2016
Bilancio 2016
ORGANI SOCIALI, DI GESTIONE E CONTROLLO
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE Presidente: Enrico Carifi
Consigliere: Italo Bonomi Consigliere: Alice Rizzi Consigliere: Emma Stepan Consigliere: Gianluca Gesuita
DIRETTORE OPERATIVO Paolo Dall’O’
COLLEGIO SINDACALE Presidente: Luca Signorini
Sindaco Effettivo: Donatella Bonizzato Sindaco Effettivo: Salvatore Belardo
SOCIETA’ DI REVISIONE PricewaterhouseCoopers 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
2016
RELAZIONE SULLA GESTIONE
Signori Soci,
il Bilancio di esercizio di Megareti Spa evidenzia al 31 dicembre 2016 un risultato pari ad euro 7.012 mila contro euro 8.050 mila dell’esercizio precedente dopo aver effettuato ammortamenti, svalutazioni ed accantonamenti per euro 6.021 mila e registrato imposte di competenza per euro 3.209 mila.
Il margine operativo lordo (MOL) si è attestato ad euro 16.066 mila pari al 24% 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 è la nuova denominazione sociale di AGSM Distribuzione Spa a partire dal 23 maggio 2016. La Società 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 2016 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.
Nel 2016 la società ha incorporato AGSM Trasmissione Srl, proprietaria di asset inseriti nella rete di trasmissione nazionale (RTN) quest’ultima gestita da Terna Spa e con la quale la società ha stipulato una convenzione volta a disciplinare tutti gli aspetti di gestione, manutenzione e sviluppo della porzione di rete posseduta. Gli effetti contabili di tale operazione sono riportati in allegato alla nota integrativa.
PRINCIPALI ASPETTI ECONOMICO-FINANZIARI
L’energia elettrica complessivamente distribuita nel 2016 è pari a 1,664 TWh, 9% in più rispetto al 2015. Nel settore del gas i volumi distribuiti sono stati 353 milioni di metri cubi, senza sostanziali scostamenti rispetto al 2015.
Come precedentemente ricordato, il risultato netto si attesta a complessivi euro 7.012 mila con una flessione di euro (1.038) mila rispetto al risultato dell’esercizio 2015, che ammontava ad euro 8.050 mila. La Società ha chiuso il 2016 con un indice di redditività sul capitale proprio (ROE) pari all’ 8%
Lo schema successivo riepiloga i principali valori di conto economico:
2016 % 2015 % variazione
Valore della produzione 65.888 100% 64.189 100% 1.699
Ricavi delle vendite 63.672 97% 62.398 97% 1.275
Altri ricavi 2.216 3% 1.792 3% 424
Oneri esterni 34.673 53% 35.610 55% (936)
Acquisti materie prime 1.110 2% 1.025 2% 85
Prestazioni di servizi 17.537 27% 16.894 26% 643
Godimento beni di terzi 14.629 22% 14.910 23% (282)
Altri costi di gestione 1.398 2% 2.780 4% (1.383)
Valore aggiunto 31.215 47% 28.580 45% 2.635
Costo del lavoro 15.149 23% 13.037 20% 2.112
Margine operativo lordo 16.066 24% 15.543 24% 523
Ammortamenti e accantonamenti 6.021 9% 3.567 6% 2.454
Ammortamenti 3.947 6% 3.181 5% 766
Svalutazione dei crediti 71 0% 166 0% (95)
Altri accantonamenti 2.002 3% 219 0% 1.783
Margine operativo netto 10.046 15% 11.977 19% (1.931)
Gestione finanziaria 176 0% 212 0% (37)
Proventi finanziari 298 0% 220 0% 78
Oneri finanziari (122) 0% (8) 0% (115)
Risultato prima delle imposte 10.221 16% 12.189 19% (1.968)
Imposte sul reddito 3.209 5% 4.140 6% (930)
Utile (Perdita) di esercizio 7.012 11% 8.050 13% (1.037)
• Il valore della produzione ammonta ad euro 65.888 mila con un incremento di euro 1.699 mila (pari al 3%) rispetto al 31 dicembre 2015;
• il valore aggiunto, ovvero la differenza tra ricavi e oneri esterni, ammonta ad euro 31.215 mila con un incremento di euro 2.635 mila rispetto all’esercizio precedente, pari al 9% ;
• il margine operativo lordo (MOL) si attesta ad euro 16.066 mila con un incremento di euro 523 mila ed è pari al 26% del valore della produzione (24% al 31 dicembre 2015);
• il valore degli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni ammonta ad euro 6.021 mila e il raffronto con l’esercizio precedente non è significativo se si tiene conto che la voce oneri diversi di gestione comprendeva l’accantonamento di euro 1.822 mila per canone non ricognitorio:
• i proventi finanziari netti ammontano ad euro 176 mila e sono rimasti sostanzialmente invariati rispetto all’esercizio precedente;
• l’utile ante imposte ammonta ad euro 10.221 mila, in diminuzione del 16% per euro 1.968 mila rispetto all’esercizio precedente.
Per quanto riguarda i ricavi delle vendite che sono variati di euro 1.275 mila rispetto al 2015, la voce è composta da:
• ricavi da vettoriamento, misura e trasmissione dell'energia elettrica per euro 38.354 mila, di cui euro 23.348 mila relativi ad operazioni infragruppo con la correlata AGSM Energia Spa;
• ricavi da vettoriamento e misura del gas per euro 19.216 mila, di cui euro 12.997 mila realizzati con la correlata AGSM Energia Spa.
I ricavi per allacciamenti, pari ad euro 2.043 mila, non hanno registrato sostanziali variazioni rispetto all’anno precedente.
Gli altri ricavi (comprensivi di incrementi per lavori interni) passano ad euro 2.216 mila da euro 1.792 mila dell’esercizio e comprendono prevalentemente sopravvenienze su componenti stimati di anni precedenti.
I costi operativi ammontano ad euro 34.673 mila contro euro 35.610 mila del 2015. La riduzione significativa è dovuta sostanzialmente allo stanziamento presente fino all’anno precedente del canone non ricognitorio richiesto dal Comune di Verona. I costi di personale ammontano ad euro 15.149 mila, e contengono gli oneri di natura eccezionale per euro 2.380 mila dovuti al piano di prepensionamento volontario del personale.
Gli ammortamenti ammontano ad euro 3.947 mila aumentati di euro 766 mila perché nell’esercizio precedente la rete gas era stata acquisita in corso d’anno. L’accantonamento a copertura di oneri futuri ammonta ad euro 2.002 mila e si riferisce al contenzioso per la sanzione deliberata da AEEGSI con la delibera 42/2017.
Il margine netto si attesta ad euro 10.046 mila contro euro 11.977 mila del 2015 registrando una flessione del 16%. Tale risultato, sommato a proventi finanziari per euro 176 mila e rettificato delle imposte sul reddito pari ad euro 3.209 mila, porta ad un utile d’esercizio pari ad euro 7.012 mila.
GESTIONE FINANZIARIA
Per quanto attiene alla struttura finanziaria, la riclassificazione patrimoniale al 31 dicembre 2016 evidenzia i seguenti saldi che, confrontati con l’esercizio precedente, danno evidenza delle intervenute variazioni nella consistenza del capitale investito.
2016 % 2015 %
Capitale investito
Crediti commerciali (anche intercompany) 16.903 33.163
Giacenze di magazzino 1 4
Altre attività a breve 18.296 22.761
Totale attività a breve 35.200 55.928
Fornitori (anche intercompany) 24.437 24.681
Altri debiti 10.452 19.148
Totale passività a breve 34.889 43.829
Totale capitale circolante netto 311 0% 12.099 11%
Immobilizzazioni materiali 71.810 70.519
Immobilizzazioni immateriali 15.105 14.848
Totale attività immobilizzate 86.914 69% 85.367 77%
Cassa e banche 1.679 9.926
Saldo finanziario netto intercompany 37.282 3.877
Banche - -
Posizione finanziaria netta 38.960 13.803
Totale capitale investito netto 126.185 111.269
Il capitale circolante netto si è ridotto principalmente per effetto di un contenimento della situazione creditoria infragruppo e di incassi di crediti relativi ai certificati di efficienza energetica . Dall’analisi del capitale circolante emerge un indice di liquidità (attività correnti /passività correnti) pari a 1 sostanzialmente invariato rispetto al 2015, evidenziando quindi una buona situazione di liquidità.
Per quanto riguarda le immobilizzazioni si segnala che al 29 febbraio 2016 è avvenuto il conferimento del ramo d’azienda relativo alla porzione di rete di trasmissione nazionale di proprietà di AGSM Trasmissione Srl per euro 1.306 mila.
La posizione finanziaria netta della società è attiva per euro 38.960 mila ed è variata sostanzialmente rispetto al 2015.
Le necessità finanziarie della società sono gestite dalla Capogruppo alla quale fanno riferimento gli affidamenti accesi con le istituzioni bancarie.
Fonti di finanziamento 2016 2015
Altri debiti a medio lungo 11.768
Fondo TFR 5.014 5.798
Fondi per rischi e oneri 10.609 8.968
Totale passività a M/L termine 27.391 22% 14.766 13%
Capitale sociale 62.738 60.750
Riserve 29.044 27.704
Utile netto 7.012 8.050
Totale patrimonio netto 98.794 78% 96.504 87%
Totale fonti di finanziamento 126.185 111.269
Nelle passività a lungo termine è stato riclassificato il debito per deposito cauzionale ricevuto da AGSM Energia Srl quale garanzia sul contratto di trasporto dell’energia elettrIca.
Il patrimonio netto è variato in conseguenza dell’operazione di fusione con AGSM Trasmissione Srl.
Di seguito si analizzano i flussi di cassa delle disponibilità liquide, che evidenziano la dinamica della gestione finanziaria.
Analisi flussi di cassa 2016 2015
Autofinanziamento lordo dall’attività operativa 16.709 18.033
Flusso di cassa da variazioni del capitale circolante netto 25.540 (10.368)
Flusso da altre attività operative (1.993) (1.386)
Totale flussi di cassa operativi 40.256 6.278
Flusso di cassa da attività di investimento (31.472) (2.949)
Flusso di cassa da attività finanziaria (17.031) 1.775
Flusso di cassa netto (8.247) 5.105
Disponibilità liquide iniziali 9.925 4.820
Disponibilità liquide finali 1.678 9.925
Dall’analisi dei flussi di cassa emerge un autofinanziamento lordo dall’attività operativa di euro 16.709 mila la cui composizione è data prevalentemente da utili della gestione caratteristica per euro 10.083 mila, ammortamenti per euro 3.947 mila ed accantonamenti per euro 2.679 mila.
Le azioni di contenimento del capitale circolante netto hanno prodotto risorse finanziarie per euro 25.540 mila.
I flussi di cassa derivanti dall’attività di investimento hanno assorbito liquidità per euro 31.472 mila principalmente destinata all’attività di gestone accentrata della tesoreria.
L’attività finanziaria comprende i finanziamenti derivanti dalla tesoreria infragruppo e il pagamento dei dividendi 2014 e 2015 avvenuto nell’esercizio chiuso.
Il flusso complessivo delle disponibilità liquide, intese come depositi bancari e postali disponibili evidenzia un assorbimento di liquidità per euro 8.247 mila
DISTRIBUZIONE DI GAS NATURALE
Contesto di riferimentoIl servizio di distribuzione gas metano è un servizio pubblico locale normato dal D.Lgs. n. 164/00 (decreto Letta)successivamente modificato dalla Legge n. 239/2004 che ne ha modificato l’art. 15; il settore 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 dell'attuale rapporto concessorio il 31 dicembre 2010, Megareti Spa è obbligata a garantire la continuità nella gestione del pubblico servizio in qualità di gestore fino all’aggiudicazione della gara d’ambito, ai sensi del citato art. 14, comma 7, D.Lgs. 164/2000.
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.
In particolare, la legge 21/16 all’articolo 3, comma 2-bis, prevede rinvii rispettivamente di dodici mesi per gli ambiti del primo raggruppamento, di quattordici mesi per gli ambiti del secondo raggruppamento, di tredici mesi per gli ambiti del terzo, quarto e quinto raggruppamento, di nove mesi per gli ambiti del sesto e settimo raggruppamento e di cinque mesi per gli ambiti dell'ottavo raggruppamento, in aggiunta alle proroghe già vigenti alla data di entrata in vigore della legge di conversione di cui sopra.
Alla luce di quanto sopra, per quanto riguarda gli ambiti al cui interno sono inclusi i comuni ove attualmente Megareti Spa svolge l’attività di distribuzione gas, i nuovi termini utili per le pubblicazioni dei bandi risultano i seguenti:
• Verona 1 - Città di Verona e Nord: 11 aprile 2017;
• Vicenza 4 - Valli dell'Agno e del Chiampo: 11 marzo 2017;
• Mantova 1 - Città di Mantova e Nord - Ovest: 11 febbraio 2019.
Fino ad ora i bandi pubblicati in Italia sono circa una ventina, un quarto di quelli che sarebbero dovuti uscire.
Di questi, buona parte sono stati rinviati, alcuni ritirati, congelati o impugnati. Le due gare che potrebbero concretamente aprire la stagione degli affidamenti sembrerebbero essere quelle di Milano e Torino 2.
In considerazione dei ritardi accumulati e di alcune questioni, non ancora definite, oggetto di ricorsi è plausibile ipotizzare che l’inizio della gestione degli ambiti di Verona 1 e Vicenza 4 possa concretizzarsi non prima del 2019.
Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura del gas
Con la deliberazione 367/2014/R/GAS è stata definita la regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura per il periodo di regolazione 2014-2019 (quarto periodo regolatorio) con riferimento alle concessioni comunali o sovra-comunali, in sostanziale continuità con i principi del periodo precedente, inserendo anche alcuni aspetti tariffari propri della tariffazione a seguito delle gare gas.
Tra le principali modifiche: l’allungamento da 4 a 6 anni del periodo regolatorio, il meccanismo di tariffa di riferimento provvisoria e definitiva al fine di ridurre il lag temporale tra investimenti e riconoscimento tariffario e la rivisitazione infraperiodo dei parametri a base delle tariffe.
I criteri individuati per la fissazione dei vincoli ai ricavi contemplano la copertura di costi operativi, dei costi del capitale investito centralizzato e i costi del capitale investito di località in base agli investimenti effettuati in una sostanziale continuità regolatoria.
L’attuale regolamentazione assicura a ciascun operatore il conseguimento di ricavi ammessi (vincoli ai ricavi) determinati dall’Autorità sulla base del capitale investito e dei costi riconosciuti e parametrati al numero di punti di riconsegna del gas (PDR), rendendo di fatto indipendenti i ricavi effettivi aziendali dai volumi di gas distribuiti nel corso dell’esercizio. Ciò risulta possibile attraverso opportuni meccanismi di perequazione tariffaria che consentono agli operatori di regolare, per mezzo della Cassa Servizi Energetici ed Ambientali (CSEA), le differenze tra il proprio ricavo ammesso e il ricavo conseguito dalla fatturazione, quest’ultimo determinato dall’applicazione di tariffe obbligatorie calcolate dall’Autorità per ambiti di dimensione macroregionale e di livello uguale per tutti gli operatori.
La tariffa obbligatoria di fatturazione per il 2016 è stata fissata con la deliberazione 22 dicembre 2015 645/2015/R/gas “Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas per l’anno 2016 e modifiche alla RTDG”. Con questo documento l’Autorità ha approvato le tariffe obbligatorie per la fatturazione nell’anno 2016 e gli importi di perequazione bimestrale d’acconto per i servizi di distribuzione e misura.
In data 7 aprile 2016 con delibera 173/2016/R/gas sono state approvate da AEEGSI le tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale per l’anno 2016.
Le tariffe definitive sono state emanate con delibera 145/2017/R/gas; in particolare, per quanto riguarda Megareti, esse tengono conto dell’istanza di rettifica presentata a settembre 2015 per l’azzeramento dei contributi comunicati ai fini RAB relativamente all’anno 2008.
Quadro regolatorio
Con la delibera 258/2015/R/eel, l'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico ha modificato ed integrato la disciplina sulla morosità nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale, rivedendo inoltre la procedura di switching nel settore del gas naturale al fine di ridurne le tempistiche. Il provvedimento ha approvato disposizioni sul settore gas che definiscono indennizzi per l'utente da applicare all'impresa di distribuzione in caso di mancato rispetto dei termini previsti dalla regolazione e ha introdotto l’obbligo per l'impresa di distribuzione di sospendere la fatturazione o di stornare le fatture già emesse con riferimento ai punti per i quali l'impresa non ha effettuato gli interventi di sospensione o di interruzione nei termini previsti dalla regolazione fino alla data di esecuzione dell'intervento.
Il 4 agosto 2016, con la delibera 463/2016/R/com, l’ AEEGSI ha emanato il nuovo “Testo integrato delle disposizioni in materia fatturazione del servizio di vendita al dettaglio per i clienti di energia elettrica e di gas naturale” (TIF), che contiene precise disposizioni per i distributori in merito alla rilevazione delle misure, a decorrere dal 1 gennaio 2017. In particolare, gli artt. 17 e 19 prevedono specifici indennizzi automatici a carico dell’impresa distributrice per la mancata rilevazione e comunicazione delle misure di ciclo e di chiusura contrattuale. La regolazione presenta alcuni aspetti controversi che sono in via di definizione. L’impatto economico comunque si avrà solo dal 2017.
I risultati economici del 2016 risentono degli effetti della delibera 583/2015/R/com (TIWACC 2016-2021), con la quale l’AEEGSI ha ridefinito le modalità di determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) per i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas, unificando tutti i parametri ad eccezione di quelli specifici dei singoli servizi.
Per il servizio di distribuzione e la misura del gas, il valore dei WACC per il primo triennio 2016-2018 sono stati abbassati rispettivamente al 6,1% e 6,6%; per raffronto, i medesimi valori relativi al 2015 erano in ordine pari al 6,9% e 7,2%.
I valori verranno rideterminati per il sub-periodo 2019-2021 con la medesima metodologia ma con i seguenti parametri aggiornati: 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).
Misure gas
L’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas ed il Sistema Idrico con la delibera 554/2015/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 2012 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 clienti finali compreso fra 100.000 e 200.000 al 31 dicembre 2014, range in cui si colloca Megareti, l’AEEGSI ha previsto, a partire dal 2016, la progressiva sostituzione dei contatori di tipo residenziale (classi G4 e G6).
Con riferimento a queste classi di contatori (e anche per la classe G 10), il legislatore ha stabilito quanto segue:
a) Punti di riconsegna esistenti con classe del gruppo di misura uguale a G10
• il 50% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2016;
• l’ 85% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2017;
• il 100% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2018;
b) Punti di riconsegna esistenti con classe del gruppo di misura minore o uguale a G6 (per imprese distributrici con numero clienti finali compreso fra 100.000 e 200.000 al 31 dicembre 2014)
• il 3% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2016;
• il 15% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2017;
• il 33% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2018;
La parte più significativa e di maggior impatto economico degli investimenti previsti nel quinquennio 2017- 2021 riguarda pertanto la progressiva sostituzione dei contatori di tipo residenziale, secondo un cronoprogramma derivato dagli obblighi normativi di cui sopra.
Non essendo, al momento, indicato alcun valore percentuale del numero di contatori da installare e mettere in servizio per il biennio 2019-2020, Megareti ha definito una propria calendarizzazione dell’attività di installazione contatori, sulla base della quale ha definito il budget di spesa.
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.
La rete di distribuzione di Verona, costituita da oltre 1.100 km di rete, è realizzata prevalentemente con tubazioni in acciaio e viene alimentata da quattro punti di consegna Snam. Sono inoltre presenti due sistemi
di stoccaggio e quattro impianti di riduzione intermedia dislocati in vari punti strategici del territorio comunale.
La rete di distribuzione negli altri quattro comuni pedemontani ubicati nella provincia di Verona ha una estensione di circa 110 km ed è alimentata da un unico punto di consegna Snam.
La gestione del servizio di distribuzione e misura 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 rete di distribuzione di Goito ha un’estensione pari a 75,5 km ed è alimentata da un unico punto di fornitura Snam, mentre la rete gas presente nei sei comuni vicentini ha una estensione di circa 260 Km ed è alimentata da cinque punti di fornitura Snam.
Il numero dei punti di riconsegna (PDR) finali attivi a dicembre 2016 risulta pari a 156.159 unità.
Il gas distribuito nell’anno è risultato pari a complessivi 353,15 milioni di mc.
Iniziative ed investimenti. Attività di gestione e sviluppo
Gli investimenti realizzati da Megareti Spa nel settore della distribuzione e misura gas nel 2016 ammontano a circa 3,6 milioni di euro.
I principali 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).
Riguardo gli impianti di protezione catodica, sulla rete del comune di Verona sono stati sostituiti alcuni dispersori per fine vita utile e ne sono stati realizzati di nuovi.
Relativamente le cabine gas, si è proceduto all’implementazione di un sistema di telecontrollo a 30 cabine secondarie (GRF) ed alla realizzazione di tre nuove cabine secondarie.
Sulla cabina RE.MI. della Val di Illasi, in località Donzellino, è stato installato il sistema equiripartitore di portata del gas finalizzato al contenimento dei consumi gas per preriscaldo.
A seguito dell’emanazione della deliberazione AEEGSI R/gas 393/2013, Megareti Spa ha definito e presentato un proprio progetto di sperimentazione in ottica multiutility che, in sintesi, riguarda la condivisione della rete di raccolta dati e l’infrastruttura di gestione per la telelettura e la telegestione di circa 5.000 punti (tra contatori e sensori), ripartiti sui servizi gas, energia elettrica, teleriscaldamento, acqua, illuminazione pubblica e sensori smart city.
Il progetto presentato da Megareti Spa, alla guida di un gruppo di lavoro esteso comprendente le funzioni del gruppo AGSM Verona che si occupano di teleriscaldamento, illuminazione pubblica, IT e telecomunicazioni e l’azienda Acque Veronesi, è stato ammesso dalla stessa Autorità a trattamento incentivante (AEEGSI R/gas 334/2014).
Le attività, iniziate il 1 ottobre 2014, hanno concluso l’attività di installazione delle componenti tecnologiche della sperimentazione il 31 luglio 2016, permettendo l’inizio della fase di esercizio della stessa, in conformità alle scadenze inizialmente dettate e successivamente riviste dagli Atti dell’AEEGSI in merito.
DISTRIBUZIONE ELETTRICA
Contesto di riferimento: distribuzione dell’energia elettrica
L’attività di distribuzione e misura dell’energia elettrica comprende tutte le operazioni di esercizio, manutenzione e sviluppo delle reti in alta, media e bassa tensione nonché la gestione degli apparati di misura fino ai morsetti in uscita dei contatori; sono comprese inoltre le operazioni di gestione utenza quali allacci, sospensione e riattivazione della fornitura e le attività di natura commerciali come 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.
Con il 1° marzo 2016 si è concluso il progetto di fusione per incorporazione di AGSM Trasmissione Srl in Megareti Spa; con tale operazione la Società ha acquisito la proprietà delle linee AAT che risultano tutte conferite nella Rete di Trasporto Nazionale - RTN (Terna).
Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica
L’anno 2016 rappresenta il primo anno del nuovo periodo di regolazione 2016-2019 definito dalla deliberazione 23 dicembre 2015 654/2015/R/eel.
Il periodo regolatorio di otto anni è stato articolato in due sub-periodi, ciascuno di durata pari a quattro anni (NPR1 2016-2019 e NPR2 2020-2023); nel primo vi è una sostanziale continuità di metodo con il precedente periodo tariffario.
Viene confermato dall’AEEGSI 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).
La tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione viene calcolata per impresa ed è articolata in base ai punti di prelievo POD (tranne che per la tipologia dell’illuminazione pubblica).
Megareti Spa fa parte del nucleo di aziende più grandi per le 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 le novità riguardano: l’introduzione dei criteri di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti, la revisione delle vite utili di alcuni cespiti e l’eliminazione gli incentivi di natura input-based per i nuovi investimenti.
Il livello di costo riconosciuto alle imprese del settore è quello medio effettivo del 2014 aumentato del 50%
dei recuperi di produttività conseguiti nel periodo regolatorio precedente. I maggiori recuperi di produttività conseguiti nel 2012-2014 saranno recuperati entro il 2019.
La perequazione della trasmissione rende completamente passanti gli importi fatturati per tale voce (componenti TRAS), destinando alla Cassa Servizi Energetici ed Ambientali (CSEA) ciò che non è stato versato a Terna con il pagamento del CTR (corrispettivo di trasmissione, la cui struttura è ora binomia focalizzata sulla potenza, ad eliminazione del rischio volume per Terna).
Per quanto concerne la perequazione generale TIT, rispetto al periodo regolatorio precedente, è stata aggiunta 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). Dal 2016 tali importi non sono più versati alla CSEA come per i periodi tariffari precedenti, ma concorrono a formare il ricavo effettivo.
In data 12 maggio 2016, con delibera 233/2016/R/eel, sono state approvate da AEEGSI le tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica per l’anno 2016; le tariffe di riferimento provvisorie per il servizio di misura elettrica sono state invece approvate con delibera 606/2016/R/eel del 27 ottobre 2016.
Le tariffe definitive per l’anno 2016 per il servizio di distribuzione elettrica (per società con oltre 100.000 POD gestiti) ed il servizio di misura elettrica sono state approvate rispettivamente con deliberazioni 188/2017/R/eel del 24 marzo 2017 e 199/2017/R/eel del 30 marzo 2017.
Quadro regolatorio
Il 4 agosto 2016, con delibera 463/2016/R/com, l’Autorità ha emanato il nuovo “Testo integrato delle disposizioni in materia fatturazione del servizio di vendita al dettaglio per i clienti di energia elettrica e di gas naturale” (TIF), che contiene precise disposizioni per i distributori in merito alla rilevazione delle misure, a
decorrere dal 1 gennaio 2017. In particolare, gli artt. 17 e 19 prevedono specifici indennizzi automatici a carico dell’impresa distributrice per la mancata rilevazione e comunicazione delle misure di ciclo e di chiusura contrattuale. La regolazione presenta alcuni aspetti controversi che sono in via di definizione. L’impatto economico comunque si avrà solo dal 2017.
I risultati economici del 2016 risentono degli effetti della delibera 583/2015/R/com (TIWACC 2016-2021), con la quale l’AEEGSI ha ridefinito le modalità di determinazione e aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito (WACC) per i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas, unificando tutti i parametri ad eccezione di quelli specifici dei singoli servizi.
Per i servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica il valore del WACC per il primo triennio 2016-2018 è stato abbassato al 5,6%; per raffronto, il medesimo valore relativo all’anno 2015 era pari al 6,4%.
Il 22 dicembre 2015, con la delibera 646/2015/R/eel, l’AEEGSI ha emanato il nuovo “Testo integrato della regolazione output-based dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016-2023” (TIQE), che regola la sicurezza e continuità e la qualità commerciale per il servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica.
In particolare, si segnalano due aspetti:
• art. 24: con comunicazione del 31 marzo 2016 all’AEEGSI, Megareti Spa ha aderito al meccanismo incentivante per la riduzione delle interruzioni da cause esterne, con decorrenza retroattiva dal 1 gennaio 2016;
• art. 77: la Società sta ultimando la redazione del piano per la resilienza del sistema elettrico, richiesto dall’AEEGSI; tuttavia le modalità con le quali l’Autorità intende remunerare/incentivare questi interventi verrà definito non prima dell’autunno 2017, a valle di uno specifico processo di consultazione (art. 78), e quindi avrà impatti sul bilancio probabilmente solo a partire dal 2018.
Misure elettriche
Con deliberazione 646/2016/R/eel, l’AEEGSI ha fissato i nuovi criteri per la remunerazione degli investimenti nell’ambito della misura elettrica con riferimento al piano di roll out dei contatori elettronici in bassa tensione di seconda generazione (2G). 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. Considerati i tempi di commercializzazione dei contatori 2G (non ancora presenti sul mercato), i costi derivanti dal mancato completamento dell’ammortamento degli attuali contatori ed ipotizzando i possibili incentivi promossi da parte dell’AEEGSI, Megareti Spa ha ipotizzato un piano di sostituzione del proprio parco contatori bassa tensione con inizio nel 2019 e probabile completamento entro il 2023.
Il parco contatori complessivo è pari a circa 180 mila unità; di questi, circa 163 mila sono quelli di tipo elettronico attivi, sui quali la percentuale di raggiungibilità si è attestata su valori superiori al 90-95%.
Volumi distribuiti ed operatività
Megareti svolge il servizio di distribuzione e misura dell’energia elettrica nel Comune di Verona e nel Comune di Grezzana (comune contiguo e situato a nord del Comune di Verona).
La rete di distribuzione è alimentata da:
• 6 stazioni elettriche
• 3 cabine elettriche primarie
• 2 centri satellite
Stazioni, cabine e centri satellite sono collegate fra loro da linee in alta e media tensione; dalle cabine primarie dipartono tutte le linee di distribuzione in MT.
In estrema sintesi, la rete elettrica di Megareti Spa è costituita da:
• 97 km circa di linee in alta tensione a 132 kV;
• 34 km circa di linee in alta tensione a 50 kV
• 1.100 km circa di linee in media tensione a 10kV e 20kV, delle quali la maggior parte (circa 850 km) in sviluppo interrato;
• 2.000 km circa di linee in bassa tensione, la maggior parte delle quali realizzate in cavo isolato.
Il numero di POD attivi gestiti nei due comuni al 31.12 2016 risulta pari a 166.939 unità.
L’energia elettrica distribuita nell’anno è risultata pari a complessivi 1.664,5 milioni di KWh.
Iniziative ed investimenti - Attività di gestione e sviluppo
Come precisato al seguente paragrafo “Aspetti societari e rapporti con i soci”, gli impianti e le reti di distribuzione dell’energia elettrica presenti nei comuni dove la Società svolge l’attività di distribuzione sono di proprietà della capogruppo AGSM Verona Spa. Per l’utilizzo di questi impianti Megareti Spa riconosce alla controllante un canone di affitto regolato da apposito contratto intercompany.
Gli investimenti sostenuti direttamente da Megareti Spa nel 2016 ammontano a circa 0,5 milioni di euro. Si precisa che nel medesimo periodo gli investimenti sostenuti dalla Controllante in qualità di proprietaria degli asset ed inseriti nel canone di affitto stipulato con Megareti Spa ammontano a circa 9 milioni di euro.
Gli investimenti hanno sostanzialmente riguardato interventi di sviluppo, manutenzione, ammodernamento e potenziamento delle reti finalizzati al soddisfacimento delle richieste dei clienti per nuovi allacciamenti e per aumenti di potenza, al miglioramento della magliatura, intesa come possibilità di controalimentazione della stessa, e al contenimento delle perdite di trasmissione.
Di particolare rilievo è da segnalare la messa in servizio del nuovo sistema di collegamento a terra mediante bobina di Petersen attivata presso la stazione elettrica di Grezzana; i risultati conseguiti in corso d’anno sono stati di tutto rilievo e per il prossimo quinquennio è stata pianificata la progressiva estensione di questa applicazione alle rimanenti cabine primarie.
Nel corso del 2016 sono stati completati i lavori relativi alla realizzazione di una nuova linea MT a 20 kV che consentirà di soddisfare le nuove esigenze energetiche dell’Ente Fiera.
E’ stato inoltre realizzato e messo in servizio il nuovo feeder a 20 kV di collegamento tra la cabina primaria di Verona Est e la stazione elettrica denominata Ricevitrice Nord.
Per quanto riguarda l’alta tensione è da segnalare la prosecuzione dell’attività di sostituzione programmata di componenti ed apparecchiature, quali trasformatori di potenza, interruttori e sezionatori in considerazione della loro vetustà e dell’esigenza di adeguarli agli attuali parametri elettrici della rete.
Sulla rete di media e di bassa tensione sono stati eseguiti interventi prevalentemente con l’obiettivo di migliorare la qualità del servizio di distribuzione, di migliorare la sicurezza degli impianti a seguito del loro progressivo invecchiamento, di mantenere la rete di distribuzione efficiente ed in linea con le innovazioni tecnologiche dei componenti e con l’evoluzione della normativa.
In tale ottica, in corso d’anno sono state completamente rifatte 19 cabine MT/BT e ne sono state realizzate 16 di nuove. Numerosi interventi sono stati realizzati anche sulle linee di media tensione; in particolare sono stati completati i lavori relativi al primo lotto del progetto di ristrutturazione e potenziamento delle dorsali MT presenti in alcune zone collinari a nord della città.
Inoltre, sempre sulla rete elettrica MT, è proseguito il progetto di implementazione progressiva di sistemi di telecontrollo e telecomando sulle cabine di distribuzione secondarie per consentire la gestione da remoto degli organi di manovra e, conseguentemente, ridurre drasticamente i tempi del disservizio ed i costi di esercizio per l’esecuzione delle manovre. In corso d’anno sono state dotate di sistema di telecontrollo 28 cabine secondarie per un totale complessivo di circa 95 stalli.
PROVVEDIMENTI COMUNI A DISTRIBUZIONE ELETTRICA E GAS
Certificati bianchiI 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 degli obiettivi nazionali da parte del Ministero
dell’Ambiente e Territorio e del Ministero per lo Sviluppo Economico (MISE), suddivisi tra i vari soggetti obbligati.
La legislazione definisce “soggetto obbligato” ogni distributore che abbia più di 50.000 punti di fornitura gestiti.
Per quanto riguarda la definizione degli obiettivi a livello di singolo distributore, la competenza è in capo al GSE.
Megareti Spa, in quanto "soggetto obbligato", interviene nel meccanismo dovendo raggiungere i propri obiettivi annuali; l’obbligo di annullamento per il 2016 è pari a 26.932 Certificati Bianchi (CB) per l’energia elettrica e 52.685 per il gas.
Gli obiettivi vengono misurati in TEE e i relativi titoli vengono emessi dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) sulla base delle certificazioni dei risparmi conseguiti mediante progetti o mediante acquisto di certificati. I titoli vengono assegnati in un apposito registro (chiamato anche “portafoglio”) di cui ciascun distributore è titolare sul sito del Gestore dei Mercati Energetici (GME).
Il fabbisogno di TEE per il 2016 è stato coperto quasi interamente tramite acquisto di titoli sulla “borsa”
appositamente istituita presso il GME. Una parte residuale di titoli è stata prodotta con progetti di cui Megareti Spa ha acquisito la titolarità negli anni scorsi.
Al termine del periodo di riferimento i titoli presenti nel portafoglio vengono annullati e viene riconosciuto un controvalore che assume il termine di "contributo". Il valore del contributo viene correlato al prezzo medio di scambio sul mercato per cui si è instaurato un meccanismo di perequazione che attenua gli effetti negativi delle oscillazioni di prezzo sui soggetti obbligati.
Con Determina 16 giugno 2016 della Direzione Mercati dell’Autorità ha fissato i seguenti valori:
• il contributo tariffario a consuntivo 2015 pari a 114,83 €/CB;
• il contributo tariffario a preventivo 2016 pari a 118,37 €/CB.
Nelle sessioni di borsa, in particolare negli ultimi sei mesi del 2016, si è assistito ad un incremento dei prezzi, passando da un valore di circa 140 €/TEE a oltre 250 € /TEE.
Le previsioni sull’andamento dei prezzi, anche nel breve periodo, risultano quindi estremamente aleatorie e non si è tuttora riusciti ad identificare con precisione le cause del fenomeno che ha turbato il mercato.
A seguito di diverse segnalazioni fatte dalle associazioni di categoria e dal MISE, l’AEEGSI ha aperto un’indagine conoscitiva di cui si attende l’esito, anche se già adesso pare escludere la presenza di fenomeni speculativi.
L’andamento dei prezzi mostra segnali tipici di aumento a causa di carenza di offerta (mercato corto) e sicuramente il ritardo nell’emissione di delibere attese può aver creato incertezza.
Il decreto che attendevamo è stato emanato l’11 gennaio 2017 ed è stato pubblicato sulla G.U. n.78 del 3/4/2017. Ha modificato il sistema di ottenimento dei TEE e le relative tipologie, con l’introduzione di maggiori vincoli di misurabilità e confrontabilità dei singoli progetti.
Inoltre il periodo concesso per il recupero delle quote pregresse è passato da 2 anni ad un solo anno.
Il decreto per il periodo 2017-2020 prevede anche una rimodulazione degli obiettivi in considerazione delle gare d’ambito.Si rimane in attesa della pubblicazione delle Linee Guida aggiornate che consentiranno l’applicazione di quanto previsto dal decreto.
Unbundling funzionale e Brand Unbundling
L’Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas ed il Sistema Idrico (AEEGSI) con deliberazione n° 296/2015 ha approvato il nuovo testo integrato delle disposizioni in merito agli obblighi di separazione funzionale per le imprese operanti nei settori dell’energia elettrica ed il gas (TIUF), sostituendo in parte il precedente Testo Integrato Unbundling (TIU).
Il Gruppo AGSM opera nella gestione ed erogazione di servizi di pubblica utilità principalmente nei settori dell’elettricità, del gas e del calore, ma anche in altre attività di servizio, tra cui l’illuminazione pubblica e artistica, la gestione della rete di telecomunicazione in fibra ottica e della rete di mobilità e traffico, la raccolta, trasporto, trattamento, recupero e valorizzazione dei rifiuti solidi urbani.
L’attività del Gruppo comprende sia la gestione operativa degli impianti tecnologici sia le operazioni di rapporto tecnico commerciale con la clientela, come la preventivazione dei lavori, la gestione dei contratti e degli allacciamenti, la misurazione dei consumi e la loro fatturazione.
Il Gruppo AGSM Verona Spa, essendo un’impresa verticalmente integrata e pertanto soggetta alla disciplina della separazione funzionale, in quanto esercita contemporaneamente il servizio di distribuzione e misura del gas naturale e dell’energia elettrica (attività in concessione) e l’attività di vendita di gas e dell’energia elettrica (attività liberalizzate), ha attuato un piano di interventi di carattere organizzativo e societario finalizzato al rispetto delle prescrizioni previste dalla normativa.
L’art. 3 del TIUF stabilisce che le regole di separazione funzionale hanno la finalità di favorire lo sviluppo della concorrenza nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale, garantendo la neutralità della gestione delle infrastrutture essenziali per lo sviluppo del libero mercato, impedendo discriminazioni nell’accesso e nell’uso delle informazioni commercialmente sensibili ed i trasferimenti incrociati di risorse tra i segmenti delle filiere.
Perseguendo i suoi orientamenti in materia di Unbundling funzionale, l’AEEGSI, con l’emanazione del nuovo TIUF ha introdotto ulteriori novità che si possono così riassumere:
• introduzione della nuova figura del Responsabile della Conformità a cui spetta l’obbligo di verificare l’adeguatezza alle finalità della separazione funzionale delle misure e delle procedure adottate dal Gestore Indipendente, verificare l’attuazione del programma di adempimenti redatto sempre dal Gestore Indipendente e redigere una relazione annuale sulle misure adottate;
• l’obbligo di separazione del marchio e delle politiche di comunicazione. L’impresa di distribuzione di energia elettrica e/o di gas naturale deve assicurare che le politiche di comunicazione, la denominazione sociale, il marchio ed ogni altro elemento distintivo siano in uso esclusivo della stessa e non contengano alcun elemento di tipo testuale o grafico che possa essere in alcun modo collegato alle attività di vendita (evitando il rischio di confusione nel cliente finale);
• estensione delle informazioni commercialmente sensibili relative alla distribuzione e modalità della loro messa a disposizione.
In accordo a quanto previsto dall’art. 8, comma 1, della deliberazione 296/2015, che consente la gestione congiunta da parte dell’impresa verticalmente integrata delle attività svolte in regime di concessione, in data 23 maggio 2016 è stata modificata la denominazione sociale della società che gestisce le attività di distribuzione e misura del gas naturale e dell’energia elettrica da AGSM Distribuzione Spa a Megareti Spa.
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 Società svolge l’attività di distribuzione e misura gas nei sopracitati comuni, riconoscendo a Covigas Srl un canone di affitto calcolato sulla base di quanto previsto nel contratto in essere fra le parti. Gli impianti gas presenti nel territorio del comune di Verona sono di esclusiva proprietà di Megareti Spa. Negli altri comuni (presenti nelle province di Mantova e Vicenza) in cui Megareti Spa svolge l’attività di distribuzione e misura del gas naturale, gli impianti sono di proprietà dei singoli comuni a cui viene riconosciuto un canone per il loro utilizzo. Le modalità per il riconoscimento al gestore dei nuovi investimenti effettuati nel periodo di affidamento (12 anni) sono regolati negli appositi contratti di servizio sottoscritti all’atto della presa in carico del servizio.
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 alla controllante un canone di affitto regolato da apposito contratto intercompany.
Tutti gli investimenti sulle reti ed impianti gas ed energia elettrica presenti nei comuni di Verona e Grezzana 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 d’affitto dal distributore).
Di rilievo è da segnalare che nel marzo 2016 è avvenuta la fusione per incorporazione in Megareti Spa di AGSM Trasmissione Srl, società del Gruppo AGSM proprietaria di una piccola porzione di impianti in Alta Tensione conferiti nella Rete di Trasmissione Nazionale (RTN). L’operazione di fusione si è resa necessaria al fine di razionalizzare le risorse e la struttura societaria del Gruppo AGSM, coerentemente con il disposto dell’art. 1, comma 611, della legge n. 190 del 23.12.2014 e con la deliberazione del Consiglio Comunale di Verona n. 44 del 2015.
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’AEEGSI ha avviato un procedimento sanzionatorio nei confronti di AGSM Distribuzione Spa (ora 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/S7COM 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. Nei confronti della suddetta deliberazione Megareti Spa sta predisponendo un ricorso presso il Tribunale Amministrativo Regionale della Lombardia.
A seguito del ricorso presentato nel luglio del 2014 da AGSM Distribuzione Spa (ora Megareti Spa) presso il TAR Lazio per l’annullamento del Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 22.5.2014 recante:
“Approvazione del documento «Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale»”, a settembre 2016 la Società ha provveduto a presentare un ulteriore ricorso per motivi aggiunti chiedendo l’annullamento anche del successivo D.M. 20 maggio 2015, n. 106 – pubblicato in G.U.R.I. n. 161 del 14 luglio 2015 – recante “Regolamento recante modifica al decreto 12 novembre 2011, n. 226, concernente i criteri di gara per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale”.
Oggetto del ricorso per motivi aggiunti è il decreto ministeriale sopraindicato con il quale il Ministero ha adottato un nuovo provvedimento, avente natura regolamentare, che, a distanza di oltre tre anni dalla entrata in vigore del c.d. Decreto Criteri (ovvero il d.m. n. 226/2011) e a ridosso della scadenza dei termini di pubblicazione dei primi bandi di gara, è intervenuto a modificarlo al solo fine di fornire una sorta di copertura normativa ex post a tutte quelle previsioni recate dalle Linee Guida ministeriali puntualmente contestate e già oggetto del precedente ricorso.
Ad oggi, il giudizio con cui sono state impugnate le Linee Guida e il D.M 106 pende nel merito ed il TAR Lazio non si è ancora pronunciato.
Nel mese di marzo 2016 la Società ha presentato ricorso in appello al Consiglio di Stato per l’annullamento/riforma della sentenza del TAR-Lombardia, Milano, Sez, II, n. 2733/2015, resa sul ricorso n.r.g.
3100/2014, depositata in data 22.12.2015 con cui il Giudice ha respinto le censure che AGSM Distribuzione Spa (ora Megareti Spa) aveva sollevato – attraverso il ricorso introduttivo del giudizio ed un successivo ricorso per motivi aggiunti – avverso la delibera 367/2014/R/gas ed il relativo Allegato A nonché avverso i successivi “Chiarimenti dell’Autorità” pubblicati sul sito istituzionale della stessa in data 13.3.2015 e 25.3.2015.
Si precisa che con i suddetti provvedimenti l’AEEGSI ha determinato la disciplina tariffaria in virtù della quale verranno remunerati i servizi di distribuzione e di misura del gas nel corso del quarto periodo regolatorio (2014-2019) con riferimento alle gestioni d’ambito; tale disciplina assume preminente importanza per il settore della distribuzione del gas, specialmente in vista dell’avvio delle prime gare d’ambito, in quanto il Regolatore, tra le altre cose, ha ritenuto di introdurre una “regolazione asimmetrica” in forza della quale i soggetti che parteciperanno alle future gare saranno destinatari di un diverso trattamento tariffario a seconda che si riconfermino nella gestione del servizio in località già attualmente servite (e dunque nel caso in cui vi sia coincidenza tra gestore uscente e gestore entrante) ovvero che vi assumano il servizio per la prima volta (e dunque nel caso in cui non vi sia coincidenza tra gestore uscente e gestore entrante). Al momento il Consiglio di Stato non si è ancora pronunciato.
In data 25 marzo 2016 Megareti Spa ha depositato un ricorso presso il Tar Regione Veneto per l’annullamento della determinazione dirigenziale n. 395 del 27 gennaio 2016 con la quale il Comune di Verona ha informato la Società dell’adozione del canone non ricognitorio riferito all’occupazione del suolo delle condutture gas e dell’applicabilità dello stesso nei suoi confronti, quantificandone il relativo importo valevole per l’anno 2015. Riguardo questo ricorso il TAR non si è ancora pronunciato.
In data 20.12.2016 il Comune ha richiesto alla Società la corresponsione del canone non ricognitorio anche per l’anno 2016; anche in questo caso Megareti Spa ha proposto ricorso per motivi aggiunti.
RISORSE UMANE, ORGANIZZAZIONE
Elementi caratterizzanti, criticità ed obiettivi Risorse umane ed organizzazione
Risorse umane
Il numero medio dei dipendenti di Megareti Spa nel corso del 2016 è stato di 201 unità con un decremento di 8 unità. La diminuzione è dovuta principalmente alla riduzione dell’organico a fronte della realizzazione del progetto di esodo ex art. 4 della Legge 92/2012 che ha visto coinvolti 21 lavoratori in uscita. Il costo del lavoro si attesta ad euro 15.149 mila al lordo di oneri eccezionali dovuti all’esodo agevolato sopraccitato. Il costo medio, depurato degli oneri suddetti risulta pari ad euro 63 mila, sostanzialmente stabile rispetto all’esercizio precedente.
Da un punto di vista organizzativo il 2016 ha visto la continuazione di progetti della direzione tesi a preservare il valore della Società quali la preparazione alla partecipazione delle gare gas e soprattutto la gestione del piano dei pre-pensionamenti volontari che oltre ad una serie di promozioni interne ha visto l’inserimento di personale tecnico specializzato.
In relazione alla formazione, sono state erogate nel gruppo circa 19 ore di formazione media per dipendente. I temi maggiormente sviluppati hanno riguardato sicurezza, sviluppo tecnico/professionale, con particolare riguardo alle competenze informatiche; è proseguito il percorso di formazione manageriale e di formazione su comportamenti organizzativi per coordinatori e personale di recente assunzione.
Risorse umane 2015 Assunzioni Cessazioni Fusione 2016 Media
dirigenti 1 - - - 1 1
quadri 8 - (1) - 7 8
impiegati 106 14 (17) 1 104 104
operai 94 6 (11) - 89 89
Totale 209 20 (29) 1 201 202
Organismo di Vigilanza
Il compito di vigilare 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“ curandone altresì il costante aggiornamento sono demandati all’ Organismo di Vigilanza nominato dal Consiglio di Amministrazione.
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 2016 sono state eseguite attività di sviluppo inerenti il progetto sperimentale telegestione multiutility di cui alla delibera AEEG 393/2013/R/Gas, approvato con delibera AEEG n.
334/2014/R/Gas.
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 per l’Energia Elettrica il Gas e il Servizio Idrico e prestazioni di servizi effettuati alla Controllante dalla Centrale operativa di controllo e 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 2016.
Distribuzione del gas naturale
I nuovi 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
• Vicenza 4 - Valli dell'Agno e del Chiampo: 11 marzo 2017;
• Mantova 1 - Città di Mantova e Nord - Ovest: 11 febbraio 2019.
In considerazione dei ritardi accumulati e di alcune questioni oggetto di ricorsi non ancora definite, è plausibile ipotizzare che l’inizio della gestione degli ambiti di Verona 1 e Vicenza 4, i cui bandi non sono ancora stati pubblicati, possa concretizzarsi non prima del 2019.
Il 30 dicembre 2016 è stato inoltre pubblicato il bando di Verona 2 – Pianure Veronesi (con procedura ristretta) al quale si potrà presentare domanda di partecipazione entro il 30 giugno 2017. Il bando, nella sua versione attuale, risulta incompleto di molte informazioni necessarie alla presentazione dell’offerta; in questa fase però l’offerta non è ancora richiesta.
L’evolversi delle gare d’ambito potrà incidere notevolmente sul perimetro di gestione e sul volume d’affari di Megareti, in ambo i sensi.
Misura del gas naturale: smart meter e telegestione
Proseguirà la progressiva sostituzione dei contatori, come previsto dalla regolazione AEEGSI:
a) Punti di riconsegna esistenti con classe del gruppo di misura uguale a G 10
• l’ 85% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2017;
• il 100% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2018;
b) Punti di riconsegna esistenti con classe del gruppo di misura minore o uguale a G 6
• il 15% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2017;
• il 33% (del parco installato) in servizio entro 31.12.2018;
Continuerà, nella fase di esercizio, il progetto di sperimentazione in ottica multiutility realizzato ai sensi della deliberazione AEEGSI 393/2013/R/gas.
Distribuzione di energia elettrica
La normativa prevede che al termine della concessione (2030), 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. Non si segnalano al momento attività normative in merito.
Come previsto dal TIQE 2013-2023 Megareti sta ultimando la redazione del piano per la resilienza del sistema elettrico; le modalità con le quali l’Autorità intende remunerare/incentivare questi interventi verrà definito non prima dell’autunno 2017, a valle di uno specifico processo di consultazione (art. 78), e quindi avrà impatti sul bilancio probabilmente solo a partire dal 2018.
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 2019 e probabile completamento entro il 2023, considerati i tempi di commercializzazione dei contatori 2G (non ancora presenti sul mercato), i costi derivanti dal mancato completamento dell’ammortamento degli attuali contatori ed ipotizzando i possibili incentivi promossi da parte dell’Autorità.
Il parco contatori complessivo è pari a circa 180 mila unità.
Quadro regolatorio
Sia per la distribuzione di energia elettrica che di gas naturale la regolazione procede in sostanziale continuità. Il periodo di regolazione per il gas è 2014-2019, per l’energia elettrica 2016-2023.
A fine 2016 è stato emanato il nuovo TIF (testo integrato della fatturazione), il quale prevede che dal 1 gennaio 2017 siano riconosciuti indennizzi automatici a carico dell’impresa distributrice per la mancata rilevazione e comunicazione delle misure di ciclo e di chiusura contrattuale. Sul tema la regolazione sarà probabilmente oggetto di ulteriori specifiche a seguito di numerose richieste di chiarimento da parte degli operatori.
Certificati bianchi
Il DM 11 gennaio 2017 ha fissato gli obiettivi di TEE per i distributori per il periodo 2017-2020, consentendo ad AEEGSI di stabilire la quota parte del 2017 a carico di Megareti. Peraltro ha consentito anche di stimare con buona attendibilità gli obblighi societari per gli anni seguenti.
Il DM ha inoltre chiarito il meccanismo di riconoscimento dei TEE offerto in sede di gare d’ambito distribuzione gas. Il periodo concesso per il recupero delle quote pregresse di TEE non ancora consegnati si è accorciato passando da 2 anni ad un solo anno.
La disponibilità di TEE rimane ancora non adeguata rispetto le necessità delle aziende di distribuzione, creando pertanto i presupposti per un mercato fortemente speculativo da parte degli offerenti.
INFORMAZIONI AI SENSI DELL’ART.2428, II COMMA, punto 6 bis, Cc. E GESTIONE DEI RISCHI
La società attinge, se necessario, risorse finanziarie prevalentemente dalla Capogruppo tramite conti di corrispondenza. L’onere su detti finanziamenti è legato al costo sostenuto dalla Capogruppo sul conto di tesoreria legato all’andamento dell’Euribor. La Società è pertanto soggetta al rischio di tasso. Non sono stati utilizzati strumenti a copertura di detto rischio. La Società può comunque attingere risorse finanziarie direttamente dal sistema bancario in conseguenza dell’estensione degli affidamenti, precedentemente in capo alla controllante AGSM Verona spa, alle singole società del Gruppo AGSM.
