio della procedura ristretta per la gara ad evidenza pubblica del servizio di distribuzione gas metano dell'Atem, approvando il bando di gara. Il termine per la presentazione delle domande di partecipazione è il 30/06/2020.
Misura del gas naturale: smart meter e telegestione
Proseguirà la progressiva sostituzione dei contatori, come previsto dalla regolazione ARERA:
b) Punti di riconsegna esistenti con classe del gruppo di misura minore o uguale a G 6
85% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2021.
Megareti ha definito una propria calendarizzazione dell’attività, al fine di soddisfarei requisiti previsti dalla normativa, prevedendo di arrivare alla conclusione entro la prima metà del 2021.
Distribuzione di energia elettrica
Il quadro normativo di riferimento per l’attività di Distribuzione Elettrica non prevede per il 2020 novità di rilievo che impongano interventi in discontinuità con il passato.
Nel 2019 sono giunte a compimento le attività dell’ARERA sul tema del rifacimento delle colonne montanti con la Delibera 467/2019/R/eel per cui sarà avviata una fase di censimento e sperimentazione.
Nell’ambito di tutti gli altri interventi di ammodernamento o di sviluppo, tutte le cabine che verranno rifatte saranno dotate di quadri di media tensione motorizzati in modo da essere tutte telecontrollate e telecomandate; proseguirà inoltre il progetto di progressiva implementazione del telecontrollo nelle cabine secondarie dotate di quadri motorizzati.
E’ prevista la conclusione delle attività autorizzative e l’inizio della realizzazione della nuova infrastruttura elettrica (due dorsali MT ed 11 cabine secondarie di fornitura in MT) per l’alimentazione della nuova filovia.
Nel 2020 è prevista la conclusione dell’attività di “sperimentazione per il cambio di tensione massivo” a partire dalla quale sarà redatto un nuovo Capitolato per il “cambio tensione massivo”, esplicata la gara per l’affidamento dell’attività e predisposto un opportuno gruppo operativo per gestire tutta l’attività di cambio tensione massivo che per il 2020 si prefigge l’obiettivo ambizioso di realizzare circa 4.000 passaggi a 400V.
Per quanto riguarda gli impianti AT, nel 2020 dovrebbero concludersi le pratiche autorizzative per la realizzazione della nuova CP Marangona e delle dorsali che da questo impianto si dirameranno verso nord e verso est e dovrebbe concludersi la fase di progetto definitivo ed esecutivo dell’impianto.
Misura dell’energia elettrica: smart meter “2G”
Megareti ha ipotizzato un piano di sostituzione dell’attuale parco contatori bassa tensione (1G) con i nuovi modelli (2G) con inizio nel 2021 e probabile completamento della fase massiva entro il 2024.
Il parco contatori complessivo è pari a circa 180 mila unità.
Quadro regolatorio
Per la distribuzione di gas naturale è uscita, con deliberazione 570/2019/R/GAS, la regolazione per il periodo tariffario 2020-2025 (quinto periodo). Vi è stato un pesante ed inatteso ridimensionamento dei costi operativi riconosciuti, che è stato considerato nelle previsioni di budget ed è stato oggetto di rimostranze da parte delle associazioni di categoria.
Per la distribuzione di energia elettrica il 2020 sarà in sostanziale continuità con il 2019 essendo all’interno del medesimo periodo tariffario, 2016-2023 (quinto periodo).
Per quanto attiene le tariffe di riferimento, i valori del WACC sono stati rideterminati per il sub-periodo 2019-2021 con la medesima metodologia aggiornando i parametri: tasso di rendimento delle attività prive di rischio; premio per il rischio Paese; tassi di inflazione; parametri fiscali; «gearing» ovvero il rapporto tra il capitale di debito (D) e la somma di capitale proprio e capitale di debito (D+E).
I parametri base sono stati stabiliti con la Delibera 639/2018/R/com
Con la Delibera 626/2018/R/eel l’Autorità ha rinviato di un altro anno (al 01/01/2020) l’ultimo step della riforma del sistema tariffario (servizi a rete e oneri generali di sistema) per le utenze domestiche elettriche.
INFORMAZIONI AI SENSI DELL’ART.2428, II COMMA, punto 6 bis, Cc. E GESTIONE DEI RISCHI
Le risorse finanziarie della società, ovvero le necessità finanziarie sono gestite dalla capogruppo tramite contratto di cash-pooling zero balance. L’onere sull’ eventuale esposizione finanziaria è legato al costo sostenuto dalla Capogruppo sul conto di tesoreria connesso all’andamento dell’Euribor. La Società è pertanto soggetta al rischio di tasso. Non sono stati utilizzati strumenti a copertura di detto rischio.
Rischio di mercato
In qualità di Distributore di energia e gas, la Società opera in regime di concessione e pertanto il rischio di mercato non è da considerarsi significativo. Medesime valutazioni valgono anche per il rischio prezzo, operando in regime tariffario.
La recente normativa relativa alle gare d’ambito nel settore della distribuzione gas, pur costituendo un’opportunità, mettendo in gara anche la distribuzione gas del comune di Verona comporta per Megareti Spa il rischio di perdere una fonte rilevante di attività. Stante le tempistiche non immediate si ritiene il rischio non significativo.
Rischio credito
Il rischio credito rappresenta l'esposizione a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti commerciali. Tale rischio discende in primis da fattori di natura tipicamente economico-finanziaria, ovvero dalla possibilità che si verifichi una situazione di default di una controparte.
L'esposizione al rischio di credito è connessa in modo preponderante al crescente numero di players commerciali sul mercato libero di energia elettrica e di gas naturale. Al fine di controllare tale rischio si sono implementate procedure ed azioni per il monitoraggio dei flussi di incassi e le eventuali azioni di recupero. I crediti commerciali sono esposti in bilancio al netto di eventuali svalutazioni.
Rischio liquidità
Il rischio liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie non siano sufficienti per far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e scadenze prestabiliti. Tale rischio nasce dalla possibilità che ritardi nella fatturazione del ciclo attivo e dal relativo rischio di credito possano compromettere il pagamento dei fornitori. La Società è attenta alla movimentazione del capitale circolante con attività di monitoraggio della tempestività di fatturazione e, come descritto sopra, al controllo del rischio di credito.
Rischio di compliance normativa
La Società opera in un settore con un alto livello di regolamentazione e quindi una potenziale fonte di rischio è rappresentata dalla costante evoluzione del contesto normativo e regolatorio di settore (ARERA, GSE, Ministero dell’Ambiente ecc.) che impatta sia sulla gestione operativa dei processi di business sia sui rapporti con la clientela.
La Società, al fine di monitorare e gestire al meglio queste evoluzioni normative ed i rischi da esse derivanti, ha adottato le misure a seguire:
ogni referente di funzione ha disponibile l'accesso web, ciò consente di monitorare la normativa direttamente sui siti istituzionali dei regolatori. Tramite web è inoltre possibile l'accesso ad una banca dati normativa aggiornata tenuta da società del settore;
è stato sottoscritto un abbonamento per ricevere gli alert via mail con le scadenze rilevanti degli obblighi normativi di settore ed i relativi riferimenti;
il personale partecipa alle riunioni e presentazioni ritenute importanti tenute dall' ARERA e l'associazione di categoria Federutility;
la società di assistenza software ha l'obbligo di verificare l'impatto delle delibere dell' ARERA sul sistema (software per fatturazione e gestione obblighi normativi), proponendo soluzioni ed analizzando detto impatto normativo congiuntamente con il cliente;
in caso di particolari tematiche ci si riserva in ogni caso di procedere con l'assistenza di consulenze qualificate in materia.
Fondo rischi ed oneri
Relativamente alle attività di gestione e mitigazione dei rischi la Società, in presenza di obbligazioni attuali conseguenti ad eventi passati che possono essere di tipo legale e/o contrattuale, ha effettuato negli anni accantonamenti in appositi fondi rischi e oneri, presenti tra le passività del bilancio, ritenuti adeguati alle potenziali perdite che la Società potrebbe subire.
INFORMAZIONI AI SENSI DELL’ART. 2497 BIS, IV COMMA, COD.CIV.
Ai sensi e per gli effetti di cui agli artt. 2497 e ss. Cod.Civ., si evidenzia che la Società è soggetta all’attività di direzione e coordinamento di AGSM Verona Spa quale socio di maggioranza che ne effettua il consolidamento del bilancio, a sua volta soggetta a direzione e coordinamento da parte del Comune di Verona, titolare dell’intero pacchetto azionario.
L’attività di direzione e coordinamento viene esercitata dalla Capogruppo, oltre che sulla nostra Società, sulle seguenti società:
- AGSM ENERGIA Spa partecipata al 94,85%;
- AMIA Verona Spa partecipata al 100%;
- Holding AGSM Albania SHA partecipata direttamente al 75% e indirettamente al 25%;
- Consorzio Industriale Canale G. Camuzzoni di Verona Scarl partecipata al 75%;
- ENERGIA E INFRASTRUTTURE ESCO Srl partecipata al 100%- inattiva- - AGSM ENERGIA EST VERONESE Srl partecipata al 100%;
- IEG in liquidazione Srl partecipata al 100%;
- Parcoeolico Carpinaccio Srl partecipata al 63%;
- Parco Eolico Riparbella Srl partecipata al 63%;
- VEGA in liquidazione Srl partecipata al 51%;
- 2V Energy Srl partecipata indirettamente al 100%;
- TRANSECO Srl partecipata indirettamente al 100%;
- SER.I.T Srl partecipata indirettamente al 99,74%;
L’attività di direzione e coordinamento della Capogruppo ha effetto tramite la nomina di un Consiglio di Amministrazione, le previsioni statutarie ed il regolamento infragruppo.
I rapporti con la Capogruppo sono regolati da appositi contratti di servizio, in virtù dei quali AGSM Verona Spa, avvalendosi delle proprie strutture, assicura alle Società Controllate il supporto per il corretto svolgimento delle attività gestionali e amministrative, oltre alla disponibilità di uffici, infrastrutture e relativi servizi. Megareti Spa è titolare anche della distribuzione del gas e energia elettrica nel Comune di Verona e pertanto fornisce ad AGSM Energia Spa i relativi servizi di vettoriamento in regime regolato. Per maggiori dettagli sulle transazioni infragruppo si rimanda alla nota integrativa.
Una regolazione contrattuale infragruppo omogenea e l’applicazione di condizioni economiche analoghe a quelle di mercato fa sì che il rapporto tra la Società, la Controllante e le altre Società Controllate sia incentrato sulla correttezza e trasparenza, sul rispetto delle politiche di gruppo e sulla ricerca di efficienza ed economicità.
La capogruppo AGSM Verona Spa, nell’ambito delle facoltà di legge e delle previsioni statutarie, fornisce sostegno all’attività sociale anche mediante attività di supporto e coordinamento finanziario; partecipa inoltre al consolidato fiscale nazionale, che consente un’ottimizzazione nella determinazione del carico fiscale di Gruppo.
ALTRE INFORMAZIONI
Misurazione del rischio ai sensi del T.U. delle Società Partecipate (D.Lgs. 175/2016)
Come previsto dal Testo Unico delle Società Partecipate (D. Lgs. 175/2016) al comma 2 dell’art. 6 (Principi fondamentali sull'organizzazione e sulla gestione delle società a controllo pubblico) ed ai commi 2, 3 e 4 dell’art. 14 (Crisi d'impresa di società a partecipazione pubblica) Megareti Spa ha individuato una serie di parametri per la valutazione del rischio di crisi aziendale dalla cui analisi emerge che la società si trova in situazione di equilibrio economico, finanziario e patrimoniale. Gli indicatori analizzati sono i seguenti:
il margine operativo netto risulta positivo negli ultimi tre esercizi;
la società non ha registrato perdite d’esercizio che abbiano comportato un’erosione del patrimonio netto negli ultimi tre esercizi;
le relazioni redatte dalla società di revisione e dal collegio sindacale negli ultimi tre esercizi non hanno presentato dubbi di continuità aziendale;
l’indice di struttura finanziaria, dato dal rapporto tra patrimonio netto più debiti a medio e lungo termine e attivo immobilizzato, risulta ampiamente superiore al livello di soglia individuato che è pari a 1;
il peso degli oneri finanziari, misurato come rapporto e margine operativo lordo e oneri finanziari , per il quale è stata individuata una soglia individuata di 4,5, è insignificante per l’esiguità degli oneri finanziari.
Lo schema successivo riepiloga l’analisi degli indicatori condotta per gli ultimi tre esercizi:
2019 2018 2017 2016
Margine operativo netto * 15.455 11.394 12.976 10.046
Utile (Perdita) di esercizio * 11.338 8.458 9.483 7.012
Indice di struttura finanziaria 2 2 2 -
* Valori in €/migliaia
Sedi secondarie
La società ha una sede secondaria ubicata ad Arzignano (VI), in località Tezze.
Il Presidente
del Consiglio di Amministrazione Alessandro Montagna
Verona, 3 marzo 2020
STATO PATRIMONIALE
2019 2018
B) Immobilizzazioni
I- Immobilizzazioni immateriali
3) diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzazione delle opere dell'ingegno 23.924 22.758
4) concessioni, licenze, marchi e diritti simili 12.780.127 13.245.028
6) immobilizzazioni in corso e acconti 1.315.180 1.205.345
7) altre 86.879 114.618
Totale immobilizzazioni immateriali 14.206.110 14.587.750
II - Immobilizzazioni materiali
1) terreni e fabbricati 872.494 903.328
2) impianti e macchinari 72.516.740 70.729.387
3) attrezzature industriali e commerciali 685.489 640.750
4) altri beni 324.814 462.857
5) immobilizzazioni in corso e acconti 836.421 777.855
Totale immobilizzazioni materiali 75.235.958 73.514.176
Totale immobilizzazioni 89.442.068 88.101.926
C) Attivo circolante I - Rimanenze
1) materie prime, sussidiarie e di consumo 1.019.423 352.263
3) lavori in corso su ordinazione 77.391 46.195
5) acconti 198 -
Totale rimanenze 1.097.012 398.458
II - Crediti
1) verso clienti 10.808.793 11.188.794
4) verso controllanti 1.094.938 4.795.814
5) verso imprese sottoposte al controllo delle controllanti 11.108.828 10.383.912
5-bis) crediti tributari - 46.070
5-ter) imposte anticipate 5.134.970 4.690.242
5-quater) verso altri 7.850.821 6.802.341
entro 12 mesi 7.790.979 6.755.711
oltre 12 mesi 59.843 46.630
Totale crediti 35.998.350 37.907.172
III - Attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni
7) attività finanziarie per la gestione accentrata della tesoreria 44.105.085 45.826.327
verso controllante 44.100.565 45.826.327
verso controllata da controllante 4.520 -
Totale attività finanziarie che non costituiscono immobilizzazioni 44.105.085 45.826.327 IV - Disponibilità liquide
1) depositi bancari e postali 7.698 7.009
3) denaro e valori in cassa 500 500
Totale disponibilità liquide 8.198 7.509
Totale attivo circolante 81.208.645 84.139.465
D) Ratei e risconti
Ratei attivi 384 -
Risconti attivi 1.186.883 1.627.526
Totale ratei e risconti 1.187.267 1.627.526
TOTALE ATTIVO 171.837.981 173.868.917
