Bilancio di ACEA S.p.A. Bilancio Consolidato Gruppo ACEA ... · e andamento della gestione 7...

Bilancio di ACEA S.p.A.

Bilancio Consolidato

Gruppo ACEA

Esercizio 2012

Indice 2

Bilancio dell‟esercizio chiuso al 31 dicembre 2012

INDICE

Relazione sulla Gestione

Il Gruppo ACEA 4

Organi sociali 5

Lettera agli azionisti 6

Situazione del complesso delle imprese incluse nel consolidamento

e andamento della gestione 7

Analisi dei risultati economico/finanziari del periodo 96

Altre informazioni 135

Fatti di rilievo intervenuti nel corso del 2012 138

Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell‟esercizio 145

Rischi ed incertezze 147

Evoluzione prevedibile della gestione 157

Deliberazioni in merito al risultato di esercizio 160

Bilancio di ACEA S.p.A.

Prospetto di Conto Economico 162

Prospetto di Conto Economico Complessivo 163

Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria 164

Rendiconto Finanziario 166

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto 167

Note esplicative 168

Informativa sulle parti correlate 246

Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali 252

Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di

gestione dei rischi 271

Impegni e rischi potenziali 278

Allegati 280

Indice 3


Bilancio Consolidato

Prospetto di Conto Economico Consolidato 295

Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato 296

Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata 297

Rendiconto Finanziario Consolidato 298

Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato 299

Note esplicative 300

Informativa sui servizi in concessione 429

Informativa sulle parti correlate 478

Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali 485

Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di

gestione dei rischi 515

Impegni e rischi potenziali 532

Allegati 535

Relazione sulla gestione 4


Il Gruppo ACEA

Alla data del 31 dicembre 2012, il capitale sociale di ACEA S.p.A. risulta così composto :

*Il grafico evidenzia esclusivamente le partecipazioni superiori al 2%, così come risultanti da fonte CONSOB.

Alla medesima data la struttura del Gruppo risulta composta dalle seguenti principali

società.

51%21%

12% 16%

Comune di Roma Mercato Suez Caltagirone



Organi sociali

Consiglio di Amministrazione

Giancarlo Cremonesi Presidente

Marco Staderini Amministratore Delegato

Paolo Giorgio Bassi Consigliere

Francesco Caltagirone Consigliere

Jean Louis Chaussade Consigliere

Giovanni Giani * Consigliere

Paolo Di Benedetto Consigliere

Luigi Pelaggi Consigliere

Andrea Peruzy Consigliere

*nominato dall‟Assemblea dei Soci del 4 maggio 2012 (già cooptato dal Consiglio di Amministrazione nella

seduta del 29 novembre 2011)

Direttore Generale

Paolo Gallo

Collegio Sindacale

Enrico Laghi Presidente

Corrado Gatti Sindaco Effettivo

Alberto Romano Sindaco Effettivo

Gianluca Marini Sindaco Supplente

Leonardo Quagliata Sindaco Supplente

Società di revisione

Reconta Ernst & Young S.p.A.

Dirigente preposto

Iolanda Papalini *

*nominata dal Consiglio di Amministrazione nella seduta del 3 settembre 2012



Lettera agli azionisti



Situazione del complesso delle imprese incluse nel consolidamento

e andamento della gestione

Area Industriale Reti

La domanda di energia elettrica in Italia nell‟anno 2012 è diminuita del 2,8% rispetto al

precedente anno. La potenza massima richiesta sulla rete nazionale, pari a 54.113 MW, e

registrata il 10 luglio 2012, alle ore 12.00, è stata inferiore di circa 2.361 MW (-4,18 %)

rispetto alla punta misurata nell‟anno precedente, pari a 56.474 MW, e rilevata il 13

luglio 2011, alle ore 12.00.

Il contributo della produzione nazionale all‟offerta di energia elettrica è stato pari

all‟86,8%, mentre il rimanente 13,2% è derivato da importazioni dall‟estero. La fonte

termoelettrica ha contribuito alla produzione totale per il 62,2%, la fonte idroelettrica per

una percentuale pari al 13,3% ed, infine, le fonti geotermoelettrica ed eolico/fotovoltaico

complessivamente per il 11,3%.

Richiesta di energia elettrica = Produzione netta + Saldo estero – Consumo pompaggi

1 gennaio - 31

dicembre 2012

1 gennaio - 31

dicembre 2011

Var. %

2012/2011

Produzione Netta

-Idroelettrica 43.322 47.202 -8,2

-Termoelettrica 204.796 218.486 -6,3

-Geotermoelettrica 5.238 5.315 -1,4

-Eolica 13.119 9.775 34,2

-Fotovoltaica 18.323 10.668 71,8

Produzione Netta Totale 284.798 291.446 -2,3

Importazione 45.369 47.520 -4,5

Esportazione 2.281 1.787 27,6

Saldo Estero 43.088 45.733 -5,8

Consumo pompaggi 2.627 2.539 3,5

Richiesta di Energia Elettrica 325.259 334.640 -2,8



Quadro Normativo

9 febbraio 2012 – Delibera 36/2012/E/com: Modifica dell’Allegato A alla

deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 18 gennaio 2007, n.

11/07, finalizzata all’introduzione di misure applicabili in caso di

inadempimento degli obblighi di separazione funzionale e contabile.

In esito al documento per la consultazione 26/11, l‟AEEG ha introdotto forme di

penalizzazione nei confronti delle imprese di distribuzione che non ottemperino all‟invio

delle comunicazioni obbligatorie previste dalla disciplina dell‟unbundling nei termini e

secondo le modalità definite (utilizzo del sistema telematico).

Nello specifico, l‟AEEG ha definito la sospensione delle erogazioni di Cassa Conguaglio per

il Settore Elettrico (CCSE) fino ad avvenuto adempimento, con riferimento alle

comunicazioni in materia di:

separazione funzionale (programma di adempimenti, rapporto sulle misure adottate

in esecuzione del programma di adempimenti, piano di sviluppo annuale e pluriennale

delle infrastrutture);

separazione contabile (conti annuali separati).

Nel provvedimento si precisa che la sospensione non riguarda le erogazioni di CCSE per

le quali l‟impresa di distribuzione svolge un ruolo di mero tramite di somme destinate ai

clienti finali (es. bonus elettrico).

1° marzo 2012 – Delibera 65/2012/R/eel: Razionalizzazione e

standardizzazione dei contenuti e delle modalità operative dei flussi informativi

tra distributori e venditori di energia elettrica inerenti ai dati di misura dei punti

di prelievo.

In esito al documento per la consultazione 36/11, l‟AEEG ha:

introdotto modifiche alla regolazione in materia di messa a disposizione dei dati di

misura;

definito le informazioni di dettaglio contenute nei flussi informativi di messa a

disposizione dei dati di misura dei punti di prelievo dai distributori ai venditori.

Con la determina 3/2012 sono stati poi definiti i formati dei predetti flussi informativi,

nonché le tempistiche di entrata in vigore degli stessi, differenziandole in modo da

mitigare l‟impatto sui sistemi informatici degli operatori (l‟avvio dei primi flussi,

riguardanti i dati di misura dei punti di prelievo trattati orari, è previsto dal 1° febbraio

2013). Tale determina ha anche integrato la disposizione della delibera 65/2012/R/eel,

inserendo l‟indicazione che il dato di misura abbia superato o meno il processo di



validazione previsto dal distributore. Tale informazione si affianca agli attributi del dato di

misura già previsti (dato “effettivo” oppure dato “stimato”).

Parallelamente, la delibera 65/2012/R/eel ha dato mandato alla Direzione Infrastrutture

di avviare l‟attività di definizione dei criteri di regolazione incentivante al fine di

consentire la massima tempestività nella messa a disposizione agli utenti (venditori e

clienti finali) di dati di misura validati.

8 marzo 2012 – Delibera 79/2012/R/com: Approvazione del regolamento di

funzionamento del Sistema Informativo Integrato.

L‟AEEG ha approvato il regolamento di funzionamento del Sistema Informativo Integrato

(SII).

Inoltre, sono state definite le tempistiche di accreditamento dei soggetti individuati come

Utenti del Sistema, in base alle quali le imprese di distribuzione dovranno inoltrare le

richieste di accreditamento all‟Acquirente Unico nel periodo compreso tra il 1° luglio ed il

31 agosto 2012.

In linea con quanto prospettato nel documento per la consultazione 35/11, nel

regolamento si indica che sono attribuiti al Gestore del SII i seguenti ruoli:

Agente dei dati ufficiali del SII, nel caso in cui risulti responsabile dei dati oggetto dei

flussi informativi;

Certificatore dei dati ufficiali, nel caso in cui il Gestore del SII sarà responsabile della

sicurezza e dell‟integrità delle informazioni inserite e scambiate dal sistema con i suoi

Utenti;

Agente per le comunicazioni centralizzate, nel caso in cui i dati oggetto dei flussi

informativi veicolati tramite il SII, non costituiranno oggetto del Registro Centrale

Ufficiale del SII.

8 marzo 2012 – Delibera 84/2012/R/eel: Interventi urgenti relativi agli

impianti di produzione di energia elettrica, con particolare riferimento alla

generazione distribuita, per garantire la sicurezza del sistema elettrico

nazionale.

L‟AEEG è intervenuta sulla regolazione tecnica in materia di generazione distribuita, al

fine di mitigare gli impatti sulla gestione in sicurezza del sistema elettrico derivanti dalla

significativa crescita della produzione da fonti rinnovabili non programmabili.

In particolare, con riferimento agli impianti di produzione connessi alle reti in media e

bassa tensione, ha disposto l‟obbligo, attraverso l‟approvazione di modifiche apportate ad

alcuni allegati al Codice di rete di Terna, di installare specifici dispositivi o attuare nuove



regole tecniche di funzionamento, attribuendo così alle imprese di distribuzione l‟onere di

informare i produttori riguardo ai disposti introdotti e di vigilare sul rispetto degli stessi

attraverso l‟esecuzione di sopralluoghi, corrispondendo agli stessi l‟importo di 200 euro

per ogni sopralluogo effettuato.

5 aprile 2012 – Delibera 131/2012/R/com: Ulteriori disposizioni in materia di

allineamento delle anagrafiche dei punti di prelievo e di riconsegna nella

disponibilità dei diversi operatori.

L‟AEEG ha introdotto modifiche alla procedura di primo allineamento delle anagrafiche tra

distributori e venditori definita dalla delibera ARG/com 146/11, in modo da recepire le

osservazioni espresse dagli operatori in merito alle criticità applicative del precedente

provvedimento. In particolare:

è stato previsto l‟utilizzo di strumenti di comunicazione evoluti, obbligatori per i

distributori con più di 100.000 punti di prelievo/riconsegna al 31 dicembre 2011,

salvo la possibilità di mettere comunque a disposizione dei venditori strumenti di

comunicazione aggiuntivi (PEC);

sono state modificate e maggiormente dettagliate le tempistiche della procedura,

prevedendo:

o una data di competenza alla quale si riferiscono le informazioni oggetto di

allineamento (13 luglio 2012);

o un termine per l‟invio dei dati da parte dei venditori (27 luglio 2012), prorogabile

di una settimana lavorativa nel caso in cui venditori con più di 100.000 punti

presso il medesimo distributore concordino con quest‟ultimo l‟invio dei dati

frazionati in lotti;

o un termine per le operazioni di allineamento da parte delle imprese distributrici

(14 settembre 2012).

Con la pubblicazione della Determina 2/2012, sono state definite le istruzioni operative

relative ai flussi informativi per l‟allineamento delle anagrafiche, che hanno ulteriormente

dettagliato la disciplina prevedendo:

la differenziazione dei flussi tra il servizio di maggior tutela ed il mercato libero;

l‟aggiornamento dei dati da parte dei distributori nel rispetto delle regole di

prevalenza definite;

l‟invio al venditore da parte del distributore di messaggi di esito delle operazioni di

verifica e allineamento;

il successivo allineamento dei dati relativi ai punti per i quali risulti in corso una

richiesta di prestazione.



Con la precedente delibera 72/2012/R/com dello scorso 1° marzo, viene, invece,

confermato il flusso di allineamento puntuale con il quale si impone ai venditori la

comunicazione ai distributori delle modifiche rilevate relativamente ad alcuni dei dati

associati ai clienti finali (dati identificativi del punto di prelievo, tariffa obbligatoria del

servizio di distribuzione e relativa aliquota fiscale da applicare). Tale comunicazione

dovrà essere fatta entro quattro giorni lavorativi dalla data di effetto della variazione o

dalla data in cui i venditori ne vengono a conoscenza, secondo i tracciati per lo scambio

delle informazioni definiti dalla delibera ARG/com 146/11, e determinerà il recepimento

delle variazioni comunicate nelle anagrafiche dei distributori.

5 aprile 2012 – Delibera 132/2012/R/com: Disposizioni in merito al

popolamento del Registro Centrale Ufficiale del Sistema Informativo Integrato.

L‟AEEG ha posto in capo ai distributori il compito di effettuare il popolamento del Registro

Centrale Ufficiale (RCU) del Sistema Informativo Integrato a decorrere dal

completamento della fase di accreditamento (31 agosto 2012) ed entro il 31 dicembre

2012.

Il popolamento e successivo aggiornamento dei dati sarà svolto:

secondo le specifiche tecniche pubblicate dall‟Acquirente Unico;

con cadenza mensile;

sulla base del set di dati inviati ai sensi dell‟art. 36.2 del TIS. Nella fase iniziale tale

set di dati sarà differenziato tra clienti finali sul mercato libero e clienti serviti in

maggior tutela, prevedendo per questi ultimi che il popolamento del RCU sia

completato successivamente.

19 aprile 2012 – Delibera 153/2012/R/com: Adozione di misure preventive e

ripristinatorie nei casi di contratti ed attivazioni non richiesti di forniture di

energia elettrica e/o di gas naturale.

L‟AEEG ha introdotto una disciplina finalizzata a contrastare il fenomeno della stipula di

contratti e l‟attivazione di forniture mediante pratiche commerciali scorrette (c.d.

contratti ed attivazioni non richieste).

Le misure definite, efficaci a decorrere dal 1° giugno 2012, riguardano i clienti aventi

diritto alla maggior tutela.

Con riferimento alle imprese di distribuzione, le disposizioni in materia prevedono:

la gestione delle procedure di ripristino tramite l‟accoglimento di richieste di

risoluzione contrattuale per “contratto non richiesto” da parte del venditore illegittimo



e di successive richieste di switching da parte del venditore precedente (legittimato a

detenere il POD);

lo svolgimento di un monitoraggio verso l‟AEEG con riferimento al numero di richieste

di risoluzione contrattuale per “contratto non richiesto”, secondo modalità che l‟AEEG

definirà con successiva determina.

L‟adesione alle procedure di ripristino da parte dei venditori è su base volontaria e deve

essere formalizzata mediante comunicazione all‟AEEG.

26 aprile 2012 – Delibera 157/2012/R/eel: Approvazione delle tariffe di

riferimento per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica e altre

disposizioni in materia di tariffe per i servizi di trasmissione, distribuzione e

misura dell’energia elettrica.

L‟AEEG ha pubblicato i valori delle tariffe di riferimento dell‟anno 2012 per il servizio di

distribuzione relative alle imprese di distribuzione per le quali i dati disponibili ne hanno

consentito la determinazione (tra queste Acea Distribuzione). Le tariffe di riferimento

pubblicate non sono ancora definitive, ma potranno essere soggette a rideterminazione a

seguito di verifica da parte dei distributori dei dati utilizzati dall‟AEEG per il calcolo.

Con la determina 3/2012, infatti, l‟AEEG ha comunicato che saranno fornite le

informazioni relative alle stratificazioni degli incrementi patrimoniali (terreni, linee di

distribuzione in AT, stazioni di trasformazione AT/MT entrate in esercizio fino al 31

dicembre 2007) in modo da permettere alle imprese di distribuzione di verificare il calcolo

di dette tariffe di riferimento.

Tra le ulteriori disposizioni definite dall‟AEEG nel presente provvedimento, si segnala:

l‟eliminazione del disposto regolatorio che, con riferimento ai punti di

interconnessione tra distributori, prevedeva l‟applicazione dei corrispettivi nei

confronti del distributore sulla base della rilevazione mensile del prelievo netto di

energia attiva;

la pubblicazione dei dati relativi alla perequazione dei ricavi del servizio di misura per

i clienti in BT, fornendo la ripartizione per tipologia di cliente dei costi delle

apparecchiature di misura;

il rinvio al 30 aprile 2013 del termine entro il quale l‟AEEG definirà le modalità

operative di gestione dei meccanismi di perequazione.



3 maggio 2012 – Delibera 175/2012/R/eel: Revisione dei fattori percentuali

convenzionali di perdita di energia elettrica applicati all’energia elettrica

immessa nelle reti di bassa e media tensione dagli impianti di generazione

distribuita.

In esito a quanto proposto con il documento per la consultazione 13/2012/R/eel, l‟AEEG

ha definito i valori dei coefficienti di perdita standard da applicare all‟energia elettrica

immessa nelle reti in BT e MT, posti pari rispettivamente a 5,1% e 2,4%.

Nella definizione di tali valori, minori rispetto ai coefficienti applicati all‟energia prelevata

sulle predette reti, l‟AEEG ha tenuto conto delle perdite evitate dalla generazione

distribuita sulle reti in BT ed MT.

I predetti valori hanno validità per il periodo 1° luglio 2012 – 31 dicembre 2013 e

saranno soggetti a revisione entro il 30 settembre 2013, con effetti a decorrere dal 1°

gennaio 2014, qualora, in esito al monitoraggio annuale dell‟entità delle inversioni di

flusso, si registri un incremento rilevante di tale fenomeno.

18 maggio 2012 – Delibera 188/2012/R/com: Approvazione della disciplina per

la trattazione dei reclami presentati da operatori contro un gestore di un

sistema di trasmissione, di trasporto, di stoccaggio, di un sistema GNL o di

distribuzione (articolo 44, commi 1 e 2, del D.Lgs. 1 giugno 2011, n. 93).

In esito al documento per la consultazione 58/2012/E/com, l‟AEEG ha approvato la

disciplina relativa ai reclami presentati contro un gestore di rete, riguardante:

i reclami presentati da soggetti diversi dai clienti finali e dai prosumer, nel caso in cui

si contesti al gestore la violazione di obblighi imposti in attuazione delle direttive

comunitarie sui mercati interni dell‟energia;

i reclami riferiti a controversie insorte tra produttori da fonti rinnovabili e gestori di

rete in relazione all‟erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione

(viene sostituita la disciplina precedentemente definita dalla delibera ARG/elt

123/08).

In particolare, si prevede che il reclamante prima di rivolgersi (eventualmente) all‟AEEG,

presenti un reclamo al gestore di rete, che ha l‟obbligo di fornire risposta motivata entro

45 giorni dalla data di ricevuta o dall‟avviso di ricevimento della predetta comunicazione.

18 maggio 2012 – Delibera 195/2012/R/eel: Approvazione della disciplina

semplificata per il funzionamento del sistema indennitario e relativo

monitoraggio.

Con il presente provvedimento l‟AEEG ha:



approvato le modifiche al regolamento che disciplina il funzionamento del Sistema

Indennitario, in vigore a decorrere dal 1° novembre 2012 e con validità fino alla piena

operatività del Sistema Informativo Integrato. Nel regolamento sono definite, in

particolare, le procedure operative relative ad ulteriori funzionalità che dovranno

essere gestite dalle imprese di distribuzione;

precisato alcuni aspetti relativi alle tempistiche di fatturazione posticipata del

corrispettivo Cmor da parte delle imprese di distribuzione nei confronti dei venditori

(da applicarsi 6 mesi dopo rispetto al momento in cui l‟Acquirente Unico identifica e

comunica ai distributori il corrispettivo Cmor a carico di un cliente finale).

24 maggio 2012 – Delibera 213/2012/R/eel: Modifiche delle disposizioni, di cui

all’Allegato A, alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 30

luglio 2009, ARG/elt 107/09 (Testo Integrato Settlement - TIS), con riferimento

alla regolazione economica delle partite di conguaglio load profiling, alla

determinazione delle partite economiche relative alle rettifiche dei dati di

misura e all’aggregazione incentivante.

L‟AEEG ha disposto l‟integrazione della comunicazione relativa al conguaglio annuale dei

dati di bilancio energetico, prescrivendo ai distributori di fornire a Terna anche i dati

relativi all‟energia elettrica assoggettata alla fatturazione del trasporto relativa ai punti di

prelievo trattati orari in maggior tutela.

Tali dati saranno utilizzati da Terna ai fini del calcolo dei parametri prestazionali che

determinano l‟importo che la stessa Terna paga ai distributori per lo svolgimento del

servizio di aggregazione delle misure.

14 giugno 2012 – Delibera 243/2012/E/com: Adozione del nuovo regolamento

per la disciplina dei procedimenti sanzionatori e delle modalità procedurali per

la valutazione degli impegni.

Nell‟ambito della definizione del nuovo regolamento relativo alla disciplina dei

procedimenti sanzionatori, l‟AEEG ha introdotto la disciplina relativa alla presentazione

degli impegni da parte di operatori per i quali sia avviato un procedimento sanzionatorio.

Gli impegni presentati dal soggetto destinatario del procedimento sanzionatorio, valutati

come ammissibili da parte dell‟AEEG, e successivamente pubblicati sul suo sito internet ai

fini dell‟invio di osservazioni da parte dei terzi interessati, diventano obbligatori per il

proponente una volta approvati dall‟AEEG e determinano la chiusura del procedimento

senza l‟accertamento dell‟infrazione contestata.



È stata, inoltre, prevista una procedura semplificata, nei soli casi in cui l‟AEEG sia in

grado, già nel procedimento di avvio, di determinare l‟importo della sanzione che

potrebbe essere irrogata; in tali situazioni, il destinatario del provvedimento ha la facoltà

di estinguere il procedimento sanzionatorio tramite il pagamento di un importo pari ad un

terzo del valore della sanzione determinata nella delibera di avvio.

21 giugno 2012 – Delibera 260/2012/E/com: Istituzione del Servizio

conciliazione clienti energia e approvazione della disciplina di prima attuazione.

In attuazione di quanto previsto dal d.lgs. 93/11 (di recepimento del c.d. Terzo Pacchetto

Energia), l‟AEEG ha istituito presso l‟Acquirente Unico il Servizio Conciliazione Clienti

Energia, definendo una disciplina transitoria.

In particolare, è stato stabilito che l‟accesso al servizio sarà possibile da parte di tutti i

clienti aventi diritto alla maggior tutela – sia direttamente che tramite un‟associazione dei

consumatori o un‟associazione di categoria – nel caso di controversie nei confronti di un

venditore o di un distributore.

Il cliente finale potrà presentare la richiesta di attivazione della procedura di conciliazione

solo dopo aver inviato il reclamo all‟operatore, nel caso in cui quest‟ultimo abbia risposto

e tale risposta sia ritenuta insoddisfacente o, comunque, siano decorsi almeno 50 giorni

solari dall‟invio del predetto reclamo.

La disciplina introdotta prevede:

l‟avvio del servizio dal 1° aprile 2013, con una prima fase sperimentale della

durata di un anno;

lo svolgimento della conciliazione in modalità telematica, mediante l‟utilizzo di

strumenti web;

la gratuità del servizio, indicando che con successivi procedimenti saranno definite

le modalità di copertura degli oneri sostenuti dall‟Acquirente Unico.

Con la determina 9/DCOU/2012 l‟AEEG ha, inoltre, istituito un gruppo di lavoro finalizzato

all‟avvio del servizio stesso.

5 luglio 2012 – Delibera 280/2012/E/com: Avvio di procedimento per

l’attuazione delle disposizioni in materia di piani di sviluppo delle reti di

distribuzione dell’energia elettrica.

L‟AEEG ha avviato un procedimento finalizzato all‟adozione di strutture e formati

standardizzati per la predisposizione dei piani di sviluppo da parte delle imprese di

distribuzione, al fine di incrementare gli strumenti di controllo della fase di pianificazione



dello sviluppo delle reti di distribuzione e di rendicontazione degli investimenti ai fini dei

riconoscimenti tariffari.

Nell‟ambito del procedimento, l‟AEEG intende analizzare i criteri di individuazione delle

esigenze di investimento, i criteri di valutazione delle priorità di investimento, i criteri di

valutazione dei costi e dei benefici connessi a ciascun investimento programmato, le

modalità di coordinamento con Terna S.p.A. e con altre imprese distributrici e le modalità

di presentazione e formato dei piani di sviluppo.

19 luglio 2012 – Delibera 294/2012/R/eel: Disposizioni urgenti in materia di

regolazione delle connessioni temporanee alle reti di distribuzione dell’energia

elettrica in media e bassa tensione.

In tema di connessioni temporanee in media e bassa tensione, l‟AEEG ha apportato, con

decorrenza immediata, le seguenti modifiche alla regolazione vigente:

sospensione dell‟obbligo di misura dei consumi, e quindi di installazione dei

misuratori, per le forniture temporanee i cui kWh vengono valorizzati tramite forfait.

Tale misura era stata già preannunciata con la delibera 38/2012/R/eel dello scorso 9

febbraio con cui l‟AEEG, per le connessioni temporanee ad uso abitazione, aveva

stabilito la determinazione dei consumi a forfait anche nei casi in cui fosse stato

installato il misuratore, pur confermando, in quella sede, l‟obbligo di misurazione dei

prelievi;estensione alle connessioni temporanee destinate ad usi domestici

dell‟agevolazione prevista sino al 31 dicembre 2012 per gli spettacoli viaggianti in

merito all‟applicazione del contributo in quota fissa per disattivazioni e attivazioni a

seguito di morosità di cui alla Tabella 8, lettera a), del TIC e del corrispettivo in quota

fissa a copertura dei costi amministrativi di cui alla Tabella 2 del TIC;

modifica da 30 kW a 40 kW del limite di potenza disponibile richiesta al di sotto della

quale si evita, per la determinazione dei corrispettivi per la connessione, il ricorso al

criterio della spesa relativa;

introduzione di indicatori di qualità specifici per le connessioni temporanee (TIQE);

applicazione del preventivo rapido a cura del venditore per l‟energizzazione,

l‟aumento o la diminuzione di potenza delle connessioni temporanee esistenti, per

potenze disponibili prima e dopo l‟attivazione o la variazione entro i 40 kW.

26 luglio 2012 – Delibera 311/2012/R/eel: Determinazione dei livelli

tendenziali di continuità del servizio di distribuzione di energia elettrica, degli

ambiti territoriali soggetti ad incentivazione speciale e degli ambiti territoriali

soggetti alla decelerazione dell’incentivazione.



Sono stati determinati i livelli di partenza ed i livelli obiettivo per gli anni 2012-2015 per

ciascun ambito territoriale (in alta, media e bassa concentrazione) delle imprese

distributrici per le quali si applica la regolazione incentivante della durata e del numero

delle interruzioni senza preavviso.

Con riferimento ad ACEA Distribuzione, il livello di partenza delle interruzioni per utente

BT:

per la durata, è superiore ai livelli obiettivo definiti per l‟anno 2012 in tutti gli ambiti

territoriali;

per il numero, è inferiore rispetto ai livelli obiettivo definiti per l‟anno 2012 in tutti gli

ambiti territoriali.

L‟AEEG ha inoltre individuato gli ambiti territoriali – caratterizzati da un livello di partenza

al 2012 superiore ad una volta e mezza rispetto al livello obiettivo da raggiungere entro il

2015 – per i quali si prevede un‟extra-remunerazione nel caso di raggiungimento del

livello obiettivo previsto al 2015.

Per Acea Distribuzione, tale incentivazione speciale riguarda la durata annua delle

interruzioni per utente BT:

in alta concentrazione, dove il livello di partenza è di 41,28 minuti (a fronte di un

livello obiettivo di 25 minuti);

in bassa concentrazione, dove il livello di partenza è 95,47 minuti (a fronte di un

livello obiettivo al 2015 di 60 minuti).

2 agosto 2012 – Delibera 336/2012/R/eel: Modificazioni all’Allegato A alla

deliberazione 29 dicembre 2011, Arg/elt 198/11, in materia di rimborsi

automatici agli utenti per interruzioni prolungate e di tensioni di fornitura in

bassa tensione.

Con riferimento alla qualità del servizio, l‟AEEG ha modificato il TIQE, disponendo:

l‟applicazione della Norma CEI 8-6 in materia di tensioni di alimentazione nelle reti di

distribuzione in BT;

l‟esclusione del rimborso automatico per le interruzioni su utenti BT c.d. prolungate,

estese anche alle interruzioni dovute ad ordini impartiti per accertamenti inerenti

all‟impianto d‟utenza o all‟utente medesimo.

2 agosto 2012 – Delibera 338/2012/R/eel: Determinazione dell’ammontare di

perequazione dei costi commerciali della distribuzione elettrica, sostenuti per la

clientela in bassa tensione per l’anno 2009.



L‟AEEG ha comunicato l‟ammontare di perequazione dei costi commerciali della

distribuzione elettrica, sostenuti per la clientela in BT per l‟anno 2009.

Per Acea Distribuzione tale importo è pari a zero. L‟AEEG ha precisato di non aver

riconosciuto alla società gli oneri legati alla “Funzione operativa condivisa tecnica di

telecontrollo, di manutenzione e servizi tecnici”, attribuiti al comparto “operazioni

commerciali funzionali all'erogazione del servizio di distribuzione e attività finalizzate alla

costruzione dei bilanci energetici delle reti di distribuzione”.

2 agosto 2012 – Delibera 339/2012/R/eel: Disposizioni urgenti in materia di

servizio di misura dell’energia elettrica prodotta e immessa nelle reti e

integrazioni alla deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas n.

88/07 e all’allegato B alla deliberazione ARG/elt 199/11 (TIME).

Con riferimento agli impianti di produzione entrati in esercizio a partire dal 27 agosto

2012, l‟AEEG ha introdotto alcune modifiche in tema di responsabilità del servizio di

misura dell‟energia immessa e prodotta, prevedendo che:

la responsabilità dell‟installazione e manutenzione dei misuratori sia a carico dei

distributori per tutti gli impianti di produzione in BT e per gli impianti di produzione in

MT e AT con potenza nominale fino a 20 kW;

la responsabilità del servizio di raccolta e validazione sia sempre a carico del

distributore, con l‟obbligo che le apparecchiature di misura installate dai titolari degli

impianti di produzione (ove responsabili dell‟installazione) siano compatibili con i

sistemi di telegestione dei distributori.

Inoltre, entro il 30 novembre di ciascun anno, con riferimento all‟anno successivo, i

distributori sono tenuti a pubblicare e trasmettere all‟Autorità il corrispettivo previsto per

i casi in cui il produttore – seppur responsabile dell‟installazione e della manutenzione –

decida di avvalersi del distributore per le suddette attività.

2 agosto 2012 – Delibera 350/2012/R/eel: Modalità applicative del regime di

compensazione della spesa per la fornitura di energia elettrica sostenuta dai

clienti domestici in gravi condizioni di salute.

L‟AEEG ha introdotto modifiche alla disciplina del bonus elettrico per i clienti in gravi

condizioni di salute di cui al decreto interministeriale 28 dicembre 2007, in applicazione al

decreto del Ministero della Salute 13 gennaio 2011. In sintesi:

viene disposta la sostituzione, a decorrere dal 1° gennaio 2013, dell‟Allegato A alla

delibera ARG/elt 117/08;



viene introdotto un nuovo meccanismo di compensazione che individua 3 gruppi di

consumi medi annui associati a ciascuna apparecchiatura salvavita e differenziati in

funzione della potenza impegnata (inferiore o superiore a 3 kW);

permane l‟obbligo del distributore, prima di procedere all‟erogazione del bonus, di

verificare il rispetto delle condizioni per l‟ammissione alla compensazione con

riferimento a tutte le informazioni a propria disposizione affinché risultino allineate a

quelle del venditore;

è confermato l‟obbligo per le imprese distributrici di dare pubblicità alle disposizioni

dell‟AEEG anche tramite il proprio sito internet.

20 settembre 2012 – Delibera 367/2012/R/efr: Verifica del conseguimento, da

parte dei distributori obbligati per l’anno 2011, degli obiettivi specifici

aggiornati di risparmio energetico e disposizioni alla Cassa conguaglio per il

settore elettrico in materia di erogazione del relativo contributo tariffario.

L‟AEEG ha determinato l‟entità del contributo tariffario da corrispondere alle imprese di

distribuzione per il conseguimento dell‟obiettivo di risparmio di energia primaria fissato

per l‟anno 2011.

Con riferimento ad Acea Distribuzione è stato riconosciuto l‟importo di 13.462.003 euro.

27 settembre 2012 – Delibera 394/2012/E/rht: Riordino delle disposizioni in

materia di vigilanza sulla puntuale osservanza del divieto di traslazione della

maggiorazione d’imposta, di cui all’articolo 81, comma 18, del decreto-legge 25

giugno 2008, n. 112, convertito con modificazioni in legge 6 agosto 2008, n.

133.

L‟AEEG ha riordinato le disposizioni in materia di vigilanza sull‟osservanza del divieto di

traslazione della maggiorazione d‟imposta Ires. La disciplina in oggetto – che si applica

anche alle imprese di distribuzione – sostituisce i precedenti provvedimenti in materia

(delibere VIS 109/08 e VIS 133/09).

Con specifico riferimento al provvedimento emanato dall‟AEEG, si segnala:

la modifica del riferimento normativo per l‟accesso al regime semplificato, che

consente di comunicare il valore dei ricavi e dell‟energia distribuita su base

semestrale in un unico invio annuale (entro 45 giorni dal termine civilistico di

approvazione del bilancio di esercizio). Il riferimento è ora costituito dal

provvedimento relativo alle soglie di fatturato emanato dall‟AGCM in attuazione

dell‟art. 16 della l. 287/90. Per l‟anno 2011 l‟AGCM, con provvedimento del 12



settembre 2012, ha aggiornato tale soglia di fatturato fissandola a 474 milioni di

euro;

la possibilità per gli operatori ed i soggetti interessati di presentare osservazioni e

proposte entro 60 giorni dalla data di pubblicazione del provvedimento in oggetto, al

fine di migliorare ed integrare la disciplina in materia.

15 novembre 2012 – Delibera 475/2012/E/com: Integrazioni e modifiche alla

deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas 21 giugno 2012,

260/2012/E/com relativa al servizio conciliazione clienti energia ai fini

dell’istituzione di un elenco degli operatori aderenti a procedure di

conciliazione.

A seguito della proposta emersa nell'ambito del gruppo di lavoro avviato a luglio del

2012, l‟AEEG ha stabilito la creazione nel proprio sito internet (entro il 1° aprile 2013)

dell‟elenco degli operatori che aderiscono volontariamente a procedure di conciliazione

extragiudiziale delle controversie.

L'elenco sarà suddiviso in due distinte sezioni, dedicate ai venditori ed ai distributori, e gli

operatori aderenti avranno la possibilità di indicare le procedure di conciliazione offerte ai

clienti finali, comprese quelle basate sul modello c.d. paritetico.

L'adesione volontaria vincola ciascun operatore a partecipare per un tempo uguale

almeno al periodo complessivo previsto per l‟avvio sperimentale del servizio di

conciliazione istituito dall'AEEG (la cui durata è fissata in 6 mesi) e comunque non

inferiore a due anni. Sarà l„AEEG, con successiva determina, a definire le modalità di

comunicazione di adesione all'elenco da parte degli operatori, nonché della pubblicazione

e dell‟aggiornamento dello stesso.

29 novembre 2012 – Delibera 500/2012/R/eel: Determinazione dei premi e

delle penalità relativi ai recuperi di continuità del servizio di distribuzione

dell’energia elettrica per l’anno 2011.

L‟AEEG ha determinato gli importi relativi dall‟applicazione della regolazione incentivante

della continuità del servizio di distribuzione per l‟anno 2011.

Per quel che riguarda Acea Distribuzione, l‟incentivo risulta pari a 5.490.337 euro. Tale

importo è il risultato dell‟incentivo conseguito (7.390.758 euro), ridotto della penalità

(1.900.421 euro).

20 dicembre 2012 – Delibera 548/2012/E/com: Approvazione del nuovo

Regolamento dello Sportello per il consumatore di energia per lo svolgimento



delle attività afferenti al trattamento dei reclami e modifica al Regolamento

disciplinante le modalità di copertura degli oneri relativi allo Sportello.

L‟AEEG ha approvato, con decorrenza 1° gennaio 2013, il nuovo Regolamento dello

Sportello per il consumatore afferente il trattamento dei reclami, stabilendo che:

il termine per la risposta dell‟esercente alla richiesta di informazioni dello Sportello è

pari a 20 gg lavorativi, senza prevedere l‟invio di un sollecito in caso di mancata

risposta;

lo Sportello procede all‟invio di report trimestrali all‟AEEG, funzionali al monitoraggio

della qualità della risposta degli esercenti, determinando i seguenti indicatori:

1. la puntualità nelle risposte (PR): pari, per ogni esercente, al rapporto tra il

numero di risposte pervenute (complete e non interlocutorie) allo Sportello

entro il termine fissato, ed il numero di richieste inviate dallo Sportello;

2. l‟assenza di risposta (AR): pari al rapporto tra il numero di richieste di

informazioni prive di risposta ed il numero di richieste di informazioni inviate;

lo Sportello può procedere all‟inoltro della richiesta di informazioni anche in presenza

di reclami irregolari, purché siano noti i dati identificativi del punto di prelievo e del

cliente ad esso associato e purché si verifichi almeno una delle seguenti condizioni:

o la sospensione della fornitura di energia elettrica;

o la mancata erogazione del bonus sociale richiesto dal cliente, in presenza di tutti i

requisiti previsti dalla normativa;

o il cliente abbia già inoltrato un reclamo scritto senza attendere il decorso dei

termini per la risposta da parte dell‟esercente e lo Sportello ravvisi il pericolo di

danni gravi e irreparabili per il cliente.

20 dicembre 2012 – Delibera 551/2012/R/eel: Modificazioni al testo integrato

della qualità dei servizi di distribuzione e misura dell’energia elettrica.

Con le modifiche al TIQE introdotte, l‟AEEG ha dato parziale attuazione a quanto proposto

con il documento per la consultazione 452/2012/R/eel in materia di:

valorizzazione dell‟incentivo per la riduzione del numero degli utenti MT c.d. “peggio

serviti” (articolo 42 del TIQE): non sono state apportate modifiche all‟attuale

regolazione incentivante sulla riduzione degli utenti “peggio serviti”, mantenendo

invariato l‟attuale meccanismo che prevede la verifica dell‟obiettivo di riduzione e

l‟eventuale erogazione del premio in ogni anno del periodo regolatorio;

verifica della tensione di fornitura su richiesta dell‟utente (articoli 94 e 95 del TIQE): è

stata confermata la proposta di evitare l‟esecuzione della verifica della tensione di

fornitura richiesta da un utente qualora all‟impresa distributrice sia già noto che il



valore di tensione di fornitura sulla linea alimentante l‟utente richiedente non è

compreso nei limiti disciplinati dall‟articolo 62 del TIQE (riferimento alla norma CEI 8-

6). In particolare, riguardo alla gestione di tali casistiche, l‟AEEG ha stabilito che:

o nella comunicazione da inviare all‟utente in esito alla richiesta di verifica, sia

sufficiente indicare unicamente la non conformità del valore di tensione normale di

cui alla norma CEI 8-6;

o il tempo standard di ripristino del valore normale della tensione di fornitura debba

decorrere dalla data di richiesta della verifica da parte dell‟utente.

integrazione delle cause di interruzione di secondo livello (articolo 7 e tabella 3 del

TIQE).

Le modifiche relative all‟esecuzione delle verifiche della tensione di fornitura e della

registrazione delle cause di interruzione sono efficaci dal 21 dicembre 2012.

20 dicembre 2012 – Delibera 559/2012/R/eel: Revisione dei fattori percentuali

convenzionali di perdita applicati all’energia elettrica prelevata sulle reti di

media e bassa tensione e disposizioni in tema di perequazione delle perdite di

rete.

La principale modifica disposta dalla delibera 559/2012/R/eel riguarda la riduzione, a

partire dal 1° gennaio 2013, del coefficiente di perdita dell‟energia prelevata in

corrispondenza dei punti di prelievo in MT, posto pari al 4%. L‟AEEG ha deciso di operare

una riduzione di tale coefficiente di minore entità rispetto a quanto proposto in sede di

consultazione, accettando parzialmente le osservazioni formulate dagli operatori riguardo

l‟esigenza di tenere in considerazione, sulle reti di media tensione, anche le perdite

commerciali.

Al fine di tutelare l‟equilibrio economico-finanziario dei distributori caratterizzati da livelli

di perdite effettive superiori alle perdite standard è stato, inoltre, modificato

transitoriamente, per l‟anno 2012, il meccanismo di perequazione delta perdite e definito

un algoritmo di calcolo in base al quale:

o i distributori meno efficienti verseranno a CCSE la metà del saldo di perequazione che

avrebbero dovuto pagare;

o i distributori più efficienti, invece, riceveranno un contributo pari al minimo tra il loro

effettivo saldo di perequazione ed un valore ponderato, vincolato ai saldi conseguiti

dal meccanismo a livello nazionale.

L‟obiettivo dell‟AEEG è di garantire una modalità di perequazione tra imprese di

distribuzione coerente con l‟esercizio reale delle reti e con gli effettivi risultati conseguiti



dagli operatori nella gestione delle perdite, attraverso la determinazione di coefficienti di

perdita dell‟energia prelevata per impresa di distribuzione.

20 dicembre 2012 – Delibera 565/2012/R/eel: Aggiornamento, per l’anno

2013, delle tariffe e delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di

connessione e altre disposizioni relative all’erogazione dei servizi di

trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica.

Con il presente provvedimento l‟AEEG, oltre ad aggiornare le tariffe per i servizi di

trasmissione, distribuzione e misura dell‟energia elettrica e le condizioni economiche per

l‟erogazione del servizio di connessione per l‟anno 2013, ha disposto:

il mantenimento, anche per il 2013, della struttura monomia dei corrispettivi CTR e

TRAS, aggiornando unicamente il valore della componente energia e ponendo pari a

zero il valore della quota potenza;

una maggiore sistematizzazione normativa del servizio di misura dell‟energia elettrica,

integrando il TIME di alcune disposizioni relative alla programmazione dei misuratori,

agli obblighi di raccolta delle misure nonché alla messa a disposizione dei dati, fino ad

ora ricomprese nel TIV;

il rinvio dell‟implementazione del processo di affidamento a Terna della responsabilità

del servizio di misura lungo il perimetro della RTN, prorogando al 30 giugno 2013, il

termine di consegna del gestore della rete di trasmissione nazionale di

rappresentazione della totalità di punti di interconnessione lungo il perimetro della

RTN;

corretto (in diminuzione) il valore 2012 delle quote parti degli elementi MIS1(INS),

MIS3(INS) e σ1(mis), di cui alla tabella 6 del TIME, necessarie per il calcolo dei ricavi

relativi all‟installazione e alla manutenzione dei misuratori elettronici nella

perequazione misura;

la proroga al 31 dicembre 2013 dell‟agevolazione prevista per le connessioni

temporanee relative a spettacoli viaggianti ed agli usi domestici a queste connesse,

riguardante l‟applicazione del contributo in quota fissa per disattivazioni e attivazioni

a seguito di morosità ed il corrispettivo in quota fissa a copertura dei costi

amministrativi, in sostituzione dei corrispettivi a forfait.

20 dicembre 2012 – Delibera 570/2012/R/efr: Testo integrato delle modalità e

delle condizioni tecnico-economiche per l’erogazione del servizio di scambio sul

posto: condizioni per l’anno 2013.



La nuova disciplina per l‟erogazione del servizio di scambio sul posto troverà applicazione

dal 2013 per tutti gli impianti di produzione, compresi quelli già entrati in esercizio.

L‟AEEG ha, pertanto, abrogato la precedente delibera ARG/elt 74/08, che rimarrà valida

solo ai fini del calcolo da parte del GSE del conguaglio dell'anno 2012 da erogare agli

utenti dello scambio sul posto.

Le principali modifiche operate alla regolazione in materia riguardano:

la modifica delle modalità di valorizzazione dei contributi a favore degli utenti dello

scambio sul posto;

l‟introduzione di obblighi informativi aggiuntivi in capo alle imprese di distribuzione

(comunicazione della tipologia tariffaria del punto di prelievo in aggiunta ai dati di

misura dell‟energia immessa e prelevata);

l‟introduzione di penali a carico delle imprese di distribuzione nel caso di ritardi nella

comunicazione delle informazioni sulla tipologia tariffaria e dei dati di misura, da

pagare a Cassa entro determinate scadenze.

Trasporto di energia elettrica

L‟energia elettrica complessivamente immessa nella rete di ACEA Distribuzione (dalla rete

di trasmissione nazionale, da impianti di generazione connessi direttamente alla rete di

ACEA Distribuzione e dalla rete di ENEL Distribuzione interconnessa) ha registrato, nel

corso del 2012, una diminuzione dello 0,07% rispetto al dato di energia immessa nello

stesso periodo dell‟anno precedente1. La potenza massima richiesta sulla rete di Acea

Distribuzione nel corso del 2012 è stata pari a 2.276 MW ed è stata registrata alle ore

14.00 del 11 Luglio 2012. Tale valore è stato inferiore di circa 86 MW (-3,63%) rispetto

al corrispondente dato registrato durante l‟anno 2011, attestato su 2.361 MW e rilevato il

13 Luglio 2011, alle ore 13.00. L‟anno 2012 ha visto confermarsi l‟elevato tasso di

attivazioni degli impianti non rilevanti2 (5.775 nell‟anno 2012 in rapporto a 3.971

nell‟anno 2011 per una variazione del +45%). Conseguentemente il dato di potenza

nominale installata è aumentato del 32% in relazione allo scorso anno (129,6 MW

nell‟anno 2012 rispetto ai 98,32 MW nell‟anno 2011).

1 Dato comunicato in occasione della chiusura di bilancio 2011. 2 Si definisce impianto non rilevante un impianto con potenza complessiva inferiore a 10 MVA.



La domanda di energia elettrica rilevata sulla rete di Acea Distribuzione nel corso

dell‟anno 2012, è stata influenzata dalle condizioni climatiche (più miti in primavera e in

autunno e più rigide in estate e in inverno) e da un maggior numero di giorni lavorativi

(un giorno lavorativo in più, tenuto conto che il 2012 è stato un anno bisestile).

In particolare, nei mesi di Febbraio e Luglio, in conseguenza delle temperature più rigide

e più calde, la richiesta di energia elettrica ha subito rispettivamente incrementi del

7,70% e del 7,43%. Al contrario, nei mesi di Marzo e Settembre, considerate le

condizioni climatiche miti è stata registrata una riduzione della domanda di energia

elettrica rispettivamente pari a -5,69% e -8,72% (in particolare nel mese di Settembre

sulla riduzione hanno inciso anche due giorni lavorativi in meno).

Nel grafico riportato di seguito viene rappresentato l‟andamento della TDR3 registrata nel

corso dell‟anno 2012 e la differenza media mensile del medesimo parametro calcolato nei

mesi corrispondenti dell‟anno 2012 e 2011.

3 La temperatura di riferimento (TDR) è definita come la media pesata della temperatura giornaliera massima e minima che meglio interpreta l‟influenza dei fattori climatici sulla domanda di energia elettrica. L‟andamento della TDR riportato nella presente relazione è stato elaborato in base all‟aggiornamento delle serie storiche effettuato successivamente alla redazione della chiusura di semestrale 2010.



Nella successiva tabella sono riportate le variazioni percentuali mensili dell‟energia

elettrica immessa nella rete di ACEA Distribuzione, calcolate con riferimento ai volumi

2012 e 2011, come rilevati direttamente dal sistema di misura dedicato (serie “grezza”)

e, quindi, come risultanti dalle elaborazioni4 effettuate per neutralizzare gli effetti delle

richiamate condizioni climatiche, nonché della diversa composizione del calendario (serie

“depurata”):

VARIAZIONI PERCENTUALI MENSILI – SERIE “GREZZA”, SERIE “DEPURATA”

2012 Vs. 2011 Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Totale

SERIE "GREZZA" 1,18% 7,70% -5,69% -3,40% -2,91% 1,36% 7,43% 6,54% -8,72% -0,42% -4,36% -0,08% -0,07%

SERIE "DEPURATA" 3,21% 2,94% 0,28% -3,02% -3,02% -5,04% -2,79% 0,92% -6,43% -4,12% -3,01% -4,46% -2,06%

La tabella che segue illustra la sequenza mensile dell‟energia elettrica immessa nella rete

di ACEA Distribuzione durante il 2012, corredata dell‟analoga serie del 2011:

Energia immessa nella rete ACEA [GWh]

Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Totale

2012 1.045,81 1.016,98 947,50 856,84 916,69 1.021,76 1.156,69 1.061,32 948,60 951,60 921,53 1.017,96 11.863,28

4 I dati di energia depurati dall‟influenza del meteo e del calendario, sono stati elaborati utilizzando i parametri di declimatizzazione, decalendarizzazione e destagionalizzazione aggiornati in data successiva alla redazione della chiusura di semestrale 2011.



Energia immessa nella rete ACEA [GWh]

Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre Ottobre Novembre Dicembre Totale

2011 1.033,65 944,31 1.004,66 887,02 944,15 1.008,09 1.076,67 996,16 1.039,26 955,63 963,55 1.018,78 11.871,93

Tali quantitativi di energia elettrica sono stati destinati al fabbisogno delle utenze

alimentate dalla rete sopra menzionata, individuate dal complesso dei clienti del mercato

libero, del mercato di salvaguardia e del mercato di maggior tutela, nonché dai cosiddetti

distributori sottesi, rappresentati nello specifico dall‟impresa elettrica del comune di

Saracinesco. Sono inoltre presenti cessioni ed immissioni di energia, effettuate tra la rete

di ACEA Distribuzione e le reti di ENEL Distribuzione, in corrispondenza di alcuni punti di

interconnessione in bassa, media e alta tensione.

Nella successiva tabella, in relazione al confronto tra l‟esercizio dell‟anno 2012 e dell‟anno

2011, trova quantitativa rappresentazione la precedente esposizione, con l‟ulteriore

dettaglio del contributo assicurato dall‟Acquirente Unico S.p.A. e dalla fornitura da

importazione:

Mercato di maggior tutela Mercato libero Distributori sottesi Totale

Fonte AU Altre Fonti GWh GWh GWh

GWh GWh

2012 3.326,90 433,56 8100,28 2,54 11.863,28

2011 3.513,95 432,38 7922,74 2,86 11.871,93

Per quanto riguarda la fornitura da importazione, a decorrere dal 1° gennaio 2002, ACEA

Distribuzione ha stipulato una convenzione con lo Stato della Città del Vaticano,

rinnovata il 5 agosto 2011, a valere per il periodo 1° gennaio 2012 - 31 dicembre 2022,

per la gestione ottimizzata dell‟energia elettrica di importazione ad esso assegnata

(determinata da Terna su indicazioni dell‟Autorità per l‟energia elettrica e il gas, a valle

del Decreto del Ministro delle Attività Produttive - ora Ministro dello Sviluppo Economico -

che definisce l‟attribuzione di quote di capacità di trasporto all‟interconnessione con

l‟estero per lo Stato Città del Vaticano e per la Repubblica di San Marino).

Tariffe per il servizio di trasporto

L‟anno 2012 rappresenta il primo anno in cui trova applicazione la nuova struttura

tariffaria definita dall‟Autorità per l‟Energia Elettrica e il Gas (AEEG) per il periodo di



regolazione 2012 - 2015. Le disposizioni normative sono articolate in tre Testi Integrati:

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell‟Autorità per l‟erogazione dei servizi di

trasmissione e distribuzione dell‟energia elettrica (TIT)”, Allegato A alla deliberazione

ARG/elt/199/11, “ Il Testo Integrato delle disposizioni dell‟Autorità per l‟erogazione del

servizio di misura dell‟energia elettrica (TIME)”, Allegato B alla deliberazione

ARG/elt/199/11, e il “ Testo Integrato delle disposizioni dell‟Autorità delle condizioni

economiche per l‟erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla

deliberazione ARG/elt/199/11 pubblicata il 29 Dicembre 2011.

L‟AEEG ha confermato, per il servizio di distribuzione, il disaccoppiamento della tariffa

applicata ai clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la

determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (c.d. tariffa di

riferimento).

La principale novità introdotta rispetto al precedente periodo di regolazione (2008-2011),

è rappresentata dall‟introduzione della tariffa di riferimento per il servizio di distribuzione

per impresa, che sostituisce il precedente meccanismo di determinazione dei ricavi

ammessi basato sulla tariffa media nazionale integrata dalle perequazioni generali sulla

distribuzione in AT, AT/MT e BT e dalla perequazione specifica aziendale.

La nuova tariffa, per il primo anno del IV periodo regolatorio, riconosce per impresa:

il capitale investito netto della filiera di media e bassa tensione ricostruito al 2007 con

un criterio parametrico, e quello effettivo a partire dal 2008;

il capitale investito netto effettivo al 2010 sulla filiera di alta tensione e di

trasformazione dalla alta alla media tensione.

Il tasso di remunerazione del capitale investito netto (wacc) è previsto pari al 7,6% per il

servizio di distribuzione sugli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2011, e all‟ 8,6%

sugli investimenti realizzati negli anni successivi. L‟incremento dell‟ 1% è legato

all‟obiettivo dell‟AEEG di compensare il lag temporale esistente tra la realizzazione

dell‟investimento e la copertura tariffaria del costo (cd. lag regolatorio). In relazione alla

straordinaria congiuntura economico finanziaria, l‟AEEG ha introdotto un meccanismo di

revisione del wacc a metà del periodo regolatorio, basato sull‟aggiornamento del

parametro relativo al tasso delle attività prive di rischio.

Sul fronte dei costi operativi, la nuova tariffa per impresa copre i costi specifici attraverso

un coefficiente di modulazione dei costi medi nazionali, che è determinato dall‟AEEG in

funzione dei costi effettivi dell‟impresa, come risultanti dai conti annuali separati e

riconosciuti nella perequazione specifica aziendale nel 2010, e delle variabili di scala

all‟anno 2010.



Ulteriore novità introdotta a partire dal IV ciclo regolatorio riguarda l‟articolazione della

tariffa in base ai punti di prelievo (ad eccezione della tipologia relativa all‟illuminazione

pubblica), a differenza del precedente ciclo in cui la tariffa di riferimento di distribuzione

era differenziata oltre che sui punti di prelievo, sul consumo e la potenza. La scelta è

motivata dall‟esigenza di stabilizzare i ricavi di distribuzione utilizzando una variabile

meno soggetta alle fluttuazioni della domanda di energia.

L‟AEEG con la delibera 157/2012 del 26 Aprile ha approvato la tariffa di riferimento di

Acea Distribuzione, la quale pur tuttavia riveste ancora carattere di provvisorietà: infatti

la definitiva approvazione è legata alla chiusura del processo di certificazione dei cespiti

che prevede l‟invio da parte degli Uffici Aeeg delle stratificazioni puntuali delle

infrastrutture entrate in esercizio successivamente al 31 dicembre 2007 utilizzate per il

calcolo delle tariffe di riferimento, ai fini della verifica da parte delle imprese distributrici

della coerenza con le informazioni contabili. La delibera prevede che le eventuali

rideterminazioni della tariffa debbano avvenire in tempo utile per il calcolo degli importi

di perequazione 2012 e comunque entro la scadenza prevista dal TIT per la fissazione

delle tariffe di riferimento per l‟anno 2013 (marzo 2013).

A Luglio 2012, l‟AEEG ha comunicato la stratificazione degli incrementi patrimoniali

relativi a terreni, linee di distribuzione di alta tensione, stazioni di trasformazione

alta/media tensione entrate in esercizio fino al 31 dicembre 2007 utilizzate per il calcolo

delle tariffe di riferimento 2012. Acea Distribuzione ha riscontrato alcune incongruenze e,

come previsto dalla delibera 157/2012, ha presentato apposita istanza ai fini della

rettifica/integrazione dei dati.

L‟aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione per gli anni successivi al

primo avverrà individualmente in base agli incrementi patrimoniali comunicati dalle

imprese nell‟ambito delle raccolte dati sulla RAB. Il criterio di aggiornamento prevede

che:

la quota della tariffa a copertura dei costi operativi sia aggiornata mediante il

meccanismo del price-cap (con un obiettivo di recupero di produttività del 2,8%);

la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito sia

aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi

del servizio erogato, gli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio e differenziati

per livello di tensione ed il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione

riconosciuta agli investimenti incentivati;

la parte a copertura degli ammortamenti sia aggiornata mediante il deflatore degli

investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il tasso di



variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni,

dismissioni e fine vita utile e il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi

entrati in esercizio.

L‟introduzione della tariffa per impresa semplifica il sistema perequativo dal momento

che la nuova tariffa ingloba parte delle perequazioni generali e la perequazione specifica

aziendale.

L‟AEEG conferma il meccanismo, già introdotto nel terzo ciclo regolatorio, di maggiore

remunerazione di alcune categorie di investimenti, ampliandone la casistica e

prevedendo, oltre ai progetti smart grids, la maggiore remunerazione per interventi di

rinnovo e potenziamento delle reti in media tensione nei centri storici.

La tariffa a copertura dei costi di commercializzazione è basata sui costi standard

nazionali, differenziati in funzione dell‟erogazione del servizio di vendita per la maggior

tutela in forma “integrata” o funzionalmente separata dal servizio di distribuzione. L‟AEEG

ha eliminato la perequazione per l‟attività di commercializzazione e ha previsto

l‟azzeramento del recupero di produttività sui costi di commercializzazione. La copertura

degli investimenti sostenuti è garantita in maniera diretta attraverso la perequazione

della commercializzazione fino al 2011, in maniera indiretta e con il lag temporale di due

anni a partire dagli investimenti realizzati dal 2012.

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l‟AEEG ha previsto l‟introduzione di una tariffa

binomia (potenza e consumo) per i clienti in alta tensione, e la modifica della struttura

della tariffa di costo per il servizio di trasmissione verso Terna (CTR) introducendo un

corrispettivo anch‟esso binomio. La revisione delle due tariffe ha comportato

l‟introduzione di un nuovo meccanismo di perequazione.

I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione per il nuovo ciclo

regolatorio si articolano in:

perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;

perequazione dei ricavi per la fornitura dell‟energia elettrica ai clienti domestici;

perequazione dei costi di trasmissione;

perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard;

La perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione ha l‟obiettivo di perequare il

gettito derivante dal confronto tra i ricavi fatturati all‟utenza attraverso la tariffa

obbligatoria e i ricavi ammessi del distributore, calcolati attraverso la tariffa di

riferimento dell‟impresa.



La perequazione dei ricavi per la fornitura dell‟energia elettrica ai clienti domestici ha

l‟obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto delle tariffe obbligatorie fatturate

all‟utenza domestica e i ricavi valorizzati nella tariffa di riferimento.

La perequazione dei costi di trasmissione ha l‟obiettivo di rendere passante per il

distributore il costo riconosciuto a Terna per il servizio di trasmissione (CTR) con quanto

versato dai clienti finali attraverso la tariffa obbligatoria di trasmissione (TRAS).

La perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard,

disciplinata nel Testo Integrato della Vendita (TIV) , delibera 156/07, consente di

perequare la differenza tra le perdite effettive conseguite sulla rete di distribuzione

rispetto alle perdite standard definite dall‟AEEG.

In proposito l‟AEEG, con deliberazione 196/11, ha previsto l‟abbassamento delle perdite

standard sulle reti di alta e altissima tensione e la revisione temporanea delle perdite

standard MT/BT conseguenti al cambio di quelle di alta tensione, con l‟obiettivo di

effettuare ulteriori approfondimenti nel corso del 2012, per definire nuove modalità di

valorizzazione della perequazione che tengano conto della diversificazione territoriale

degli operatori. Con la delibera 175/2012/r/eel ha allungato i tempi del processo di

consultazione rimandando a successivi provvedimenti da emanarsi entro il 30 settembre

2013 l‟ulteriore revisione dei fattori di perdita standard da applicare all‟energia elettrica

prelevata dalle reti in media e bassa tensione.

Con la delibera 559/2012, l‟AEEG ha adottato un meccanismo di perequazione del valore

della differenza tra perdite effettive e perdite standard tra le imprese di distribuzione, da

applicare transitoriamente all‟anno 2012 e la revisione del fattore di perdita standard

sulla filiera MT a partire dal 2013.

Solo per l‟anno 2012, in attesa di una successiva revisione della modalità di copertura dei

costi connessi all‟utilizzo dell‟energia elettrica per gli usi propri, continua ad essere

disciplinata la perequazione dell‟acquisto dell‟energia elettrica fornita agli usi propri della

trasmissione e della distribuzione. La disciplina del load profiling prevede che l‟energia

elettrica destinata al mercato di maggior tutela sia determinata residualmente ed includa

anche l‟energia elettrica corrispondente ai consumi propri di distribuzione e di

trasmissione. L‟Autorità ha confermato senza modifiche la modalità di calcolo della

perequazione del costo di acquisto dell‟energia elettrica a carico delle imprese distributrici

ed assorbita dagli usi propri della trasmissione e della distribuzione, secondo quanto

stabilito nel TIV.



Nel nuovo Testo Integrato del Trasporto, l‟Autorità ha previsto un meccanismo di

riconoscimento in acconto, con cadenza bimestrale, dei saldi di perequazione relativi alla

perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e dei costi di trasmissione. Con

la delibera 157/2012 ha posticipato dal 30 aprile 2012 al 30 aprile 2013 i tempi a

disposizione dell‟AEEG per disciplinare le modalità operative di gestione dei meccanismi di

perequazione con la CCSE.

A fine 2012 è stato ceduto all‟Unicredit Factoring parte del credito vantato nei confronti di

CCSE relativo alla perequazione dei ricavi di distribuzione dell‟anno 2012.

Il Testo Integrato di Misura (TIME) disciplina le tariffe per il servizio di misura articolate

nelle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, raccolta, validazione e

registrazione delle misure. Il Testo Integrato prevede il passaggio a Terna del servizio di

raccolta, registrazione e validazione delle misure relative ai punti di interconnessione tra

le reti delle imprese di distribuzione e la RTN; tale modifica sarà resa operativa con

successivi provvedimenti, per cui al momento rimane in capo all‟ impresa di distribuzione

lo svolgimento dell‟intero servizio di misura.

La struttura dei corrispettivi risulta invariata rispetto al precedente ciclo ad eccezione

dell‟introduzione di una componente tariffaria a copertura del valore residuo non

ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti prima della conclusione della loro

vita utile con misuratori elettronici, c.d. MIS (RES), da fatturare ai clienti finali in BT. Il

Testo Integrato di misura prevede la possibilità di anticipare in un'unica soluzione il

gettito derivante da questa integrazione tariffaria.

Acea distribuzione ha richiesto e ottenuto alla fine del mese di Maggio l‟anticipo in unica

soluzione del gettito derivante dall‟integrazione tariffaria MIS (RES) .

L‟AEEG ha confermato il criterio di determinazione delle tariffe del servizio di misura sulla

base di costi nazionali, pertanto ha mantenuto anche per il IV ciclo regolatorio la

perequazione di misura. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a garantire che la

remunerazione degli investimenti in misuratori e sistemi elettronici di raccolta delle

misure sia attribuita alle imprese distributrici che li hanno effettivamente realizzati,

secondo le tempistiche previste per la sostituzione del parco contatori.

Con delibera 565/2012 è stata corretta la quota parte dei parametri relativi alla

perequazione dei ricavi per il servizio di misura relativa all‟anno 2012.

Le tariffe a copertura del servizio di misura si aggiornano, come per il servizio di

distribuzione, con il meccanismo del price-cap per la quota a copertura dei costi operativi



(con un obiettivo di recupero di produttività del 7,1%) e con il deflatore, la variazione del

capitale investito e il tasso di variazione dei volumi per la parte a copertura del capitale

investito e degli ammortamenti. Il tasso di remunerazione del capitale di misura è

equivalente a quello del servizio di distribuzione.

Il “Testo Integrato delle disposizioni dell‟Autorità delle condizioni economiche per

l‟erogazione del servizio di connessione” (TIC), Allegato C alla deliberazione

ARG/elt/199/11, disciplina le condizioni economiche per l‟erogazione del servizio di

connessione e di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da

utente, volture, subentri, disattivazione ecc …) delle utenze passive, in sostanziale

continuità rispetto al precedente periodo regolatorio.

Qualità del servizio

A decorrere dal 1° gennaio 2012 e fino al 31 dicembre 2015 (IV periodo di regolazione)

la qualità tecnica del servizio di distribuzione dell‟energia elettrica è disciplinata dalla

Delibera n. 198/11.

La Delibera n. 198/11 mantiene la disciplina delle quattro tipologie differenti di

regolazione già vigenti per il III ciclo regolatorio (2008-2011), ossia:

Regolazione delle interruzioni prolungate o estese;

Standard individuali sul numero di interruzioni per i clienti MT;

Regolazione sulla durata cumulata delle interruzioni senza preavviso lunghe;

Regolazione sul numero medio di interruzioni senza preavviso lunghe e brevi.

Le novità più importanti determinate dalla nuova norma si riferiscono alla regolazione

sugli standard individuali per il numero di interruzioni per clienti MT. In sostanza, la

Delibera n. 198/11 inserisce nel conteggio del numero dei disservizi anche le interruzioni

di tipologia breve in aggiunta a quelle di tipo lungo fino ad oggi previste. Sono aumentati

i livelli specifici di continuità da rispettare, ma, sempre rispetto alla precedente

regolazione, sono previsti tetti sulle penalità più alti e indici di valutazione delle singole

penali più sfidanti. Detti aumenti sono previsti in due scaglioni: una prima fase già nel

biennio 2012-13, una seconda fase, più aggressiva, nel biennio 2014-15.

Parallelamente, à stato istituito un meccanismo di incentivazione della riduzione dei

clienti MT peggio serviti (ove si definisce come cliente peggio servito quel cliente MT che

in un esercizio ha avuto più interruzioni del livello standard).



Per quanto attiene ai recuperi di continuità veri e propri, ovvero la regolazione sulla

durata cumulata e sul numero medio di interruzioni, è stata istituita una forma di

regolazione “privilegiata” per quegli ambiti di concentrazione che hanno un livello di

partenza (biennale 2010-11) superiore a 1,5 volte il livello obiettivo sulla durata. Per

questi ambiti è previsto un recupero aggiuntivo di continuità se l‟indicatore annuale del

2015 sarà inferiore al livello obiettivo e sono applicate fasce di franchigia “maggiorate”

per tutti e quattro gli anni del IV periodo di regolazione.

Si segnala, inoltre, che è stato eliminato il vincolo ad un miglioramento massimo richiesto

del 6% sulla regolazione del numero delle interruzioni per cliente BT.

Relativamente alle attività 2012 si evidenzia che si è conclusa nei tempi prestabiliti

dall‟Autorità (entro il 31 marzo 2012) l‟attività di rendicontazione dell‟esercizio 2011

secondo le disposizioni della precedente norma di settore che è la Delibera n. 333/07. La

rendicontazione dell‟esercizio 2012 avverrà entro la data del 31 marzo 2013.

Energy Services

Nel settore dei servizi energetici le attività della società ARSE, che ha visto il suo avvio

operativo il 1° aprile 2005, si orientano lungo tre direttrici: il Risparmio Energetico, il

Fotovoltaico e la Cogenerazione.

Risparmio Energetico

Il 2012 si caratterizza per il notevole impulso nella definizione di normative riguardanti il

settore dell‟efficienza energetica in Italia. Ci si riferisce al tanto atteso decreto del MSE

per il prolungamento del sistema dei certificati bianchi, anticipato dal documenti di

consultazione sulla SEN (Strategia Energetica Nazione; all‟introduzione del “Conto

termico” con il decreto 28 dicembre 2012 in cui si definisce il nuovo sistema di

incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinnovabili ed interventi di

efficienza energetica di piccole dimensioni; ed alla nuova direttiva Europea Sull‟efficienza

energetica.

Nell‟ambito della Strategie Energetica Nazionale proposta dal Governo ed in fase di

consultazione, l‟efficienza energetica rappresenta la prima priorità del nuovo PEN. In

particolare si prevede un risparmio di 20 Mtep energia primaria e 15 Mtep di energia

finale al 2020. Questo risultato è atteso con l‟applicazione degli strumenti incentivanti

come riportato in tabella, da cui si evince il grosso contributo legato ai certificati bianchi

(un terzo dei 15 Mtep di risparmio previsti al 2020).



Con quest‟anno si chiude il primo ciclo di applicazione di questo sistema di incentivazione

in cui ha visto Acea Distribuzione come una delle poche società soggette ad obbligo che

ha ottemperato agli stessi per tutto il periodo oggetto del decreto, producendo anche un

surplus di titoli ceduti con contratti bilaterali ad altre società (figura 1 e tabella 2).

Figura 1 – Evoluzione TEE tipo I e II conseguente alle iniziative rendicontate

Tab. 2 – Evoluzione TEE tipo III conseguente alle iniziative rendicontate

Anno 2008 2009 2010 2011 2012 TOT

TEE tipo III (1) 9.293 5.695 5.695 5.117 2.674 28.474

(1) IL DATO DEL 2008 È CUMULATO CON I TITOLI OTTENUTI NEGLI ANNI PRECEDENTI

Attualmente la società sta predisponendo una nuova strategia per l‟efficienza energetica

alla luce anche della nuova normativa, in modo da riproporre le buone performance nei

prossimi anni.

La citata insufficienza di TEE sul mercato è confermata anche dall‟andamento del mercato

nell‟anno. Infatti il prezzo di scambio di TEE sulla piattaforma gestita dal GME ha

superato di molto il rimborso a tariffa previsto.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

TEE Prodotti 22.733 58.988 127.148 223.074 226.859 215.185 169.811 101.798

TEE per obiettivo Acea D. 3.897 7.850 15.596 49.131 73.335 99.149 143.702 163.776

TEE eccedenti cumulati 18.836 69.974 181.526 355.469 508.993 625.029 651.138 589.160

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

TE

E



Figura 3a – Trend del prezzo medio dei TEE di tipo I

Figura 3b – Trend del prezzo medio dei TEE di tipo II

Totale titoli tipo II scambiati sul mercato 2.062.326

Prezzo medio ponderato con scambi 94,96

0102030405060708090

100110

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

TEE scamb.

TEE scambiati Prezzo

0

20

40

60

80

100

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

TEE scamb.


Totale titoli tipo I scambiati sul mercato 3.755.013




Figura 3c – Trend del prezzo medio dei TEE di tipo III

Totale titoli tipo III scambiati sul mercato 904.500


Nella tabella 4 è evidenziato da un lato il trend annuo degli scambi in borsa, da cui si

evince come è in continuo aumento lo scambio di titoli, e dall‟altro lato si evidenzia il

trend crescente del prezzo medio dei TEE correlato alla poca disponibilità sul mercato (il

prezzo medio è superiore al rimborso in tariffa previsto dall‟AEEG negli ultimi due anni).

Tab. 4 - TEE scambiati sul mercato GME

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

TEE scamb.


anno I II III Totale I II III

2006 22.664 11.564 76 34.304 67,3 90,3 33,8

2007 167.502 58.639 10 226.151 38,5 84,0 5,00

2008 377.059 114.194 29.761 521.014 68,5 71,7 34,1

2009 640.124 285.843 49.311 975.278 80,7 80,6 80,00

2010 580.688 322.970 76.077 979.735 93,1 93,1 92,8

2011 734.140 415.767 129.466 1.279.373 100,9 101,1 101,4

2012 1.189.201 792.003 591.885 2.573.089 101,0 100,9 100,6

Totale TEE 3.711.378 2.000.980 876.586 6.588.944

Prezzo medio TEE (€)TEE scambiati



Fotovoltaico

Il sistema di incentivazione “Conto Energia”, introdotto in Italia con il Decreto Ministeriale

del 28 luglio 2005 (Primo Conto Energia) subisce una ulteriore modifica con il DM

05/07/12 (Quinto Conto Energia), che ridefinisce le modalità di incentivazione per la

produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica.

Le modalità di incentivazione previste dal Quinto Conto Energia sono operative a partire

dal mese di agosto 2012.

Il decreto prevede che il Quinto Conto Energia cessa di applicarsi decorsi 30 giorni solari

dalla data in cui si raggiungerà un costo indicativo cumulato degli incentivi di 6,7 miliardi

di euro l‟anno (comprensivo dei costi impegnati dagli impianti iscritti in posizione utile nei

Registri).

Inoltre sono previsti due distinti meccanismi di accesso agli incentivi, a seconda della

tipologia d‟installazione e della potenza nominale dell‟impianto:

accesso diretto;

accesso tramite Registro.

Nel primo caso accedono direttamente alle tariffe incentivanti (“accesso diretto”) le

seguenti categorie di impianti:

a) impianti fotovoltaici di potenza fino a 50 kW realizzati su edifici con moduli installati in

sostituzione di coperture su cui è operata la completa rimozione dell‟eternit o

dell‟amianto;

b) impianti fotovoltaici di potenza non superiore a 12 kW, inclusi gli impianti realizzati a

seguito di rifacimento, nonché i potenziamenti che comportano un incremento della

potenza dell'impianto non superiore a 12 kW;

c) impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative (BIPV) fino al

raggiungimento di un costo indicativo cumulato degli incentivi di 50 ML€;

d) impianti fotovoltaici a concentrazione (CPV) fino al raggiungimento di un costo

indicativo cumulato degli incentivi di 50 ML€;

e) impianti fotovoltaici realizzati da Amministrazioni Pubbliche mediante svolgimento di

procedure di pubblica evidenza, fino al raggiungimento di un costo indicativo

cumulato degli incentivi di 50 ML€;

f) impianti fotovoltaici di potenza superiore a 12 kW e non superiore a 20 kW, inclusi gli

impianti realizzati a seguito di rifacimento, nonché i potenziamenti che comportano

un incremento della potenza dell'impianto superiore a 12 kW e non superiore a 20

kW, che richiedono una tariffa ridotta del 20% rispetto a quella spettante ai pari

impianti iscritti al Registro.



Tutti gli impianti che non ricadono tra le categorie sopra elencate, possono accedere agli

incentivi previa iscrizione in posizione utile in appositi Registri informatici, tenuti dal GSE

(“accesso tramite Registro”), ciascuno dei quali caratterizzato da un proprio limite di

costo, individuato dal Decreto.

Per i bandi per l‟iscrizione ai Registri sono pubblicati dal GSE ogni sei mesi a partire dalla

data di chiusura del primo Registro e prevedono la presentazione delle domande di

iscrizione entro i successivi 60 giorni.

Queste modifiche normative hanno sostanzialmente aumentato l‟incertezza sulla effettiva

acquisizione delle tariffe incentivanti e sulla loro valorizzazione; di conseguenza la società

ha ritenuto opportuno ridurre notevolmente il suo impegno nello sviluppo di nuove

iniziative. Alla luce di queste scelte strategiche la società ha avviato le procedure per la

cessione di una quota significativa di impianti fotovoltaici, poi conferiti nella società

Apollo S.r.l., ceduta successivamente ad RTR Capital S.r.l.

Perciò a fine anno il quadro complessivo delle realizzazioni Arse nel settore fotovoltaico si

presenta come illustrato nelle tabelle 5a, 5b e 5c. Da queste tabella si evince che gli

impianti rimasti nel portafoglio Arse ammontano ad una potenza complessiva di poco

superiore ai 13 MWp (tabella 5a), avendo ceduto oltre 32,5 MWp alla società Apollo S.r.l.

(tabella 5c).

Tab. 5a – Struttura impiantistica FV di ARSE (kWp)

T O T A L E G E N E R A L E 100% 13.403

Impianti connessi nel 2008 19% 2.498




Per area territoriale 100% 13.403

BA 22% 2.970

FR 3% 374

LE 18% 2.434

RM 53% 7.110

TR 4% 515

Per regione 100% 13.403

Lazio 53% 7.110

Puglia 43% 5.778

Umbria 4% 515

Mentre con l‟ impianto presso la Fiera di Rimini, la società ha realizzato impianti “chiavi in

mano”, per quasi 30 (tabella 5b).



Tab. 5b –Impianti “chiavi in mano” realizzati da Arse (kWp)

T O T A L E G E N E R A L E 100% 29.987

Impianti connessi nel 2008 1% 422

Impianti connessi nel 2009 1% 58




Per area territoriale 100% 29.987

Abruzzo – AQ 3% 767

Calabria – CS 48% 14.486

Marche – MC 3% 727

Toscana - PO 3% 994

Lazio - RM 28% 8.262

Umbria - TR 1% 419

Emilia Romagna – RN 14% 4.332

Tab. 5c –Impianti conferiti alla società Apollo ceduta a RTR Capital (kWp)

T O T A L E G E N E R A L E 100,0% 32.543

Impianti connessi nel 2009 17,0% 5.468



Per area territoriale 100,0% 32.543

Campania 1,7% 553

Lazio 39,5% 12.863

Puglia 58,8% 19.128

Tutti gli impianti connessi sono regolarmente in esercizio e la loro produzione è in linea

con le previsioni.

Nel corso della seconda parte dell‟anno, il GSE e la Provincia di Frosinone hanno

evidenziato una lieve difformità tra l‟impianto realizzato nel comune di Villa Latina (uno

degli impianti facenti parte del perimetro ceduto) e l‟Autorizzazione Unica rilasciata in

sede di Conferenza dei Servizi; in conseguenza di tale difformità sono in corso le attività

di riesame del titolo autorizzativo.

Cogenerazione

Per quanto riguarda il settore della Cogenerazione è stata costituita, nel corso del mese

di settembre 2007, la Joint Venture fra ACEA S.p.A. e ASTRIM S.p.A. finalizzata alla

commercializzazione e realizzazione di impianti di cogenerazione energetica, denominata

Ecogena.



Il capitale sociale di Ecogena è per il 51% di ACEA Reti e Servizi Energetici S.p.A. e per la

restante quota, per effetto della cessione da parte di ASTRIM della propria quota, della

Società Energia Alternativa, quest‟ultima partecipata dalla stessa Astrim S.p.A., da Vigest

S.r.l., dal Gruppo Jacorossi e Parnasi.

L'andamento delle attività della Società sono proseguite in coerenza con quanto

pianificato. In tale scenario sono proseguite le attività di realizzazione della centrale di

cogenerazione a servizio del Complesso Europarco, per le quali è stato perfezionato il

procedimento di gara, fornendo ad Energia Alternativa l‟opportunità di esercitare il diritto

di last call, come previsto dal contratto di joint venture tra ACEA Reti e Servizi Energetici

S.p.A e Energia Alternativa.

Proseguono inoltre, ad opera della committenza, le opere edili presso le aree dedicate

alla costruzione del nuovo centro commerciale “Laurentino”, per il quale la Società dovrà

adempiere agli obblighi derivanti dal contratto di costruzione impianti e fornitura di

servizi energetici.

E‟ stato perfezionato il contratto di costruzione e fornitura di servizi energetici della

durata di 15 anni con Cinecittà Parchi S.p.A., da svolgersi presso il costruendo parco a

tema Cinecittà World di Castel Romano (RM).

Dal punto di vista normativo rimane positivo sia il riscontro dell'impatto del Decreto

Legislativo n 28/2011 - Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione

dell'energia da fonti rinnovabili - che proroga l'attuale regime di tariffa incentivante

omnicomprensiva per gli impianti di potenza inferiore a 1 MWe, sia l'approvazione da

parte della Giunta Capitolina della Deliberazione n 7 del 14 Febbraio 2011 che modifica

l'art. 48 del Regolamento Edilizio Comunale (nota come la "Nuova Delibera 48").

E‟ infine da segnalare l‟ottenimento da parte di EUR Power del permesso a costruire della

Centrale "Adenauer" mentre è in corso di definizione, attraverso opportuna conferenza

dei servizi, la concessione del suolo per la realizzazione della Centrale "Europa".

Illuminazione Pubblica

L‟attività di gestione del servizio di Illuminazione Pubblica è stata svolta nell‟ambito del

nuovo Contratto di Servizio, definito con Deliberazione della Giunta Capitolina n. 130 del

22 dicembre 2010, successivamente stipulato il 15 marzo 2011.



I programmi sono stati incentrati su una serie di linee operative gran parte dei quali

realizzati e ricompresi nel Piano Luce.

Di seguito i principali programmi:

ammodernamento rete: nel 2012 sono stati ammodernati 86 punti luce, realizzati in

quanto rappresentativi della finalizzazione di un progetto a via G. F. Malipiero,

iniziato nel 2011 e per il quale si era in attesa della consegna di nuove armature a

LED per aree a verde e modesti interventi complementari al piano di dismissione

della rete 8,4 kV;

telecontrollo Impianti di Illuminazione Pubblica: nel 2012 è continuata la fase di

installazione di nuove unità periferiche di telecontrollo degli impianti IP. In totale da

gennaio 2012 sono stati installati 75 moduli di telecontrollo nei quadri di

alimentazione di nuovi impianti anche con tecnologia LED;

dismissione rete 8,4 kV: nel 2012 è proseguito il programma che prevede

l‟attivazione di forniture elettriche in BT, con la progressiva dismissione della rete di

alimentazione a 8,4 kV. Sono state attivate 60 nuove forniture. Questo ha

consentito l‟eliminazione di 3 Centri IP (PRIMA PORTA, S.BASILIO, BALDUINA) e di

176 cabine MT alimentate dalla rete MT dedicata ad IP;

bonifica impianti: l‟attività prevede l‟ispezione, la manutenzione straordinaria e

l‟eventuale rifacimento in classe II dei punti luce gestiti per conto di Roma Capitale;

manutenzione di impianti: le attività di manutenzione hanno interessato in

particolare la manutenzione programmata, la manutenzione accidentale e la

manutenzione straordinaria;

manutenzione artistica: nel corso del 2012 sono stati effettuati interventi sugli

impianti di Villa Gordiani, lungotevere Oberdan su alcuni siti verdi quali i parchi di S.

Giovanni in Via Carlo Felice, parco Bergamin, parco di via Lemonia ed altri interventi

massivi per un totale di 2.159 punti luce. Inoltre è stato effettuato

l‟ammodernamento degli impianti artistici, fra cui si evidenziano gli interventi alla

chiesa di S. Giovanni in porta Latina, al monumento ai Caduti di Nassiria, di Ponte

Sisto, dei proiettori esterni del Colosseo, di Porta Pinciana, del Passetto di Castel S.

Angelo, di piazza del Quirinale e di piazza Trilussa, il tutto per un totale di n° 422

punti luce.

È stata utilizzata la tecnologia a led per ammodernare l‟illuminazione della fontana

del Quirinale.

Inoltre è stata assicurata la manutenzione straordinaria su vari siti di importanza

storica ed archeologica;



nuove realizzazioni di impianti: sono stati realizzati complessivamente 1.084 punti

luce per Roma Capitale con richieste pervenute principalmente dal Dipartimento

SIMU, dal Dipartimento Politiche Riqualificazione delle Periferie e da altri

dipartimenti inclusi gli orinativi per la realizzazione dei Piani di Zona;

comprensori : sono state stipulate 7 nuove convenzioni per comprensori, corredate

di relativo contratto di manutenzione, condizionato all‟ultimazione dei lavori.

Contatori Digitali

Per quanto concerne il progetto “Contatori Digitali”, nel corso del 2012 sono stati

installati circa 22.100 contatori e 59 armadi concentratori.

Inoltre, sono stati eseguiti interventi di manutenzione del sistema e di “fine tuning” del

medesimo per il miglioramento della raggiungibilità e lettura dei contatori.



Area Industriale Energia

Contesto di riferimento

Mercato dell’Energia

Nel 2012, la perdurante crisi economica ha inciso fortemente sulla domanda di energia

elettrica allargando il divario con l‟offerta che, per contro, ha consolidato il suo trend

espansivo. L‟energia elettrica scambiata nel Mercato del Giorno Prima (MGP), ha subito

ancora una sensibile riduzione (-4,4%), dopo quella del 2011 (-2,2%), ripiegando su

livelli inferiori al 2004, anno in cui la borsa elettrica ha iniziato ad operare. In calo, ed ai

minimi storici, anche le importazioni dall‟estero. In decisa crescita, invece, le vendite da

impianti a fonte rinnovabile (+24,1%), trainate dai nuovi impianti fotovoltaici ed eolici.

La marcata contrazione degli scambi over the counter (-8,7%) ha determinato

un‟inversione di tendenza della liquidità del mercato che, dopo tre anni, è tornata a

crescere attestandosi al 59,8%. Nonostante la bassa domanda elettrica e la generale

tendenza al ribasso dei prezzi delle principali borse europee, il prezzo di acquisto

dell‟energia nella borsa elettrica (PUN), ha registrato un aumento del 4,5% (anche se più

contenuto rispetto al +12,6% del 2011), portandosi a 75,48 €/MWh, livello comunque

inferiore a quello del 2008 (86,99 €/MWh), ultimo anno prima della crisi economica. I

prezzi di vendita delle zone insulari sono ancora risultati significativamente più elevati

rispetto alle zone continentali, con uno spread tra Sicilia e Sud (testa e coda nel ranking

degli ultimi quattro anni) stabile attorno ai 25 €/MWh. Infine il 2012 ha definitivamente

consolidato la crescita dei volumi del Mercato a Termine dell‟energia elettrica (MTE) dove

l‟Annuale 2013 baseload ha chiuso il periodo di trading a 70,30 €/MWh.



Liquidità su MGP

Per quanto attiene alla borsa elettrica il prezzo medio di acquisto dell‟energia elettrica

(PUN) si è portato a 75,48 €/MWh in aumento di 3,25 €/MWh rispetto all‟anno

precedente. L‟analisi per gruppi di ore rivela un incremento di 3,57 €/MWh (+4,3%) nelle

ore di picco e di 3,07 (+4,6%) nelle ore fuori picco, con il prezzo attestatosi

rispettivamente ad 86,28 €/ MWh e 69,77 €/MWh. Il rapporto prezzo picco/baseload

conferma un trend in costante discesa, aggiornando il minimo storico a quota 1,14 (era

1,50 nel 2005).



Prezzo di acquisto PUN

Gli incrementi registrati sulle quotazioni in euro dei combustibili non sembrano produrre

impatti significativi sulle principali borse elettriche, in calo generalizzato rispetto al 2011,

nonostante il picco di febbraio conseguente all‟eccezionale ondata di freddo che ha

attraversato il continente. La diminuzione interessa tutti i listini, con prezzi allineati sui

42/49 €/MWh in Centro Europa e in Spagna (-4/-17%) e pari a 31,20 €/MWh nella

regione scandinava, dove la maggiore flessione (-33,7%) spinge il valore al minimo del

periodo 2008-2012. Anche in questo caso sfugge all‟andamento generalizzato il prezzo

italiano, salito a 75,48 €/MWh per effetto di una modesta ripresa (+4,5%) tutta

concentrata nei primi otto mesi del 2012. Un‟analisi intra-annuale rivela, infatti, sul

nostro mercato nazionale la presenza di due dinamiche fortemente contrapposte: alla

moderata spinta al rialzo osservata fino ad agosto fa da contraltare, inibendone in parte

gli effetti, la decisa inversione di trend riscontrata nel quadrimestre settembre-dicembre.

Quest‟ultima sembra riflettere sia la conclamata condizione di overcapacity del sistema,

originata dalla persistente stagnazione della domanda e dal consolidamento della

componente rinnovabile dell‟offerta, sia la contemporanea diminuzione della quotazione

interna del gas, combustibile di riferimento nel parco di generazione italiano. D‟altro

canto, in controtendenza rispetto agli esiti del 2012, per l‟anno a venire i mercati

esprimono indicazioni di una generale moderata crescita delle quotazioni elettriche, con

una marcata stagionalità dei profili francesi e tedesco, evidenziando la sola eccezione

dell‟Italia, il cui prezzo è previsto in calo e sostanzialmente stabile nei mesi attorno ai 70

€/MWh.



Prezzo sulle Borse Elettriche Europee (media aritmetica €/MWh)

Mercato del Gas

In Italia il 2012 si chiude con consumi di gas naturale al secondo ribasso consecutivo,

scesi a 74.372 milioni di mc (787,1 TWh), in calo del 4,2% rispetto al 2011. In netta

flessione i consumi del settore termoelettrico scesi a 24.418 milioni di mc (-12,2%). Più

modeste le variazioni dei consumi del settore industriale, pari a 13.379 milioni di mc (-

1,5%), e del civile, pari a 33.889 milioni di mc (+0,5%). In crescita le esportazioni, pari

a 2.686 milioni di mc (+6,6%). Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati 9.328 milioni

di mc (+4,0%). Dal lato offerta, in crescita la produzione nazionale, pari a 8.277 milioni

di mc (+2,8%), in calo invece le importazioni di gas naturale, pari a 67.596 milioni di mc

(-4,1%). La flessione degli acquisti di gas dall‟estero ha interessato tutti i punti in

entrata, ad eccezione di quello di Gela (+175,9%), che da fine marzo a metà ottobre

2011 era stato inibito a causa della guerra civile in Libia. Dai sistemi di stoccaggio sono

stati erogati 7.827 milioni di mc (-3,0%).

In merito ai mercati energetici europei, si rileva che dopo un biennio di crescita

repentina, nel 2012 le quotazioni del petrolio si sono mantenute in linea con i valori del

2011, confermando così anche il disaccoppiamento tra il riferimento continentale e quello

statunitense, delineatosi proprio nel corso del 2011.

In particolare, il Brent si attesta attorno a 112 $/bbl, mostrando nell‟anno un andamento

oscillante che ha portato i prezzi a toccare il loro massimo annuo di 125 $/bbl a marzo,

prima di una ripida diminuzione verso 95 $/bbl di giugno e di una successiva ripresa

culminata ad agosto attorno a 113 $/bbl, valore attorno al quale le quotazioni si sono

assestate nel corso dell‟ultimo quadrimestre.



Andamento del prezzo Brent dated

In questo contesto si rileva la consistente perdita di potere dell‟euro nei confronti della

moneta statunitense: bisogna, infatti, risalire al 2006 per trovare un tasso di cambio

euro/dollaro più basso del valore consolidatosi nel 2012, pari a 1,29 €/$ (-7,6%). Il

deprezzamento favorisce una decisa revisione al rialzo delle quotazioni convertite in euro

dei combustibili, determinando un inasprimento delle variazioni annue del greggio e dei

prodotti petroliferi (+8/13%) e un contenimento della pur significativa riduzione del

carbone (-17,9%).

Quadro Normativo

Legge 4 aprile 2012 n. 35 – conversione in legge del D.L. “Semplificazioni e

Sviluppo” del 9 febbraio 2012 n. 5

L‟art. 58 della legge 4 aprile 2012 n. 35 di conversione del D.L. “Semplificazioni e

Sviluppo” modifica l‟art. 45 del decreto legislativo n. 93/11 (cosiddetto “Terzo pacchetto

energia”), riguardante il regolamento con cui l‟AEEG disciplina i procedimenti

sanzionatori. Si stabilisce, in primis, che tale regolamento andrà a regolare, fra gli altri,

anche i casi in cui, previo accordo con l‟impresa destinataria di un procedimento

sanzionatorio, l‟Autorità possa adottare procedure semplificate per l‟irrogazione di

sanzioni amministrative pecuniarie.

Inoltre, nei casi di particolare urgenza, è attribuito all‟AEEG il potere di adottare misure

cautelari anche prima dell‟avvio di un‟istruttoria nei confronti di un operatore di mercato.

Contenimento del rischio creditizio per il mercato dell’energia elettrica al

dettaglio e istituzione di un Sistema Indennitario: delibera ARG/elt 219/10 -

aggiornamenti



Nel 2011 ha preso avvio l‟operatività del Sistema Indennitario (SI). Si tratta di una prima

fase transitoria in attesa che lo stesso confluisca all‟interno del Sistema Informativo

Integrato (SII) per la gestione dei rapporti fra operatori del mercato. I venditori del

mercato libero e di maggior tutela iscritti al SI possono, attraverso la suddetta iscrizione,

richiedere un indennizzo a parziale copertura di morosità lasciate da clienti che hanno

cambiato fornitore, attraverso la richiesta al sistema di applicazione della componente

Cmor (cosiddetti venditori uscenti). Tale componente verrà applicata dal distributore ai

venditori che hanno acquisito i clienti morosi (cosiddetti venditori entranti), i quali a loro

volta ribalteranno a clienti acquisiti la componente. Inoltre, solo i venditori iscritti al SI

avranno accesso ai flussi informativi attinenti alle richieste di Cmor che verrà loro

applicata, in qualità di venditori entranti, dai distributori e richiesta da altri venditori

uscenti iscritti al sistema.

Tuttavia, alcuni operatori della vendita hanno segnalato all‟AEEG delle potenziali criticità

nei confronti dell‟esercente la vendita entrante dovute, da un lato, al rischio di mancato

pagamento del corrispettivo Cmor da parte del cliente finale e, dall‟altro, ad un aumento

del contenzioso e della gestione dei reclami con i clienti finali. A valle di queste

segnalazioni, il Regolatore ha avviato un procedimento per l‟adozione di provvedimenti in

materia di completamento della disciplina al fine di minimizzare le potenziali criticità del

sistema indennitario nei confronti dell‟esercente la vendita entrante.

A conclusione del procedimento, nel 2012 sono state emanate le delibere 99/2012/R/eel

e 195/2012/R/eel, che hanno modificato ed integrato l‟Allegato B della delibera ARG/elt

191/10.

Nel dettaglio, le delibere hanno stabilito:

o l‟introduzione di specifiche soluzioni a tutela dell‟esercente la vendita entrante,

sia attraverso il differimento del termine per la fatturazione del corrispettivo

Cmor da parte dell‟impresa distributrice che attraverso l‟introduzione di nuove

procedure le quali prevedono, in alcune situazioni, la possibilità da parte

dell‟esercente la vendita entrante di richiedere la sospensione o l‟annullamento

della fatturazione del corrispettivo Cmor nei propri confronti;

o l‟avvio di uno specifico monitoraggio del fenomeno delle situazioni di

inadempimento dei clienti finali relative ai corrispettivi Cmor ad essi applicati,

prevedendo, a tal fine, uno specifico flusso di comunicazione trimestrale

dell‟invio dei dati mensili, e limitando i dati raccolti dagli esercenti la vendita

entranti alle informazioni che non sono a disposizione del Gestore del SI.



Attuazione dell'art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante

incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti

rinnovabili diversi dai fotovoltaici: decreto 6 luglio 2012

Il Ministero con il decreto in oggetto introduce i nuovi incentivi per fonti rinnovabili che

entreranno in vigore dal prossimo anno. Tra le fonti considerate sono presenti, gli

impianti idroelettrici di potenza nominale fino a 50 kW, gli impianti alimentati a biomassa

di potenza fino a 200 kW e gli impianti alimentati a biogas di potenza fino a 100 kW,

nonché gli impianti eolici, idroelettrici e da biomassa realizzati con procedure ad evidenza

pubblica da amministrazioni pubbliche, con potenza fino al doppio di quella suindicata. Il

Decreto prevede che i soggetti che richiedono l'accesso ai meccanismi di incentivazione

devono corrispondere al Gestore del servizio elettrico (GSE) un contributo per le spese di

istruttoria. Il contributo è pari alla somma di una quota fissa, stabilita in 100 euro, più

una quota variabile sulla base della potenza dell'impianto. Il GSE, successivamente con

ha dapprima pubblicato una nota con cui ha fornito alcune indicazioni relative alla

“comunicazione della data di entrata in esercizio” degli impianti e alla domanda per il

riconoscimento della qualifica IAFR.

In particolare per gli impianti entrati in esercizio prima del 24 agosto 2012, detti termini

sono estesi rispettivamente al mese di settembre 2012 e di febbraio 2013. Infine con un

Comunicato del 27 Agosto 2012 ha precisato nuovamente che la data di entrata in

esercizio corrisponde alla data di primo funzionamento dell'impianto in parallelo con il

sistema elettrico successivamente al completamento dei lavori di realizzazione

dell‟intervento (nuova costruzione, rifacimento totale o parziale, potenziamento,

riattivazione). Per completamento dei lavori si intende l‟installazione di tutte le macchine

e di tutti i dispositivi elettromeccanici e l‟ultimazione delle opere civili di impianto in

conformità a quanto autorizzato, con particolare riferimento alla potenza e alla

configurazione complessiva dell‟impianto, ivi inclusi gli apparati di misura e di

connessione alla rete. I Soggetti Responsabili che avessero provveduto alla

comunicazione dell‟entrata in esercizio dell‟impianto in data antecedente al 24 agosto

2012, secondo le modalità previste prima della pubblicazione delle Procedure Applicative

del D.M. 6 luglio 2012, non sono tenuti all‟invio di una nuova comunicazione, previa

verifica del rispetto di quanto specificato al punto precedente.

Delibera 79/2012/R/com “Approvazione del regolamento di funzionamento del

Sistema Informativo Integrato”

Il provvedimento approva il Regolamento di funzionamento del Sistema Informativo

Integrato (SII). Inoltre, il Regolatore individua i soggetti obbligati ad accreditarsi che



sono Terna, le imprese distributrici, gli utenti del dispacciamento e gli esercenti la

maggior tutela.

L‟accreditamento degli utenti al SII dovrà seguire la seguente tempistica:

dal 01/07 al 31/08 2012 ha inizio l‟accreditamento per tutti i distributori;

entro il 31 dicembre 2012, si completerà l‟accreditamento di Terna, Utenti del

Dispacciamento e Esercenti la maggior tutela.

Legge agosto 2012 n. 134 - conversione in legge, con modificazioni, del decreto-

legge 22 giugno 2012, n. 83, recante misure urgenti per la crescita del Paese.

Novità in merito alle concessioni di grande derivazione d’acqua per uso

idroelettrico.

L‟articolo n. 37 della legge n. 134 del 2012, di conversione del “DL crescita” del giugno

2012, introduce significative modifiche a tempistiche e criteri di aggiudicazione delle gare

per le concessioni idroelettriche intervenendo sull‟articolo n. 12 del Dlgs 79/99 (Decreto

Bersani).

Il provvedimento prevede che:

o l‟attribuzione a titolo oneroso di tali concessioni sia messo a gara cinque anni

prima della loro scadenza per un periodo di durata da venti anni fino ad un

massimo di trenta anni, rapportato all‟entità degli investimenti ritenuti necessari,

avendo riguardo ad una serie di interventi (miglioramento e risanamento

ambientale del bacino idrografico, misure di compensazione territoriale ecc.) con

particolare importanza all‟offerta economica per l'acquisizione dell‟uso della risorsa

idrica e all‟aumento dell‟energia prodotta o della potenza installata;

o per le concessioni già scadute alla data di entrata in vigore della legge n. 134/12 e

per quelle in scadenza entro il 31 dicembre 2017, considerato impossibile il

rispetto della tempistica sopra descritta, le gare siano indette entro due anni dalla

data di entrata in vigore del decreto attuativo (ancora da emanare) e la nuova

concessione decorra dal termine del quinto anno successivo alla scadenza

originaria e comunque non oltre il 31 dicembre 2017;

o con lo stesso decreto siano stabiliti i criteri e i parametri per definire la durata

della concessione in rapporto all'entità degli investimenti, nonché, con parere

dell‟AEEG, i parametri tecnico-economici per la determinazione del corrispettivo e

dell‟importo spettanti al concessionario uscente, ed è determinata la percentuale

dell‟offerta economica del soggetto aggiudicatario da destinare alla riduzione dei

costi dell'energia elettrica a beneficio della generalità dei clienti finali.



Il citato art. 37 della legge n. 134/12 stabilisce anche che, per garantire la continuità

gestionale, il bando di gara dovrà prevedere il trasferimento dal concessionario uscente

al nuovo concessionario della titolarità del ramo d'azienda relativo all'esercizio della

concessione, comprensivo di tutti i rapporti giuridici afferenti alla stessa.

Al concessionario uscente, quindi, spetta un corrispettivo predeterminato e concordato

tra questi e l‟amministrazione concedente prima della fase di offerta e reso noto nel

bando di gara. Sono esplicitate anche le modalità di determinazione di tale corrispettivo,

che si baserà sul valore di mercato (valore di ricostruzione a nuovo diminuito

dell‟ordinario degrado) per i beni materiali diversi da quelli di cui all'articolo 25.1 del

Regio Decreto n. 1775/1933 (ovvero diversi dalle opere di raccolta, regolazione, condotte

forzate e canali di scarico). Con riferimento ai beni di cui al citato articolo 25.1, invece, è

dovuto un importo determinato sulla base del metodo del costo storico rivalutato,

calcolato al netto dei contributi pubblici in conto capitale, anch‟essi rivalutati, ricevuti dal

concessionario per la realizzazione di tali opere, diminuito nella misura dell'ordinario

degrado. In caso di mancato accordo, si provvede attraverso tre qualificati ed

indipendenti soggetti terzi di cui uno indicato dal presidente del Tribunale delle acque

pubbliche territorialmente competente.

Infine, per assicurare un‟omogenea disciplina sul territorio nazionale delle attività di

generazione idroelettrica e parità di trattamento tra gli operatori economici, con decreto

del MSE sono stabiliti i criteri generali per la determinazione, secondo criteri di

economicità e ragionevolezza da parte delle regioni, di valori massimi dei canoni di

concessione ad uso idroelettrico.

Delibera 195/2012/R/eel “Approvazione della disciplina semplificata per il

funzionamento del sistema indennitario e relativo monitoraggio

Il provvedimento approva la disciplina semplificata per il funzionamento del sistema

indennitario di cui alla deliberazione ARG/elt 191/09, così come modificata ai fini di

recepire le nuove procedure previste in caso di mancato pagamento del corrispettivo

CMOR da parte del cliente finale. Nel dettaglio:

modifica i criteri di individuazione del termine a partire dal quale è prevista

l‟applicazione del corrispettivo CMOR da parte dell‟impresa di distribuzione,

facendolo decorrere dal primo giorno del mese in cui il Gestore comunica

l‟accettazione della richiesta di indennizzo, permettendo l‟individuazione univoca di

tale termine da parte di tutti i partecipanti al sistema indennitario coinvolti e la

conseguente possibilità di eliminare la notifica del suddetto termine da parte del

Gestore all‟esercente la vendita entrante;



specifica la decorrenza del termine per l‟applicazione del corrispettivo CMOR da

parte dell‟impresa di distribuzione;

modifica le tempistiche della procedura di annullamento o sospensione della

richiesta di indennizzo da parte dell‟esercente la vendita entrante al fine di

aumentare di due giorni lavorativi il termine per la presentazione delle relative

richieste;

introduce l‟obbligo di revoca della richiesta di annullamento da parte

dell‟esercente la vendita entrante nei casi in cui, successivamente alla richiesta del

medesimo esercente, il cliente adempie al pagamento del CMOR relativo alla

richiesta di indennizzo precedentemente annullata;

accoglie la semplificazione, proposta dalla maggior parte degli operatori,

relativamente al monitoraggio del sistema indennitario, prevedendo una cadenza

trimestrale dell‟invio dei dati mensili, e limitando i dati raccolti dagli esercenti la

vendita entranti alle informazioni che già non sono a disposizione del Gestore.

Revisione dei meccanismi di contenimento del rischio credito e del

riconoscimento agli esercenti la maggior tutela degli oneri legati alla morosità:

delibera 583/2012/R/eel

L‟Autorità, con la deliberazione 364/2012/R/eel ha avviato un procedimento finalizzato

alla revisione degli attuali meccanismi di contenimento del rischio credito e di

riconoscimento agli esercenti la maggior tutela degli oneri connessi al mancato

pagamento delle fatture da parte dei clienti finali, anche al fine di tener conto della

diversa incidenza che il fenomeno ha sul territorio nazionale.

Successivamente, a valle di due consultazioni e di una richiesta dati agli esercenti la

maggior tutela, l‟AEEG ha pubblicato la delibera 583/2012/R/eel. Le novità di maggior

rilievo sono:

il mantenimento inalterato del valore del deposito cauzionale già previsto al

comma 12.1 del TIV, nonché la sua modalità di addebito;

la rivisitazione del livello della componente RCV a remunerazione degli esercenti la

maggior tutela, fermo restando l‟unicità a livello nazionale del prezzo pagato dai

clienti in maggior tutela. Tale componente, che verrebbe sempre differenziata per

le diverse tipologie di clienti finali in maggior tutela, sarebbe ulteriormente distinta

in due diversi ambiti territoriali (Centro Nord e Centro Sud) tenendo conto del

livello di unpaid ratio (tasso dei crediti scaduti oltre i 24 mesi) rilevato presso gli

esercenti la maggior tutela più efficienti;



la rivisitazione del livello del corrispettivo PCV applicato ai clienti finali non

domestici passando da € 49,70 a € 69,6154 punto prelievo anno;

per l‟anno 2012 l‟istituzione di un meccanismo di compensazione che consenta

l‟applicazione della componente RCV definita ai sensi del presente provvedimento;

la rivisitazione del livello della componente DISPBT applicata ai clienti finali aventi

diritto alla maggior tutela;

il livello degli oneri relativi alla morosità, utilizzato per la definizione della

componente RCV, sarà aggiornato con cadenza annuale, definendo appositi

obblighi informativi in capo agli esercenti societariamente separati;

il tasso d‟interesse, dovuto dall‟esercente la maggior tutela in caso di ritardo nella

regolazione delle somme con la Cassa Conguaglio, è pari al tasso Euribor + 3,5

punti già al primo giorno successivo alla scadenza del termine.

Le disposizioni entreranno in vigore a partire dal 1°gennaio 2013.

Interventi nella regolamentazione dell’upstream

Determinazioni in materia di impianti essenziali e in merito alle richieste di

ammissione al regime di reintegrazione dei costi presentate dagli utenti del

dispacciamento: delibere n. 400/2012/R/eel e n. 582/2012/R/eel

Con la delibera 400/2012/R/eel è stato previsto che ciascun utente del dispacciamento

titolare di impianti essenziali possa presentare all‟Autorità una proposta di strutture di

corrispettivi alternative (di cui all‟art. 65 della delibera n. 111/06) rispetto a quelle

indicate da Terna, accompagnata da analisi che diano evidenza del maggior beneficio che

tali diverse strutture porterebbero in termini di riduzione della spesa complessiva per

l‟approvvigionamento delle risorse di dispacciamento da parte di Terna.

Con la successiva delibera 582/2012/R/eel, l‟Autorità ha accolto la proposta di cui sopra

presentata da Acea Energia Holding per l‟impianto di Montemartini, ammettendolo al

regime di reintegrazione dei costi per l‟anno 2013 (regime disciplinato ai sensi dell‟art. 65

della delibera n. 111/06) in quanto unità essenziale per la sicurezza del sistema

elettrico. Tuttavia, l‟Autorità non ha accolto la richiesta di determinare il corrispettivo di

reintegrazione per gli anni 2012 e 2013 secondo la metodologia prevista dalla delibera

ARG/elt 161/10, economicamente più favorevole, per cui tale corrispettivo continua ad

essere definito in base alla metodologia di calcolo ante delibera ARG/elt 161/10. Tale

rifiuto è giustificato dal fatto che Montemartini è un impianto ammesso alla

reintegrazione dei costi prima dell‟anno 2010 (entrata in vigore della delibera ARG/elt

161/10), per cui la sostituzione della metodologia determinerebbe distorsioni



sull‟evoluzione della remunerazione dell‟unità in questione, se non sono adottati

opportuni accorgimenti che consentano di neutralizzare l‟impatto, sull‟importo del

corrispettivo, delle differenze nei criteri applicati.

Interventi nella regolamentazione del downstream

Flussi informativi tra distributori e venditori di energia elettrica per i dati di

misura dei punti di prelievo: delibera 65/2012/R/eel

Con la delibera 65/2012/R/eel l‟AEEG ha definito gli standard e le modalità operative dei

flussi informativi tra distributori e venditori di energia elettrica relativi ai dati di misura

dei punti di prelievo trattati orari e non trattati orari (compresi i dati di misura necessari

allo switching), identificando anche una soluzione tecnologicamente adeguata allo

scambio dei dati nell‟ambito del SII, in attuazione alle disposizioni di cui all‟art. 22 del

decreto legge 24 gennaio 2012, n. 1, convertito con legge 24 marzo 2012, n. 27 (il SII

gestirà, oltre alle informazioni sui punti di prelievo e ai dati identificativi dei clienti finali,

anche i dati sulle relative misure dei consumi di energia elettrica e di gas). La delibera

apporta modifiche al TIV, Testo Integrato della vendita di energia elettrica ai clienti di

maggior tutela e di salvaguardia, stabilendo a carico dei distributori:

o previsioni in materia di programmazione dei misuratori, per la rilevazione di dati

utili ai fini del dispacciamento, e in materia di raccolta di tali dati da parte dei

distributori;

o ridefinizione delle regole per la comunicazione dei dati (anche quelli di rettifica)

agli utenti del trasporto, indicando modalità e tempistiche, nonché possibili

previsioni in caso di indisponibilità delle informazioni;

o riformulazione delle indicazioni relative alla comunicazione dei dati di misura

storici e dei dati funzionali all‟inizio della fornitura a seguito di switching.

In seguito, l‟Autorità ha inserito tali disposizioni nel TIME, Testo Integrato della misura

dell‟energia elettrica, eliminandole dal TIV.

Con successiva determina, l‟AEEG ha definito il dettaglio dei formati relativi ai flussi

informativi e le tempistiche di graduale entrata in vigore della delibera 65/2012/R/eel (a

partire dal 1° febbraio 2013 ed entro il 1° aprile 2013).

Infine, con un ulteriore provvedimento, l‟AEEG definirà i criteri di regolazione

incentivante per i distributori, per consentire la tempestiva messa a disposizione dei dati

di misura validati ai venditori.



Adozione di misure preventive e ripristinatorie in materia di contratti non

richiesti di forniture di energia elettrica e/o di gas naturale: delibera

153/2012/R/com

Nel 2011 l‟AEEG ha avviato una procedura per contenere il fenomeno delle attivazioni

non richieste, ovvero tutti quei casi nei quali il cliente finale è indotto fraudolentemente,

o inconsapevolmente, al passaggio da un fornitore all‟altro o al passaggio dal servizio di

maggior tutela al libero mercato. Tale fenomeno ha subito nel corso degli ultimi anni una

forte accelerazione tale da accrescere la diffidenza dei clienti finali nel mercato libero e

delle imprese che vi operano, producendo dei forti danni all‟intero sistema.

Tale percorso ricognitivo, nel corso del quale si sono susseguite delle consultazioni, si è

concluso ad aprile del 2012 con la pubblicazione della delibera 153/2012/R/com. L‟AEEG

ha adottato delle misure volte, da un lato, a prevenire il fenomeno dei contratti e delle

attivazioni non richiesti e, dall‟altro, a fornire al cliente finale e alle imprese di vendita

strumenti ulteriori rispetto a quelli ordinari attivabili presso la giustizia civile (o attraverso

il Codice di Consumo), idonei a ripristinare, per quanto possibile, la situazione

antecedente l‟attivazione non richiesta.

La delibera, in vigore dal 1° giugno 2012 e applicabile ai clienti del servizio elettrico di

maggior tutela e ai clienti vulnerabili del servizio gas, conferma quanto già illustrato nel

corso delle consultazioni ovvero:

o rafforzamento delle prescrizioni del Codice di condotta commerciale al fine di

assicurare la corretta identificazione dell‟agente di vendita;

o specifica procedura di gestione dei reclami relativi ai contratti/attivazioni non

richiesti con ruolo attivo da parte dello Sportello del consumatore;

o procedura di ripristino volta a riportare per quanto possibile il cliente finale alla

situazione antecedente l‟attivazione non richiesta, fissando delle regole

relativamente alle condizioni economiche che verranno applicate al cliente durante

il periodo transitorio;

o attività di monitoraggio del fenomeno dei contratti non richiesti sulla base delle

informazioni fornite dalle imprese distributrici, dallo Sportello del consumatore e

dalle imprese di vendita per quanto riguarda i reclami effettuati dai clienti finali;

o creazione di una black list in cui vengono inserite le imprese di vendita che sono

risultate non richieste dai clienti;

o facoltà, lasciata alle imprese di vendita, di adottare dei propri protocolli di

autoregolazione, come ulteriore misura preventiva, aventi requisiti minimi stabiliti

dall‟AEEG, con individuazione della funzione aziendale (diversa e distinta dalla

funzione commerciale) responsabile del controllo e del monitoraggio



dell‟attuazione del protocollo.

Avvio di un procedimento sanzionatorio per l’accertamento di violazioni in

materia di fatturazione e di standard generali di qualità della vendita di energia

elettrica: delibera 462/2012/S/eel

L‟Autorità ha avviato un procedimento sanzionatorio nei confronti di Acea Energia S.p.A.

in merito alle seguenti contestazioni: mancato rispetto della periodicità della fatturazione

nei mercati di maggior tutela e libero; mancato rispetto delle norme sulla fatturazione dei

consumi effettivi per il mercato di maggior tutela; mancato rispetto delle norme relative

all‟autolettura per il mercato di maggior tutela; mancato rispetto degli standard generali

di qualità commerciale nel II semestre 2011 e I semestre 2012 in ordine alle risposte a

richieste scritte di informazioni e a richieste scritte di rettifica di fatturazione.

Acea Energia S.p.A. ha presentato impegni utili al più efficace perseguimento degli

interessi tutelati dalle disposizioni che si assumono violate ed è in attesa del

pronunciamento dell‟Autorità, in quanto gli impegni, qualora accolti, determinano la

chiusura del procedimento senza la comminazione della sanzione.

Andamento della gestione

Energy Management

A seguito del nuovo assetto societario post scioglimento joint venture, è stata individuata

Acea Energia Holding come il soggetto giuridico, nell‟ambito dell‟area energia, deputato a

svolgere le attività di “Energy Management”, risultando la stessa necessaria per il

funzionamento delle operazioni del Gruppo, con particolare riguardo alle società di

vendita (Acea Energia S.p.A.) e di produzione (Acea Produzione S.p.A.).

In particolare Acea Energia Holding S.p.A. ha per oggetto l‟acquisto e la vendita - in

qualunque forma - di energia elettrica, calore, gas metano ed altri combustibili o vettori

energetici per il mercato nazionale ed estero.

In particolare, la Società, a condizione che almeno l‟80% del suo fatturato medio derivi

da forniture dei beni summenzionati in favore di società soggette all‟influenza dominante

di ACEA in virtù di rapporti di proprietà, di partecipazione finanziaria ovvero di norme

interne, potrà rendersi affidataria in via diretta, ai sensi dell‟art. 218 del d.Lgs. 12 aprile

2006 n. 163, dei relativi appalti di fornitura da parte delle suddette società che siano

altresì enti aggiudicatori come definiti all‟art. 3, co. 29, del citato Decreto Legislativo.



A tal fine, la Società provvede, direttamente o indirettamente, alla stipula di contratti di

dispacciamento, trasporto e stoccaggio con i soggetti gestori della rete di trasporto

nazionale e gli operatori istituzionali del mercato, il tutto anche in nome e/o per conto

delle società controllate e/o collegate ai sensi dell‟art. 2359 del codice civile e/o di terzi.

Inoltre, la Società opera in particolar modo in favore delle società da essa controllate

(Acea Energia S.p.A. ed Acea Produzione S.p.A.) svolgendo le seguenti principali attività:

la commercializzazione dell‟energia elettrica prodotta dagli impianti termoelettrici

di Tor di Valle e Montemartini e dall‟impianto idroelettrico di S. Angelo;

la negoziazione dei contratti per l‟approvvigionamento di combustibili per gli

impianti di generazione;

l‟approvvigionamento di gas naturale ed energia elettrica per la società di vendita

ai clienti finali;

la commercializzazione di titoli ambientali (certificati verdi, diritti di emissione e

certificati di produzione da fonte rinnovabile) per Acea Energia S.p.A. ed Acea

Produzione S.p.A.;

la gestione ed ottimizzazione del proprio portafoglio di energia elettrica nonché la

gestione del profilo di rischio delle società dell‟Area Energia;

l‟ottimizzazione della produzione di energia degli impianti di Acea Produzione

S.p.A.

La Società svolge inoltre la funzione di interfaccia con il Gestore dei Mercati Energetici e

con TERNA; verso quest‟ultimo soggetto istituzionale la Società è Utente del

Dispacciamento in immissione per conto di Acea Produzione.

Nel corso del 2012 la società ha venduto circa 11 TWh di cui circa 10 TWh alla controllata

Acea Energia, circa 0,5 TWh alle società del Gruppo e circa 1 TWh ad altri grossisti. Si

informa che l‟approvvigionamento di energia, per circa 9 TWh, è avvenuto

prevalentemente acquistando sul mercato da operatori italiani. La restante parte

dell‟energia è stata acquistata spot sul mercato del giorno prima.

Produzione di energia elettrica

Il sistema di produzione di Acea Produzione è oggi costituito da un insieme di impianti di

generazione, con una potenza installata complessiva di 344,8 MW, composto da cinque

centrali idroelettriche (tre delle quali situate nel Lazio, una in Umbria e una in Abruzzo),

due impianti c.d. “mini idro”, Cecchina e Madonna del Rosario, due centrali

termoelettriche, Montemartini e Tor di Valle (quest‟ultima provvista di un modulo a ciclo



combinato dotata di spillamento sulla turbina a vapore e di un modulo turbogas a ciclo

aperto che fornisce in cogenerazione il servizio di teleriscaldamento ai quartieri di Torrino

Sud, Mostacciano e Torrino-Mezzocammino nel Comune di Roma).

Il comparto idroelettrico ha registrato una produzione pari a 354,7 GWh beneficiando del

principale contributo fornito alla produzione da parte della Centrale di Salisano ad acqua

fluente potabile rientrata in esercizio a fine 2011 ed in linea con la media storica

decennale (+1,5 %). La produzione degli impianti fluenti di Castel Madama, Mandela ed

Orte è stata invece significativamente minore (- 13,7 %) di quella media decennale per

effetto di un ridotto livello degli apporti idrici per le centrali del bacino del Tevere (fiumi

Aniene e Nera).

Ulteriormente ridotta rispetto alle medie decennali, infine, la produzione della centrale S.

Angelo (- 28,4 %) con 107,6 GWh.

La produzione termoelettrica della società è risultata pari a 12,1 GWh al 31 dicembre

2012.

Nel 2012 si conferma il trend negativo della produzione per il ciclo combinato della

centrale Tor di Valle non più adeguato a sostenere l‟impatto del mercato per il gap di

efficienza rispetto ai moderni cicli combinati di ultima generazione che si accentua nella

contingenza di prezzi di mercato in discesa. Inoltre, i prezzi di mercato particolarmente

bassi hanno condizionato anche la produzione della sezione di cogenerazione che registra

un‟ulteriore diminuzione di produzione rispetto all‟utilizzo passato; il vincolo posto in

termini di emissioni di massa di NOx al gruppo TG3 della sezione di cogenerazione,

inoltre, ha reso necessario il ricorso alle caldaie ausiliarie per la produzione del calore

destinato al teleriscaldamento.

Il 2012 rappresenta il quinto anno di esercizio della Centrale Montemartini quale Unità

Essenziale per la Sicurezza del Sistema Elettrico, ai sensi della Deliberazione AEEG n.

111/06, nell‟ambito del Piano di Sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale - Piano di

Emergenza della Città di Roma. Le unità TG1, TG2 e TG3 della Centrale sono state

pertanto asservite agli ordini del Dispacciamento Terna, salvo brevi periodi per

manutenzioni e prove di “black start up”. La produzione dell‟impianto si è pertanto

limitata esclusivamente agli ordini di dispacciamento provenienti dalla società Terna,

oltre quella funzionale alle attività di prova, il risultato economico è stato comunque

assicurato dalla reintegrazione dei costi riconosciuta dall‟Autorità per l‟Energia.

La strategia di gestione delle disponibilità di titoli di emissione CO2 per coprire il rischio

della volatilità del prezzo sul mercato dell‟Emission Trading, attuata con la vendita delle



disponibilità totali dei titoli accumulati e il riacquisto delle partite corrispondenti alle sole

quantità di energia effettivamente vendute nell‟ambito dei contratti stipulati, ha

rappresentato un ulteriore elemento di crescita del risultato economico complessivo per

effetto di un saldo di quote CO2 vendute nel 2012 pari a circa 200.000 ton.

Vendita di energia elettrica

Nel 2012 Acea Energia ha mantenuto le partnership con attori locali affermati che hanno

permesso ai partner locali stessi di beneficiare del prestigio e della dimensione di Acea

Energia anche in termini di capacità di sourcing e, a quest‟ultima, di fare leva sulle

competenze e sul know how strettamente legati al territorio. Inoltre, grazie a questi

accordi, i clienti sul mercato libero possono rivolgersi a un fornitore capace di offrire loro

soluzioni complete, personalizzate e vantaggiose.

Nel 2012 la vendita di energia elettrica sul mercato della Maggior Tutela è stata pari a

3.418 GWh con una riduzione rispetto al 2011 del 6,6%. Il numero dei punti di prelievo è

pari a 1.088.701 unità (erano 1.147.771 al 31 dicembre 2011). La riduzione è connessa

alla apertura del mercato conseguente l‟ormai completato processo di liberalizzazione del

settore.

La vendita di energia elettrica e gas sul mercato Libero è stata pari a 9.058 GWh per

Acea Energia e 940 GWh per le JV di vendita, per un totale di 9.998 GWh con un

decremento rispetto al 2011 del 22,6%, e ha riguardato 236.652 clienti rilevati al 31

dicembre 2012 (erano 218.105 al 31 dicembre 2011).

Nel corso del 2012 le utenze passate dal mercato vincolato al mercato Libero (c.d.

switching) sono state 87.745, per un volume complessivo su base annua pari a circa 300

GWh, del quale circa il 51% è stato acquisito da altri grossisti, mentre il rimanente 49%

è rimasto all‟interno del perimetro di Acea Energia. Inoltre, la Società ha venduto 86,0

milioni di standard metri cubi (smc) di gas a clienti finali e grossisti.



Area Industriale Idrico

Contesto di riferimento

Referendum abrogativi del 12 e 13 giugno 2011

A seguito delle consultazioni referendarie svoltesi il 12 e 13 giugno 2011 sono stati

abrogati l‟art. 23-bis del Decreto Legge 112/2008, convertito con Legge 133/2008. così

come modificato e integrato dall‟art. 15, comma 1, del Decreto Legge 135/2009,

convertito con Legge 166/2009, in materia di servizi pubblici locali di rilevanza

economica, nonché l‟art. 154, comma 1, del D.Lgs. 152/2006 (Codice dell‟Ambiente),

nella parte in cui, tra i criteri di determinazione della tariffa idrica, faceva riferimento a

quello “dell‟adeguatezza della remunerazione del capitale investito”. I quesiti referendari

approvati, inoltre, comportano la conseguente soppressione del D.P.R. 7 dicembre 2010

n. 168, recante il regolamento attuativo della disciplina di cui al menzionato art. 23-bis,

mentre hanno lasciato invariate le attuali previsioni transitorie dell‟art. 170 del D.Lgs.

152/2006 (non soggetto a referendum), che prevedono l‟applicazione del Metodo

Normalizzato di cui al D.M 1° agosto 1996 sino all‟adozione di una nuova metodologia

tariffaria.

In via generale gli effetti dell‟abrogazione referendaria, che ai sensi della Legge n.

352/1970, dichiarata dal Presidente della Repubblica con proprio decreto del 20 luglio

2011, non determinano alcuna reviviscenza delle norme eventualmente abrogate dalle

disposizioni normative sottoposte con esito positivo a quesito referendario (sentenze

della Corte Costituzionale n. 24/2011, n. 31/2000 e n. 40/1997) ed operano ex nunc

secondo quanto previsto dall‟art. 75 della Costituzione.

In considerazione del quadro sopra descritto si deve ritenere che il venir meno del regime

transitorio degli affidamenti in essere precedentemente disposto dal richiamato art. 23-

bis, abbia fatto venir meno anche il complesso di cause di cessazione dei medesimi, con

particolare riferimento alle gestioni in house, alle gestioni affidate direttamente a società

miste nelle quali la selezione mediante gara non avesse avuto contemporaneamente ad

oggetto la qualità di socio e l‟attribuzione dei compiti operativi, nonché agli affidamenti

diretti alla data del 1° ottobre 2003 in favore di società quotate e loro controllate.

L‟effetto medio tempore intervenuto dei fenomeni sopra descritti risulta essere stata la

rimozione dal nostro ordinamento di quei limiti di diritto interno che avevano condotto ad

una disciplina più rigorosa rispetto a quella comunitaria in merito all‟in house per lasciare

spazio alla disciplina ed ai principi consolidatisi a livello comunitario (Trattato UE e

giurisprudenza della Corte di Giustizia).



Si deve infine segnalare che, nella valutazione degli effetti delle abrogazioni referendarie,

si deve tenere conto della modifica della disciplina della materia intervenuta a seguito del

Decreto Legge n. 70/2011, convertito con modificazioni in Legge n. 106 del 12 luglio

2011, che, istituendo l‟Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di

acqua, ha ridefinito competenze e modalità per la determinazione della tariffa del servizio

idrico integrato. In base alla richiamata disciplina, infatti, l‟Agenzia – le cui funzioni come

si vedrà in seguito sono state medio-tempore trasferite all‟Autorità per l‟energia elettrica

e il gas – ha il compito di definire le componenti di costo per la determinazione della

tariffa relativa ai servizi idrici e di predisporre il conseguente metodo tariffario, anche

tenendo conto “in conformità ai principi sanciti dalla normativa comunitaria, sia del costo

finanziario della fornitura del servizio che dei relativi costi ambientali e delle risorse,

affinché sia pienamente realizzato il principio del recupero dei costi ed il principio «chi

inquina paga»”. Con la legge 214/2011 l‟Agenzia è stata soppressa e le funzioni di

regolazione e controllo dei servizi idrici sono state trasferite all‟Autorità per l‟Energia

Elettrica ed il Gas (vedi infra).

Soppressione delle Autorità d’Ambito

La legge 26 marzo 2010, n. 42 intitolata agli “Interventi urgenti concernenti enti locali e

regioni” inserisce nella legge finanziaria 2010 (l.191/2009) l‟art. 186-bis che sancisce,

decorso un anno dalla data di entrata in vigore della presente legge - e quindi dal 1°

gennaio 2011 - la soppressione delle Autorità d'ambito territoriale per la gestione delle

risorse idriche e per la gestione integrata dei rifiuti urbani di cui agli articoli 148 e 201 del

D.lgs.n°152/2006. Alle Regioni viene al contempo conferito il compito di attribuire con

legge le funzioni già esercitate dalle Autorità, nel rispetto dei principi di sussidiarietà,

differenziazione e adeguatezza.

In data 26 febbraio 2011 è stata pubblicata la legge n°10/2011, di conversione del

decreto legge 29 dicembre 2010, n. 225 (c.d. “mille proroghe”), recante la proroga di

termini previsti da disposizioni legislative e di interventi urgenti in materia tributaria e di

sostegno alle imprese e alle famiglie, al cui art. 1, comma 1, dispone la proroga al 31

marzo 2011 del termine per la soppressione dell‟Autorità d‟Ambito. Il 2° comma del

medesimo articolo ammetteva la facoltà di disporre, con uno o più decreti del Presidente

del Consiglio dei Ministri, di concerto con il Ministro dell‟economia e delle finanze, di

un‟ulteriore proroga dei termini suddetti fino al 31 dicembre 2011. Con decreto del

Presidente del Consiglio dei Ministri del 25 marzo 2011 il termine del 31 marzo 2011 è

stato prorogato al 31 dicembre 2011. Il successivo “Decreto Mille proroghe” (D.L. 29

dicembre 2011, n°216), prevede il rinvio della scadenza delle Autorità di Ambito



Territoriale del servizio idrico integrato e di gestione integrata dei rifiuti dal 31 dicembre

2011 al 31 dicembre 2012 in virtù della necessaria assicurazione della continuità

nell‟erogazione dei servizi pubblici locali e a garanzia di “un ulteriore periodo transitorio,

utile al passaggio delle funzioni dalle ATO ai nuovi soggetti individuati dalle Regioni,

nonché ad adottare le opportune iniziative di coordinamento in tale senso”

Si informa che nonostante tale termine sia stato prorogato, a fine 2011, di un ulteriore

anno, la Regione Toscana ha provveduto a legiferare in materia, procedendo al riordino

complessivo del servizio idrico integrato, a partire dalla riattribuzione delle funzioni e dei

poteri oggi in capo alle Autorità di Ambito. La legge regionale n.69 del 28/12/2011 ha

infatti istituito l'ente Autorità Idrica Toscana che assorbe tutte le funzioni e le

competenze precedentemente attribuite alle Autorità di Ambito e che, alla data del 1°

gennaio 2012, subentra in tutti i rapporti giuridici attivi e passivi delle Autorità soppresse

(art. 52). L'organizzazione dell'AIT sarà articolata in una struttura centrale di livello

regionale e n. 6 strutture periferiche (conferenze territoriali di cui all‟art. 13) che

riproducono fedelmente l'articolazione territoriale delle 6 Autorità di Ambito. Alla

scadenza delle concessioni in essere alla data di entrata in vigore della legge regionale, il

servizio idrico sarà affidato ad un unico soggetto gestore; negli atti per l‟affidamento del

servizio, l‟Autorità idrica indicherà tempi e modalità del rimborso al gestore uscente degli

investimenti non ancora ammortizzati.

L‟art. 50 della stessa legge dispone che gli organi dell‟Autorità siano costituiti entro il 30

giugno 2012 e che, a decorrere dal 1° gennaio 2012 e fino all‟effettivo insediamento degli

organi dell‟Autorità, le funzioni di tali organi siano svolti da sei commissari individuati nei

presidenti dei consigli di amministrazione delle Autorità soppresse in carica alla data del

31 dicembre 2011, i quali operano ciascuno con riferimento al territorio di appartenenza,

avvalendosi del supporto tecnico dei direttori delle medesime Autorità soppresse alla data

del 31 dicembre 2011. Il percorso per la costituzione della nuova Autorità regionale è

avviato: sono state effettuate le assemblee delle sei conferenze territoriali e, nel mese di

luglio, sono stati costituiti gli organi dell‟Autorità, compresa la nomina del Direttore.

Attività dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas in materia di servizi idrici

L‟Autorità ha avviato la sua attività nel settore idrico all‟inizio del 2012 istituendo un

gruppo di lavoro con la finalità di effettuare una ricognizione della situazione del settore,

di tracciare una mappatura degli operatori e degli stakeholder del settore e di proporre

possibili schemi organizzativi per lo svolgimento delle nuove competenze che le sono

state affidate .



Per quanto attiene all‟attività svolta dall‟Autorità nel corso dell‟anno 2012 si segnala

quanto segue:

con la deliberazione del 1° marzo 2012, n. 74/2012/R/idr, l‟Autorità ha avviato un

procedimento per l‟adozione di provvedimenti tariffari e per l‟avvio delle attività di

raccolta dati e informazioni in materia di servizi idrici,

con il documento di consultazione n. 204/2012/R/idr del 22 maggio 2012, l‟Autorità

ha avviato una consultazione pubblica per l‟adozione di provvedimenti tariffari in

materia di servizi idrici e, nell‟ambito di tale processo di consultazione pubblica, sono

stati organizzati una serie di seminari finalizzati all‟illustrazione dei contenuti del

citato documento ed alla raccolta di commenti e osservazioni di tutti i soggetti

interessati,

con il documento di consultazione n. 290/2012/R/idr del 12 luglio 2012, l‟Autorità ha

avviato un‟ulteriore e più specifica consultazione pubblica avente per oggetto un

metodo tariffario transitorio da applicarsi nel biennio 1° gennaio 2012 – 31 dicembre

2013. Le ragioni che hanno indotto l‟Autorità a formulare una proposta di metodo

tariffario transitorio risiedono sostanzialmente nell‟attuale livello di eterogeneità della

regolazione tariffaria applicata sul territorio nazionale e nella conseguente necessità

di analizzare più approfonditamente i diversi contesti ed i punti di partenza nonché

nell‟opportunità di una certa gradualità di intervento in attesa di elaborare

compiutamente un modello tariffario a regime,

con la deliberazione n. 347/2012/R/idr, successivamente integrata e modificata dalle

deliberazioni n. 412/2012/R/idr e 485/2012/R/idr, sono stati posti a carico dei gestori

del servizio idrico integrato alcuni obblighi di invio dei dati rilevanti ai fini della

definizione delle tariffe per gli anni 2012 e 2013,

con la deliberazione n. 585/2012/R/idr del 28 dicembre 2012 l‟Autorità ha approvato

il metodo tariffario transitorio (MTT) per la determinazione delle tariffe negli anni

2012 e 2013,

con la deliberazione n. 586/2012/R/idr del 28 dicembre 2012 l‟Autorità ha approvato

la prima direttiva per la trasparenza dei documenti di fatturazione del servizio idrico

integrato, sancendo l‟obbligo per i gestori, entro il 30 giugno 2013, di mettere a

disposizione degli utenti sul proprio sito la Carta dei Servizi e le informazioni sulla

qualità dell‟acqua servita mentre, entro il 1° gennaio 2014, di rendere disponibile on

line un Glossario con i principali termini utilizzati nel Servizio idrico integrato,

con la deliberazione n. 587/2012/E/idr del 28 dicembre 2012 l‟Autorità ha avvio

un‟istruttoria conoscitiva in merito ad alcune possibili anomalie emerse nell‟ambito

delle attività istruttorie finalizzate alla definizione del metodo tariffario transitorio al



fine di individuare eventuali comportamenti non conformi alla normativa vigente o

lesivi dei diritti degli utenti in ordine ai seguenti profili (i) adempimento, da parte dei

gestori,.del divieto di fatturare il servizio di depurazione ai clienti non allacciati al

depuratore nonché attuazione del d.m. 30/09/2009 e (ii) inserimento nelle bollette di

partite perequative locali. Il procedimento deve essere concluso entro 180 giorni.

Nel corso dei primi mesi del 2013 l‟Autorità ha inoltre emanato i seguenti documenti:

deliberazione n. 73/2013/R/idr del 21 febbraio 2013 relativa all‟approvazione delle

linee guida per la verifica dell‟aggiornamento del piano economico finanziario del

piano d‟ambito ai fini della proposta tariffaria degli anni 2012 e 2013 che dovrà

essere predisposta, entro il 31 marzo 2013, dagli Enti d‟Ambito (articolo 6

deliberazione n. 585/2012),

deliberazione n. 86/2013/R/idr del 28 febbraio 2013 per la disciplina del deposito

cauzionale per il servizio idrico integrato,

deliberazione n. 87/2013/R/idr del 28 febbraio 2013 per l‟avvio di un procedimento

per l‟adozione di provvedimenti in tema di definizione delle condizioni contrattuali

obbligatorie per la gestione della morosità degli utenti finali del servizio idrico

integrato. La delibera fissa in 180 giorni dalla sua pubblicazione il termine per la

conclusione del procedimento e stabilisce tra l‟altro che, nelle more dell‟adozione dei

provvedimenti i gestori non possono procedere alla sospensione della fornitura di

particolari categorie di utenza,

deliberazione n. 88/2013/R/idr del 28 febbraio 2013 relativa all‟approvazione del

Metodo Tariffario Transitorio per le gestioni ex CIPE (MTC) per la determinazione delle

tariffe per gli anni 2012 e 2013. La delibera approva inoltre alcune modificazioni e

integrazioni alla delibera 585/2012 (MTT),

consultazione 82/2013/R/com pubblicato il 1° marzo 2013 relativo ai primi

orientamenti in materia di obblighi di separazione contabile per gli esercenti i servizi

idrici e in materia di revisione e semplificazione delle disposizioni di separazione

contabile di cui alla deliberazione n. 11/2007. Il termine per l‟invio delle osservazioni

è fissato al 30 aprile 2013.

I principi cardine della delibera 585/2012 in materia di metodo tariffario possono essere

riassunti come segue:

il metodo transitorio individua la metodologia a livello nazionale per determinare le

tariffe degli anni 2012 e 2013 anticipando le linee generali di quella definitiva,

prevista a partire dal 2014, e riguarda tutte le gestioni ad esclusione di quelle che



oggi adottano il metodo tariffario CIPE,

la delibera individua il ruolo degli Enti d‟Ambito ai fini della determinazione tariffaria

definendo attività, metodologie e tempi,

viene introdotto un percorso di gradualità dai criteri previsti dal Metodo Normalizzato

(MNT) a quello transitorio (MTT), introducendo anche alcuni specifici meccanismi a

garanzia del mantenimento dei flussi di cassa dei gestori e degli attuali equilibri

finanziari,

a salvaguardia dell‟impatto sugli utenti finali (e sui gestori) viene introdotto, per il

biennio in esame, l‟obbligo di una istruttoria specifica sulla validità delle informazioni

fornite e la corretta applicazione dei nuovi criteri, nei casi di variazioni tariffarie

superiori ali limiti previsti dal MNT,

la nuova metodologia prevede che, nella fase transitoria, sia mantenuta

un‟articolazione tariffaria per gestore / ambito tariffario analoga alla preesistente,

la nuova metodologia concilia gli esiti referendari con la normativa europea e

nazionale in tema di rispetto dei principi – confermati dalla stessa Corte

Costituzionale – del recupero dei costi (full cost recovery) e del “chi inquina paga”,

viene soppressa la remunerazione del capitale investito e viene invece riconosciuto il

costo della risorsa finanziaria in aderenza al citato principio della copertura integrale

dei costi,

al fine di evitare comportamenti inefficienti o opportunistici, il costo della risorsa

finanziaria non viene riconosciuto a piè di lista bensì attraverso riferimenti standard

(oneri finanziari e fiscali). L‟onere finanziario post tax è pari per gli investimenti è pari

al 4,4% oltre all‟IRES valutata forfetariamente e all‟IRAP valutata sulla base dei dati

di consuntivo 2011,

è stabilito (ribadito) il principio della garanzia dei ricavi con la necessità di

conguagliare eventuali differenze tra i ricavi assicurati dalle articolazioni tariffarie

applicate agli utenti finali e quelli riconosciuti nel Vincolo aggiornato ai ricavi (al netto

del contributo degli “altri ricavi”),

il metodo transitorio è basato su criteri di regolazione ex post in luogo della

regolazione ex ante del MNT (che comunque prevedeva la verifica ex post all‟atto

delle revisioni tariffarie periodiche); quindi i dati contabili dell‟anno n-2 sono il

riferimento per il calcolo tariffario (cd. time lag regolatorio) ed i conguagli tariffari

sono riconosciuti nell‟anno n+2,

il metodo transitorio fissa vite utili regolatorie per ciascuna categoria di

immobilizzazioni ai fini del calcolo degli ammortamenti nonché il principio che i cespiti

– del gestore e dei terzi – sono riconosciuti in termini di costo di realizzazione storico



rivalutato,

il MTT contiene una dettagliata definizione delle attività del servizio idrico integrato e

delle altre attività idriche e stabilisce che i ricavi derivanti dalle altre attività idriche

debbano concorrere alla copertura dei costi ammessi. Al fine di garantire lo

svolgimento di tali importanti attività è stato introdotto il profit sharing delle altre

attività idriche con il riconoscimento al gestore di una marginalità forfetaria,

nel rispetto del principio di copertura dei costi, il nuovo metodo adegua i costi

operativi e di capitale all‟inflazione reale in luogo di quella programmata prevista dal

MNT,

nella valutazione del capitale investito netto del gestore è introdotta una quota a

compensazione del capitale circolante netto valutata forfetariamente,

l‟IRAP è considerata un costo operativo efficientabile soggetto al meccanismo di

gradualità,

è introdotta una componente tariffaria definita Fondo Nuovi Investimenti (FoNI) che

rappresenta un‟anticipazione per il finanziamento dei nuovi investimenti soggetta ad

un vincolo di destinazione in merito al suo utilizzo. Viene lasciata all‟Ente d‟Ambito la

decisione in merito a se ed in quale misura tale componente tariffaria debba essere

inclusa in tariffa.

Con riferimento al campo di applicazione, la delibera 585/2012 stabilisce che il MTT si

applica alle gestioni che, alla data del 31° luglio 2012, risultavano conformi alla legge

36/94 e al D.Lgs. 152/2006 e a quelle che, pur non essendo conformi, applicavano alla

medesima data il metodo normalizzato o altro metodo tariffario difforme da quello CIPE.

Sono, invece, escluse dall‟aggiornamento tariffario, tra l‟altro, le gestioni che alla citata

data non avevano adottato la Carta dei Servizi nonché le gestioni che, in violazione della

normativa applicabile, applicavano alle utenze domestiche la fatturazione di un consumo

minimo impegnato.

L‟Autorità definisce le seguenti componenti di costo del servizio da riconoscere in tariffa:

(i) costi delle immobilizzazioni, intesi come la somma degli oneri finanziari, degli oneri

fiscali e delle quote di restituzione dell‟investimento (ammortamento),

(ii) costi della gestione efficientabili, intesi come costi operativi endogeni alla gestione

del servizio sui quali il gestore può esercitare un‟azione di efficientamento,

(iii) costi della gestione non efficientabili, intesi come i costi operativi esogeni la cui

determinazione nel periodo considerato non dipende dalle scelte gestionali (costo

dell‟energia elettrica, costo delle forniture all‟ingrosso, mutui e canoni riconosciuti



agli enti locali, costi di funzionamento delle Autorità, altre componenti di costo),

(iv) eventuale componente di anticipazione per il finanziamento dei nuovi investimenti.

Le componenti tariffarie sopra descritte, riconosciute per gli anni 2012 e 2013, derivano

da un percorso di convergenza graduale in quattro anni dei costi operativi efficientabili e

dei costi di capitale da piano verso i costi da metodo tariffario.

L‟Autorità prevede inoltre l‟inclusione nel vincolo tariffario delle partite di conguaglio

tariffario afferenti gli anni precedenti il 2011 purché approvate dai soggetti competenti

entro il 30 aprile 2012; con riferimento ai conguagli 2011 la delibera 585/2012 ne

stabilisce la sospensione in attesa della risposta del Consiglio di Stato alla richiesta di

parere inoltrata dall‟Autorità in data 23 ottobre 2012 alla quale è altresì subordinata

l‟eventuale definizione delle procedure di calcolo e delle modalità relative alla restituzione

all‟utenza della componente di remunerazione del capitale investito per il periodo 21

luglio – 31 dicembre 2011 a seguito della proclamazione degli esiti del referendum

popolare.

La richiesta di parere avanzata dall‟Autorità riguarda la legittimazione ad intervenire su

questioni relative a periodi precedenti al trasferimento delle funzioni di regolazione del

settore. In risposta al quesito, il Consiglio di Stato, con parere emanato in data 25

gennaio 2013, ha stabilito: (i) la competenza dell‟Autorità nel periodo

21.7.2011/31.12.2011, in virtù dell‟assegnazione alla medesima delle funzioni già

spettanti alla soppressa Agenzia Nazionale per la Regolazione e la Vigilanza in materia di

Acqua (art. 21, comma 19 del D.L. 201/11) e (ii) il contrasto del criterio

“dell‟adeguatezza della remunerazione dell‟investimento” (c.d. 7%) contenuto nel

D.M./96, con il quadro normativo risultante dalla consultazione referendaria.

Il Consiglio di Stato ha pertanto disposto che l‟Autorità tenga conto del parere in sede di

adozione dei nuovi provvedimenti tariffari, fermo restando il rispetto del complessivo ed

articolato quadro normativo nazionale ed europeo, che impone che si assicuri la

copertura dei costi.

In data 31 gennaio 2013, l‟Autorità ha approvato la delibera n. 38/2013/R/idr con la

quale avvia un procedimento per la determinazione:

a) dei criteri attraverso cui gli Enti d‟Ambito dovranno individuare, fermo restando il

principio del full cost recovery, gli importi indebitamente versati da ciascun utente a

titolo di remunerazione del capitale investito in relazione al periodo 21 luglio 2011 –

31 dicembre 2011, da restituire all‟utente medesimo,

b) delle modalità e degli strumenti con i quali assicurare concretamente la restituzione

agli utenti finali dei suddetti importi,



c) delle modalità di verifica e approvazione, da parte della stessa Autorità, delle

determinazioni degli Enti d‟Ambito,

Conferisce inoltre ampio mandato al Responsabile del Procedimento – il Capo dell‟Ufficio

Speciale Tariffe e Qualità dei Servizi Idrici – di acquisire di tutte le informazioni e gli

elementi di valutazione utili per la conclusione del procedimento, prevedendo, per i

soggetti eventualmente chiamati a partecipare, l‟irrogazione di sanzioni in caso di rifiuto,

omissione o ritardo, senza giustificato motivo, nel fornire le informazioni richieste, ovvero

in caso di trasmissione di informazioni o documenti non veritieri.

E‟, inoltre, previsto che tutti i soggetti interessati - con particolare riferimento alle

associazioni rappresentative dei consumatori e utenti, alle associazioni di categoria dei

gestori, agli Enti d‟Ambito, alle Regioni e agli altri enti pubblici interessati, nonché agli

altri soggetti portatori di interessi collettivi e diffusi interessati dal presente procedimento

- possano presentare, entro 30 (trenta) giorni decorrenti dalla pubblicazione della

presente deliberazione, documenti, memorie e osservazioni.

E‟ fissato in 120 giorni, decorrenti dalla data di pubblicazione, il termine di durata del

procedimento.

Si informa che il Gruppo ha stimato in € 7,9 milioni l‟onere relativo alla restituzione

conseguente agli esiti referendari del 2011.

Con riferimento alle disposizioni procedurali:

entro il 31 marzo 2013, gli Enti di Ambito aggiornano o redigono, se ancora non

esistente, il piano economico finanziario di ciascun piano d‟ambito sulla base della

nuova metodologia. Sono considerati inefficaci le variazioni di piano economico

finanziario, effettuate in sede di aggiornamento, che determinano un eventuale

aumento della differenza tra i costi di piano, come individuati prima

dell‟aggiornamento, ed i costi determinati ai sensi dell‟Allegato A della delibera

585/2012, al netto dei costi non efficientabili,

se non adeguate entro il 31 marzo 2013, sono inefficaci le clausole contrattuali e gli

atti che regolano i rapporti tra gestori e autorità competenti incompatibili con la

delibera,

la tariffa è predisposta dagli Enti di Ambito e trasmessa entro il 31 marzo 2013

all‟AEEG ed ai gestori. Entro i tre mesi successivi l‟Autorità approva le tariffe ai sensi

dell‟articolo 154, comma 4, D.Lgs. 152/206, eventualmente provvedendo alla

determinazione delle tariffe sulla base delle informazioni disponibili, in un‟ottica di

tutela degli utenti, laddove gli Enti di Ambito non provvedano all‟invio entro il termine

stabilito,



a decorrere dal 1° gennaio 2013, i gestori sono tenuti ad applicare all‟utenza (i) fino

alla determinazione delle tariffe da parte degli Enti di Ambito, la tariffa applicata nel

2012 senza variazione o la tariffa 2013 se determinata dagli Enti di Ambito in data

precedente l‟approvazione della delibera 585/2012 purché i gestori non abbiano

modificato l‟articolazione tariffaria, (ii) successivamente alla determinazione da parte

degli Enti di Ambito e fino all‟approvazione da parte dell‟AEEG, le tariffe 2012

moltiplicate per un fattore (teta2013) determinato dall‟Ente di Ambito, (iii) a seguito

dell‟approvazione delle tariffe da parte dell‟Autorità, le tariffe 2012 moltiplicate per il

teta2013 approvato dall‟Autorità,

la differenza tra i ricavi tariffari determinati dall‟applicazione delle tariffe provvisorie

di cui ai punti (i) e (ii) e quelli calcolati sulla base del punto (iii) saranno oggetto di

conguaglio successivamente all‟atto di approvazione dell‟AEEG,

entro il 30 giugno 2013, i gestori sono tenuti a fornire all‟Autorità i dati utili alla

determinazione dell‟aggiornamento del vincolo ai ricavi (volumi, costi passanti,

modifiche di perimetro, ..). Il conguaglio, rivalutato con l‟inflazione, è riconosciuto in

tariffa nell‟anno n+2.

Si informa che le principali Società del Gruppo hanno presentato ricorso al TAR

Lombardia contro l‟Autorità per l‟Energia Elettrica ed il Gas per l‟ottenimento

dell‟annullamento della delibera 582/2012.

Gestioni idriche Lazio – Campania

ACEA Ato2 S.p.A.

Dal 2007 l‟acquisizione dei Comuni ha subito un rallentamento causato dalle

amministrazioni locali sia per la naturale alternanza politica che per problematiche

interne alle stesse amministrazioni. Inoltre, dalle ricognizioni effettuate, alcuni comuni

presentano ancora problematiche relative allo stato degli impianti di depurazione e alle

relative autorizzazioni di scarico.

Nel corso del 2012 non è stata acquisita nessun altra gestione del Servizio idrico

Integrato.

Acqua potabile

ACEA Ato2 S.p.A. cura il servizio di distribuzione di acqua potabile nella sua interezza;

dalla captazione, all‟adduzione, alla distribuzione al dettaglio e all‟ingrosso.

L‟acqua è derivata dalle sorgenti in virtù di concessioni a durata pluriennale.



Dieci fonti di approvvigionamento – di cui cinque sorgenti (Peschiera, Capore, Acqua

Marcia, Acquoria, Salone), 4 campi pozzi (Pantano Borghese, Finocchio, Torre Angela,

Torre Spaccata) e l‟Acquedotto del Lago di Bracciano – forniscono l‟acqua potabile a circa

3.000.000 di abitanti in Roma e Fiumicino e in più di 60 Comuni del Lazio, attraverso

quattro acquedotti ed un gerarchizzato sistema di condotte in pressione.

Tre ulteriori fonti di approvvigionamento forniscono la risorsa non potabile da immettere

nella rete di innaffiamento di Roma.

Inoltre, ACEA Ato2 S.p.A. gestisce l‟acquedotto del Simbrivio che alimenta 54 comuni e 3

consorzi, l‟acquedotto Laurentino ex CASMEZ Regione Lazio che alimenta i comuni di

Pomezia, Ardea e la località di Campoleone sita nel comune di Lanuvio, l‟acquedotto della

Doganella che serve 8 comuni nell‟area dei Castelli Romani, nonché la distribuzione idrica

in 73 comuni oltre a Roma.

In occasione degli eventi nevosi del mese di febbraio 2012, in linea con il Piano di

Emergenza neve ghiaccio inverno 2011 – 2012, adottato da ACEA Ato2 S.p.A. su tutto il

territorio gestito, questa Società ha messo in atto ogni iniziativa per il contenere i disagi

agli utenti e per la rimessa in esercizio degli impianti oggetto di interruzione di

alimentazione elettrica.

Situazioni critiche si sono verificate principalmente durante l‟evento nevoso del 3-6

febbraio u.s. a causa delle interruzioni dell‟alimentazione elettrica dei pozzi locali e dei

sollevamenti, prolungate anche per diversi giorni, e riguardanti principalmente la vasta

area alimentata dagli acquedotti del Simbrivio e della Doganella.

L‟anno 2012 è stato peraltro caratterizzato da una siccità eccezionale a livello nazionale.

In particolare nel territorio del Comune di Roma è stata registrata una piovosità minore

del 12% rispetto alle medie annuali del periodo 2000-2011. I tre mesi estivi del 2012

sono stati particolarmente siccitosi, con una piovosità inferiore del 78% rispetto alla

media delle stagioni estive 2000-2011. Contestualmente l‟estate 2012 è stata molto

calda, con temperature massime nel territorio gestito da ACEA Ato2 S.p.A. mediamente

superiori di 2,2°C rispetto alle medie registrate nei mesi estivi nel periodo 2008-2011.

Complessivamente quindi la minor disponibilità idrica, il caldo e gli elevati consumi hanno

determinato durante l‟estate 2012 situazioni di crisi idrica in numerosi Comuni ricadenti

nel territorio della Provincia e momentanei abbassamenti di pressione, con particolare

riferimento ai piani alti degli edifici, anche in alcune limitate zone della città di Roma.

E‟ stato possibile contenere la situazione di deficit idrico attraverso una oculata gestione

delle risorse idriche.



Per far fronte all‟emergenza in atto in numerosi Comuni gestiti, a partire dal mese di

giugno ACEA Ato2 S.p.A. ha messo in campo un servizio di rifornimento tramite autobotti

che ha consentito di limitare i disagi alla cittadinanza. Tale servizio è stato incentivato

anche attraverso affidamenti di emergenza. Le autobotti, a seconda delle situazioni di

crisi determinatesi, sono state dedicate al riempimento di serbatoi comunali e/o al

rifornimento di utenze private e/o allo stazionamento al pubblico.

La situazione di carenza idrica ha reso necessario il ricorso alle fonti di

approvvigionamento di emergenza, prima fra tutte il Lago di Bracciano.

Inoltre, tra i principali interventi realizzati nel 2012 al fine di far fronte alla crisi idrica in

atto nei territori alimentati dall‟Acquedotto del Simbrivio, si segnala la messa in esercizio

in emergenza del nuovo serbatoio di Arcinazzo e del nuovo booster del Pertuso che ha

consentito di trasportare maggiori portate in acquedotto. Nel corso di giugno 2012 è

stato inoltre messo in funzione il “booster Monte Palombino”, che ha permesso di

migliorare l‟alimentazione idrica del Comune di Fonte Nuova grazie al sollevamento delle

acque del Peschiera Sinistro.

Per quanto riguarda le deroghe sulla qualità dell‟acqua, il Decreto del Presidente della

Regione Lazio T0258 del 29 luglio 2011 per l‟arsenico e il D.P.R. T0076 dell‟undici marzo

2011 per il fluoro, prevedevano il rientro nei limiti fissati dal D.Lgs 31/01 entro il

31/12/2012. Nel 2012 la Società ha proseguito nella realizzazione delle opere previste

nei piani di rientro.

Gli interventi finora effettuati hanno consentito il rientro nei limiti previsti dal D.Lgs.

31/01 della maggior parte della popolazione inizialmente interessata dalle deroghe che è

passata da poco più di 150.000 abitanti a circa 5.000 abitanti a fine dicembre 2012 per i

quali comunque è stato attivato un rifornimento alternativo tramite serbatoi mobili e

fontanelle dotate di trattamento in loco. Ad oggi gli interventi previsti dai piani di rientro

sono conclusi, ad eccezione di due interventi ancora in corso a causa del protrarsi dei

tempi di acquisizione delle autorizzazioni di legge per l‟esecuzione dei lavori.

Contestualmente è stata effettuata una campagna informativa rivolta alla popolazione di

concerto con le amministrazioni comunali, ASL e STO. Per quanto riguarda il vanadio,

ACEA Ato2 S.p.A. ha concluso le opere per il rientro e, comunque, a dicembre 2011 il

Ministero della Salute ha modificato il valore del parametro vanadio da 80 microgrammi/l

a 140 microgrammi/l.

Fognatura e depurazione

Il servizio di fognatura consta di circa 6126 km di rete fognaria (di cui circa 4160 km di



rete a servizio del Comune di Roma) e di oltre 300 km di collettori.

ACEA Ato2 S.p.A. gestisce il sistema depurativo e gli impianti di sollevamento annessi

alla rete ed ai collettori fognari; alcuni sono opere di rilievo, con potenzialità che

superano i 10 mc/s, svolgendo, in alcuni casi, funzioni di salvaguardia dal rischio

idraulico.

Nel corso dell‟anno 2012 i principali impianti di depurazione hanno trattato un volume di

acqua pari a circa 509 milioni di mc, con un decremento di circa il 14,9 % rispetto

all‟anno precedente. Tale decremento è riconducibile alla scarsità di eventi piovosi

registrati nel 2012 rispetto all‟anno precedente.

La produzione di fanghi, sabbie e grigliati relativa a tutti gli impianti gestiti è stata pari a

146.163 tonnellate, con un decremento di circa il 3,1 % rispetto all‟anno precedente.

A fine dicembre 2012 ACEA Ato2 S.p.A. gestiva un totale di 513 impianti di sollevamento

fognari, di cui 174 nel Comune di Roma ed un totale di 175 impianti di depurazione di cui

35 nel Comune di Roma.

Attività di ricerca e Sviluppo

É proseguita, in collaborazione con la società LaboratoRI S.p.A., l‟attività di studio delle

reti di distribuzione e ricerca perdite in base all‟approccio della “distrettualizzazione”

previsto dal Decreto Ministeriale 99/97, che si è svolta principalmente nei Comuni di

Monterotondo, Riano, Fiano Romano, Cerveteri, Subiaco, Formello, Mentana, Velletri e

Santa Marinella (loc. Santa Severa).

Tariffa

Per quanto concerne le delibere assunte dalla Conferenze dei Sindaci nel mese di aprile

2012 nonché per gli impatti derivanti dalla delibera 585/2012 dell‟AEEG si rinvia a quanto

illustrato nel paragrafo “Informativa sui servizi in concessione”

ACEA Ato5 S.p.A.

La società gestisce, sulla base di apposita convenzione stipulata con l‟Autorità dell‟Ambito

territoriale n° 5 - Lazio Meridionale Frosinone il servizio idrico integrato afferente

all‟Ambito Territoriale Ottimale 5 – Lazio Meridionale FROSINONE così come individuato

dalla L.R. Lazio n° 6 del 22 gennaio 1996 nonché ogni altra attività connessa,

conseguente, collegata o funzionale a tale gestione.

La gestione del servizio idrico integrato sul territorio dell‟ATO 5 – Lazio Meridionale -

Frosinone interessa un totale di 87 comuni (restano ancora da rilevare le gestioni ai

Comuni di Atina, Paliano e Cassino Centro Urbano limitatamente al servizio idrico) per



una popolazione complessiva di circa 480.000 abitanti, una popolazione servita pari a

circa 460.000 abitanti ed un numero di utenze pari a circa 188.214.

Il sistema idrico - potabile è costituito da impianti e reti, di adduzione e distribuzione, che

fanno capo a 6 fonti principali da cui hanno origine altrettanti sistemi acquedottistici

(adduzione Nord, adduzione Sud); impianti minori alimentano alcuni sistemi locali.

La copertura di tale servizio è di circa il 97%.

Il sistema fognario-depurativo consta di una rete di collettori e fognatura collegati ad

impianti terminali di depurazione delle acque reflue.

A seguito delle ricognizioni e relativo censimento delle utenze allacciate alla rete fognaria

(per effetto delle Sentenza 335/2008) è emerso che la copertura di tale servizio è di circa

il 67,5% rispetto alle utenze idriche.

Anche quest‟anno l‟attività gestionale sulle reti idriche, sulle fognarie e sugli impianti di

depurazione e di sollevamento è stata condizionata dall‟impossibilità del gestore, causa il

protrarsi dell‟inerzia dell‟Ente concedente che non ha ancora provveduto alla revisione del

Piano d‟Ambito, di programmare ed attuare un piano di interventi utile a risolvere, per il

servizio idrico, le forti criticità impiantistiche e per il servizio fognatura, i notevoli gap

infrastrutturali.

In ragione di quanto sopra esposto le reti in generale continuano ad evidenziare

situazioni di crisi elevate costringendo il Gestore ad un forte e continuo impegno

nell‟attività manutentiva di natura straordinaria.

Per quanto attiene gli impianti di depurazione, gli stessi sono stati oggetto di interventi

mirati alla rifunzionalizzazione e/o all‟adeguamento alla normativa vigente.

L‟attività ordinaria di raccolta, trasporto e smaltimento finale dei rifiuti solidi e/o liquidi in

giacenza sui siti ha comportato uno smaltimento finale dei rifiuti per un quantitativo

complessivo pari a circa 18.991 tonnellate con un incremento del 72% rispetto all‟anno

precedente (circa 11.000 tonnellate nel 2011).

In merito alle istruttorie e sopralluoghi per le pratiche di autorizzazioni allo scarico degli

impianti di depurazione si segnala che nel corso del precedente esercizio sono state

ultimate le attività di aggiornamento della documentazione tecnica relativa agli impianti

di depurazione gestiti dalla società.

Con riferimento al monitoraggio della qualità dell‟acqua potabile si evidenzia che l 31

dicembre 2012 sono stati eseguiti - ai sensi del D.Lgs.vo 31/2001 - i controlli qualitativi

di routine e di verifica sulle fonti, sui serbatoi e sulle reti idropotabili.



In totale, per le acque destinate al consumo umano, nel corso dell‟esercizio 2012, sono

stati prelevati n° 1.960 campioni.

Per quanto riguarda la ricerca di perdite idriche, l‟ attività si è concentrata sulla aree rese

particolarmente critiche in ragione delle avverse condizioni climatiche che hanno

comportato l‟abbassamento delle sorgenti.

Per quanto concerne le attività espletate nel corso del 2012 dal Commissario ad acta

nonché per gli impatti derivanti dalla delibera 585/2012 dell‟AEEG si rinvia a quanto

illustrato nel paragrafo “Informativa sui servizi in concessione”

GORI S.p.A.

Sulla base di apposita convenzione stipulata con l‟Ente d‟Ambito Sarnese Vesuviano il

30/09/2002, è affidataria per un periodo di 30 anni del servizio idrico integrato afferente

76 Comuni fra le province di Napoli e Salerno. Il perimetro di gestione è rimasto invariato

rispetto al precedente esercizio avendo ormai concluso il processo di acquisizione delle

gestioni; infatti i comuni gestiti sono 76 e cioè tutti quelli ricadenti nell‟ATO n. 3 della

Regione Campania.

Con riferimento alla problematica relativa alle tariffe si evidenzia che in data 27 ottobre

2012, l‟Assemblea dell‟Ente d‟Ambito ha approvato le tariffe per l‟anno 2012 e le azioni

correttive da porre in essere per garantire l‟equilibrio economico-finanziario della

gestione con riferimento agli esercizi 2003-2011, nella misura determinata nella relazione

istruttoria dell‟ 8 ottobre 2012 predisposta dalla Direzione Pianificazione del medesimo

Ente. A seguito del suddetto provvedimento sono stati confermati i ricavi iscritti fino

all‟esercizio 2008 sulla base di quelli attesi dal piano d‟ambito, prodotti della “TRM”

prevista per i vari esercizi e degli effettivi volumi idrici erogati. Per gli esercizi 2009, 2010

e 2011 l‟Ente ha effettuato una puntuale analisi dei dati trasmessi dal Gestore per la

verifica dell‟ammissibilità a carico della tariffa delle singole voci di costo, tenendo conto

dei criteri enunciati dall‟AEEG. All‟esito della suddetta istruttoria sono stati

complessivamente riconosciuti maggiori conguagli da recuperare per circa € 13 milioni.

Si evidenzia inoltre che nell‟ambito della suddetta attività istruttoria, in conformità ai

criteri adottati dall‟AEEG, ai fini della determinazione della tariffa 2012 e dei conguagli

riferiti agli esercizi 2009-2011, le rate relative ai mutui del S.I.I., sono state riclassificate

dalla voce “Immobilizzazioni immateriali” e considerate tra i costi operativi.

Con riferimento al tema delle tariffe, si informa che l‟Assemblea dell‟Ente d‟Ambito

Sarnese Vesuviano sempre nella seduta del 27/10 con la delibera n. 5 ha fissato il regime



tariffario per l‟anno 2012, attraverso la conclusione del processo di convergenza di tutti i

comuni ricompresi nell‟ATO n. 3 della Campania in un bacino tariffario unico ed

aggiornando la tariffa base nella misura di Tb = 1,2600 €/mc ferma restando

l‟articolazione tariffaria approvata con la deliberazione n. 9 del 10 luglio 2009, come

modificata con deliberazione n. 5 del 2/8/2011.

La Delibera dianzi richiamata fissava anche il valore dei costi totali riconosciuti in tariffa

per l‟anno 2012; in particolare, ha stabilito per l‟anno 2012 un valore pari a € 127 milioni

per i costi totali in tariffa e quindi dei ricavi garantiti.

Si evidenzia che la Società per l‟anno 2012 ha stimato i ricavi applicando le previsione

contenute nella Delibera dell‟AEEG n. 585 del 28/12/2012 in particolare sono stati stimati

ricavi da tariffa per € 127 milioni.

Per quanto concerne gli impatti derivanti dalla delibera 585/2012 dell‟AEEG si rinvia a

quanto illustrato nel paragrafo “Informativa sui servizi in concessione”

Gestioni idriche Toscana – Umbria

ACQUE S.p.A.

In data 28 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in

vigore il 1°gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il

Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell‟ATO n. 2

costituito dall‟insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di

acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell‟Ambito fanno

parte 57 comuni. A fronte dell‟affidamento del servizio, la società corrisponde un canone

di concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle

gestioni preesistenti all‟affidamento.

Sulla base di quanto previsto dalla convenzione, il 22 dicembre 2008 l‟Assemblea

dell‟Autorità di Ambito ha approvato la revisione tariffaria relativa agli anni 2005-2007 in

cui sono state effettuate verifiche sull‟effettivo volume degli investimenti realizzati, dei

costi operativi, dei ricavi conseguiti, dell‟entità dei volumi fatturati e degli standard

tecnici e organizzativi raggiunti. Sulla base di quanto risultante da tali verifiche, si è

proceduto alla determinazione del conguaglio (positivo per il Gestore) dei mancati ricavi

2005-2007, in quanto inferiori di oltre lo 0,5% rispetto a quelli previsti dal Piano

d‟Ambito.

In sede di revisione sono state anche applicate, come previsto in Convenzione, penalità

per il mancato raggiungimento di alcuni standard tecnici e organizzativi.



Nel corso della seconda revisione tariffaria è stato definito il nuovo Piano di Investimenti,

successivamente definito dettagliatamente nel nuovo POT per il triennio 2008-2010

approvato dall‟Autorità nel mese di marzo 2009.



PUBLIACQUA S.p.A.

In data 20 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in

vigore il 1° gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il

Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell‟ATO n. 3


acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell‟Ambito fanno

parte 49 comuni, di cui 6 gestiti tramite contratti ereditati dalla precedente gestione di

Fiorentinagas. A fronte dell‟affidamento del servizio il Gestore corrisponde un canone di

concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni

preesistenti all‟affidamento.

Nel giugno 2006 si è conclusa l‟operazione per l‟ingresso di ACEA – per il tramite del

veicolo Acque Blu Fiorentine S.p.A. - nel capitale della società.

Con riferimento alle tariffe si segnala che, in data 17 dicembre 2010, l‟assemblea

dell‟Autorità di Ambito ha approvato lo sviluppo tariffario 2010-2021.

La Direzione generale per la tutela del territorio e delle risorse idriche ha concluso nel

mese di gennaio, pubblicandola sul sito del Conviri, l'istruttoria di verifica sulla corretta

redazione della revisione ordinaria del Piano di Ambito dell'ATO 3 medio Valdarno.

Nella determina sono effettuate alcune prescrizioni, di cui le principali, per gli impatti

sulla capacità economica-finanziaria della società sono:

modificare il metodo di calcolo della tariffa reale media escludendo dallo stesso il

c.d profit sharing, ovvero il sistema di distribuzione dell‟economie di gestione

realizzate nel triennio precedente alla revisione tra gestore e utente,

escludere dal calcolo tariffario la componente di remunerazione del capitale

investito relativo alle immobilizzazioni in corso con conseguente danno

sull‟effettiva copertura dei costi connessi alla realizzazione delle opere,

modificare il termine entro il quale il gestore ha la facoltà di aggiornare i ricavi

effettivi entro un massimo di tre anni,



eliminare il riconoscimento delle perdite su crediti fino ad un massimo del 2%

annuo che determinano uno scostamento tra incasso previsto e incasso effettivo,

eliminare le sopravvenienze attive e passive straordinarie dal calcolo dei costi,

modificare il sistema di calcolo dell‟indennizzo spettante al gestore al termine

dell‟affidamento, materia quindi non rientrante nella valutazione del Piano perché

non oggetto di composizione della tariffa media, escludendo la rivalutazione

monetaria del capitale non ammortizzato,

escludere dal calcolo tariffario le componenti di ammortamento e remunerazione

degli allacciamenti realizzati nel periodo 2005-2007 e non coperti da contributo.

E‟ da rilevare infine che la stessa istruttoria si conclude con la censura dei canoni ai

Comuni che non siano collegati all'effettiva copertura delle rate di mutui pregressi accesi

per interventi idrici

Le prescrizioni contenute, molte delle quali già oggetto di verifica in altri piani di ambito

da parte del Conviri senza analoghe censure, riguardano materie che non sono definite

dalla normativa di settore ma che rientrano pertanto nel potere pattizio delle parti.

Contro tale decreto, Publiacqua ha presentato istanza di autotutela e, il 2 aprile 2012, ha

presentato ricorso per l‟annullamento dell‟atto.

Con il Decreto Prot. 3265/TRI/Di/viri il Ministero ha riaperto l‟istruttoria su nuovi elementi

di valutazione presentati dall‟Autorità Idrica Toscana con nota n. 1061/2012. In

particolare l‟istruttoria è stata riaperta sulle questioni concernenti i le immobilizzazioni in

corso, le perdite su crediti e il riconoscimento dei canoni di concessione ai Comuni.

Publiacqua, ha presentato richiesta al Ministero di riaprire il procedimento sull‟insieme

delle prescrizioni effettuate, anche alla luce della delibera 585/2012 dell‟AEEG che

sembra riconoscere la legittimità dei punti contestati dal Ministero.

Il Ministero ha quindi deciso di riunificare i due procedimenti e di trasferire, preso atto di

quanto disposto dall‟art.21, comma 19 del D.lgs 201/2011, il procedimento di riesame

delle prescrizioni all‟AEEG che, con deliberazione del 15 novembre 2012, ha avviato

l‟istruttoria per il completamento della verifica del Piano d‟ambito dell‟Ato 3 Medio

Valdarno, per la quale sono state predisposte apposite memorie integrative.



ACQUEDOTTO DEL FIORA S.p.A.

Il 28 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione che prevede

l‟affidamento alla società in via esclusiva del servizio idrico integrato dell‟ATO n. 6




acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue.

La convenzione di gestione ha una durata di venticinque anni decorrenti dal 1° gennaio

2002.

Nell‟agosto 2004 si è conclusa l‟operazione per l‟ingresso di ACEA – per il tramite del

veicolo Ombrone S.p.A – nel capitale della società.

Nel mese di dicembre 2011 l‟Autorità d‟Ambito ha provveduto all‟approvazione della

nuova Revisione Tariffaria del Triennio 2008-2010 ed alla revisione del Piano d‟Ambito e

del Piano degli Investimenti 2011-2026, in armonia con i principi di sostenibilità e

dell‟equilibrio economico-finanziario di medio/lungo termine. In tal sede l‟AATO ha colto

l‟occasione, cosa da tempo sollecitata dalla Società, per ridurre le residue discrepanze fra

la programmazione del Gestore (Piano Economico Finanziario per l‟ottenimento del

Project Financing) e quella del Regolatore (Piano Economico Finanziario dell‟AATO).

I volumi di acqua venduta inseriti dall‟Autorità nel nuovo Piano d‟Ambito sono pertanto

allineati a quelli attesi da Acquedotto del Fiora.

Secondo quanto stabilito con Decreto del Commissario Autorità Idrica Toscana

Conferenza Territoriale n. 6 Ombrone n.1 del 05/01/2012, la tariffa media applicabile da

Acquedotto del Fiora per il 2012 risulta pari a 2,106 €/mc, comprensiva dell‟inflazione

programmata ed al netto della restituzione di una quota parte del canone di depurazione

agli utenti aventi diritto ex art.7 D.M. 30/09/2009.



GRUPPO CREA

Nell‟ATO1 Toscana Nord il Gruppo ACEA è presente attraverso la propria controllata CREA

S.p.A. in liquidazione, che partecipa le società GEAL (gestore del Servizio Idrico

Integrato nella sola città di Lucca), AZGA Nord e Lunigiana Acque (entrambe in

liquidazione).

La società GEAL S.p.A. è il soggetto gestore del Servizio Idrico Integrato nel territorio

comunale di Lucca.

Al termine di un lungo contenzioso con l‟Autorità di Ambito, GEAL nel 2011, anche a

seguito dell‟abrogazione dell‟art. 23 bis del DL 112/2008 ha definitivamente consolidato

la propria gestione nel territorio del Comune di Lucca, garantendosi, nell‟attuale quadro



normativo di riferimento, la continuità gestionale fino alla sua naturale scadenza del

31.12.2025 contenuta nell‟attuale concessione di affidamento.

Il 29 dicembre 2011, in un contesto quindi di nuovi e più sereni rapporti con l‟Autorità di

Ambito conseguenti alla definizione del contenzioso, GEAL ha sottoscritto con la

medesima e con il Comune di Lucca concedente il servizio idrico, un Protocollo di Intesa

con il quale si sono trasferiti all‟Autorità di Ambito i poteri di programmazione (da

esercitarsi tuttavia di concerto con il Comune di Lucca) e di controllo della gestione sul

territorio comunale di Lucca, a fronte dell‟introduzione per GEAL della metodologia

tariffaria basata sul DM LL.PP. 01.08.1996 (cd Metodo Tariffario Normalizzato – MTN), in

sostituzione di quella oramai cessata ex lege (art. 10 comma 28 del DL 70/2011

convertito in L 106/2011) basata sulle deliberazioni del CIPE, in modo così da garantire

alla società condizioni di crescita e di sviluppo.

Il 30 aprile 2012, con Decreto del Commissario n.18, l‟Autorità Idrica Toscana Conferenza

Territoriale n.1 “Toscana Nord” (ex AATO 1), dando così attuazione ai contenuti del

Protocollo del 29 dicembre 2011, ha approvato il piano d‟Ambito per il Comune di Lucca,

contenente la tariffa del Servizio Idrico Integrato determinata secondo i criteri di cui al

sopra richiamato DM LL.PP. 01.08.1996 e con Decreto del medesimo Commissario n. 16

del 30.04.2012 è stato approvato invece il Piano Operativo degli Investimenti per il

triennio 2012 – 2014, per un ammontare complessivo di € 25,6 milioni.

Ancorché formalmente approvata il 30 aprile 2012, la nuova tariffa è stata applicata

all‟utenza il 1° agosto 2012, dopo l‟ottenimento – attraverso l‟istituto del silenzio/assenso

– del parere favorevole del Ministero dell‟Ambiente riguardo il Piano di Ambito

predisposto dall‟Autorità Idrica Toscana.

In data 31 ottobre 2012 la società ha inviato all‟Autorità Idrica Toscana e all‟Autorità per

l‟Energia Elettrica ed il Gas (AEEG) i prospetti riguardanti dati e informazioni relative al

servizio idrico integrato.

Le informazioni trasmesse costituiscono la base per la determinazione della tariffa idrica

degli anni 2012 e 2013, sulla base del Metodo Tariffario Transitorio (MTT) approvato

dall‟AEEG con propria deliberazione 585/2012/R/IDR del 28.12.2012.

Allo stato attuale l‟Ente di Ambito competente ha in corso le verifiche dei dati acquisiti

dalla società e le relative elaborazioni conformemente al MTT per addivenire entro il

31.03.2013 alla proposta della nuova tariffa a valere per gli anni 2012 e 2013 che dovrà

essere definitivamente approvata dall‟AEEG.

Si è definito con il Comune di Lucca la bozza della nuova Convenzione di affidamento

elaborata per renderla coerente con le previsione del Protocollo del 29.12.2011, che



dovrà essere approvata dagli organi deliberativi dell‟Ente presumibilmente entro il primo

quadrimestre 2013.

Si segnala inoltre che in data 27.02.2012, tutti i ricorsi inerenti la problematica della c.d.

“moratoria fiscale” sono stati discussi, in via riunificata, presso la C.T.R. di Firenze, la

quale ha accolto le tesi dell‟Agenzia delle Entrate anche se limitatamente alla

componente capitale e non agli interessi, ritenendo quindi erroneo il calcolo degli stessi

svolto dall‟Ufficio, così come sostenuto da GEAL.

L‟Amministrazione finanziaria ha proposto ricorso in Cassazione.

Fermo restando il contenzioso in atto, la società ha estinto ogni sua obbligazione con

l‟Agenzia delle Entrate relativamente a questa problematica.

Per quanto riguarda la società AZGA Nord S.p.A. si rammenta che pur essendo stata

posta in liquidazione nel dicembre 2010 i liquidatori sono stati autorizzati a continuare

l‟esercizio in attesa che l'Autorità preposta affidi ad un nuovo soggetto la gestione del

Servizio Idrico Integrato nel territorio comunale di Pontremoli. Intenzione dell'Autorità di

Ambito Territoriale Ottimale n. 1 "Toscana Nord", a seguito dell'entrata in vigore della LR

n. 69/2011, è quello di procedere ad un affidamento diretto del Servizio alla società GAIA

S.p.A., società affidataria in house del Servizio Idrico Integrato dal 1 gennaio 2005 su

gran parte dell'Ambito. Operazione questa che non si è tuttavia perfezionata a causa

della contrarietà del Comune di Pontremoli.

Con riferimento alla società Lunigiana S.p.A. si evidenzia che è stata messa in

liquidazioni nel mese di luglio 2011. Ancorché in liquidazione, la gestione è comunque

proseguita al fine di garantire la continuità nell‟erogazione di un servizio pubblico

essenziale, in attesa dell‟affidamento del Servizio Idrico Integrato ad un nuovo operatore.

Tale affidamento è avvenuto a favore di GAIA S.p.A. a seguito della deliberazione n. 17

del 06 dicembre 2011 dell‟Assemblea dell‟Autorità di Ambito ed avrà decorrenza 1° aprile

2012. Con il 31 marzo 2012, quindi, Lunigiana Acque cesserà definitivamente la propria

gestione. I rapporti tra GAIA e Lunigiana Acque sono stati disciplinati da un contratto di

affitto di ramo d'azienda sottoscritto in data 30 marzo 2012 che prevedeva la sua

cessione definitiva entro il 30 settembre 2012, cessione che allo stato non ha avuto

ancora luogo in ragione del mancato perfezionamento da parte dell'Autorità Idrica

Toscana dell'iter istruttorio riguardante i beni non ammortizzati di Lunigiana Acque da

trasferire a titolo oneroso al nuovo gestore e da riconoscere in tariffa a quest'ultimo. Sul

punto si segnalano le richieste da parte di GAIA di proroga del termine di sottoscrizione

del contratto di cessione del ramo di azienda, in attesa del completamento dell'iter



istruttorio da parte dell'Autorità, la prima in data 1° ottobre 2012 e per ultimo,

permanendo ia mancata definizione dell'istruttoria, in data 21 dicembre 2012. Con

quest'ultima in particolare è stato chiesto il rinvio della sottoscrizione del contratto a fine

febbraio 2013, salvo ulteriori proroghe.

UMBRA ACQUE S.p.A.

In data 26 novembre 2007 ACEA si è aggiudicata definitivamente la gara indetta

dall‟Autorità d‟Ambito dell‟ATO 1 Perugia per la scelta del socio privato industriale di

minoranza di Umbra Acque S.p.A. L‟ingresso nel capitale della società (con il 40% delle

azioni) è avvenuto con decorrenza 1° gennaio 2008.

Nel corso dell‟esercizio 2012 la società ha esercitato la sua attività su tutti i 38 Comuni

costituenti gli ATO 1 e 2.

Con atto Assembleare del 21/02/2011 l‟Autorità di Ambito ha approvato le tariffe per

l‟anno 2011, stabilendo un incremento dell‟1,25%, a cui aggiungere il tasso di inflazione

programmato, pari a 1,5%. L‟incremento complessivo risulta quindi pari a 2,75%.

Il Piano d‟Ambito vigente è stato approvato dall‟Assemblea dei Rappresentanti nell‟anno

2004, conservando tuttavia la sostanza dell‟impianto del Piano preesistente, approvato

nell‟anno 2002. Nel corso del 2008, Umbra Acque ha messo in evidenza la necessità di

procedere ad una revisione complessiva del Piano vigente, sia in considerazione della

nuova normativa nazionale (D.Lgs. 152/2006 e s.m.i.) e regionale (Piano Regionale di

Tutela delle Acque dell‟Umbria, Direttiva Scarichi, Piano Regolatore Regionale degli

Acquedotti dell‟Umbria e Legge Regionale 25/09 “Norme in materia di tutela e

salvaguardia delle risorse idriche) – che impone un adeguamento del programma degli

interventi presenti nel Piano d‟Ambito preesistente al fine di raggiungere prefissati

obiettivi di qualità delle acque e di tutela degli acquiferi – che alla luce dell‟incremento di

diverse voci di costo (in particolare i costi relativi ai consumi di energia elettrica e

smaltimento fanghi) che non rendono possibile il raggiungimento dell‟equilibrio

economico-finanziario come previsto dal Metodo Normalizzato. Nel corso del 2011 tali

costi aggiuntivi si sono ulteriormente incrementati, sia per la presenza di nuove voci di

costo non contemplate nel Piano vigente che per l‟innalzamento delle tariffe relative ai

servizi utilizzati dalla Società.

Nel mese di aprile 2012 l‟Autorità ha concluso i controlli relativi al periodo tariffario 2003-

2007, riscontrando un conguaglio in favore della Società per circa € 7 milioni. Il diritto a

ricevere tali somme, già iscritte a bilancio negli anni precedenti, viene così confermato da

un atto formale dell‟Assemblea dei Sindaci.



Area Industriale Ambiente

A.R.I.A.

L‟attività svolta nell‟anno 2012 dalla società A.R.I.A. S.p.A. è stata caratterizzata dalla

gestione diretta degli asset confluiti dalle società controllate Terni En.A. S.p.A., E.A.L.L.

S.r.l., Enercombustibili S.r.l. ed Ergo En.A. S.r.l., incorporate nell‟esercizio 2011. Sono

state, inoltre, svolte le attività di coordinamento e prestazione di servizi in favore della

controllata, S.A.O. S.r.l. ed Ecoenergie messa in liquidazione nel corso del 2012.

Alla fine del mese di aprile 2012 è stata sottoscritta la Convenzione definitiva in regime

CIP 6/92 che regola il ritiro dell‟energia delle due nuove linee dell‟impianto di

termovalorizzazione di San Vittore del Lazio.

Si informa altresì che nel corso del periodo la Società ha intrattenuto rapporti di

commercializzazione di energia elettrica con la Società del Gruppo Acea Energia Holding,

che svolge attività di operatore di mercato, per i volumi di energia prodotta dalle due

nuove linee dell‟impianto di San Vittore del Lazio in eccedenza rispetto a quella ritirata

dal GSE in regime di CIP 6/92.

Impianto di termovalorizzazione di Terni

L‟impianto WTE di Terni opera nel settore della produzione di energia elettrica da fonti

rinnovabili ed in particolare quello della termovalorizzazione di pulper di cartiera.

Per effetto dei lavori di revamping impiantistico, avviati nel corso del 2010, l‟attività di

termovalorizzazione dei rifiuti è rimasta sospesa per gran parte dell‟esercizio. E‟ stato

regolarmente in funzione l‟impianto fotovoltaico installato nel sito, che, nel corso

dell‟esercizio 2012, ha fatto registrare una produzione di energia elettrica di 398.066,40

kWh.

Gli interventi di revamping dell‟impianto, già avviati nel mese di ottobre 2010 hanno

subito un arresto, in conseguenza dell‟intervenuto recesso, ai sensi del D.Lgs. 8 agosto

1994 n. 490 e del D.P.R. 3 giugno 1998, n. 252, da parte della Società dal contratto di

appalto stipulato con l‟operatore economico risultato aggiudicatario della prima procedura

di selezione, sono statio completati nel corso dell‟anno ed il 21 dicembre 2012, è stato

effettuato il primo funzionamento dell‟impianto in parallelo con il sistema elettrico, nel

rispetto del termine di cui all‟art. 24 del D. Lgs. 3 marzo 2011 n. 28 ai fini dell‟accesso al

regime di incentivazione previsto per gli impianti entrati in esercizio prima del 31

dicembre 2012.

Nel corso dell‟esercizio sono state, altresì, proseguite le attività manutentive

programmate eseguite direttamente dal personale di impianto. Le attività funzionali



all‟ottenimento di una nuova AIA per l‟estensione dei combustibili autorizzati, sono state

sospese a seguito dell‟orientamento espresso dal competente Ambito Territoriale

Integrato, che si è determinato a non utilizzare più, diversamente da quanto stabilito

nelle prima formulazioni della propria pianificazione, l‟impianto di Terni per la

termovalorizzazione della Frazione Secca Combustibile.

Impianto di produzione CDR di Paliano

L‟impianto di produzione CDR di Paliano è in possesso di un‟autorizzazione in regime

ordinario, per la produzione di CDR, avente scadenza il 30 giugno 2018.

Tale autorizzazione, costituisce un asset di sicuro rilievo, specie se si considerano le

difficoltà connesse alla localizzazione, realizzazione ed autorizzazione di attività nel

settore ambientale ed in particolare in quello dei rifiuti ed alla carenza impiantistica,

rispetto agli effettivi fabbisogni, resa evidente dalla gestione commissariale introdotta

con decreto del Ministero dell‟Ambiente e della Tutela del Mare del 3 gennaio 2013.

Dopo l‟esecuzione dei lavori di adeguamento legati alla sicurezza delle infrastrutture a

servizio dell‟impianto e di rifacimento dell‟impianto antincendio, completati nel primo

trimestre dell‟anno 2012, le attività, precedentemente riavviate in via ridotta nel secondo

semestre del 2011, sono riprese, a decorrere dal secondo trimestre 2012, in via

ordinaria.

Si riportano i dati tecnici dell‟attività svolta:

Anno 2012 Anno 2011

Frazione secca ton 713 0

Frazione secca da AMA ton 16.172 3.285

Speciali COREPLA in entrata ton 7.065 0

Altri Speciali in entrata ton 2.742 0

TOTALI ton 26.692 3.285

Impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio

l‟impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio è destinato alla produzione di

energia elettrica da fonti rinnovabili ed in particolare da CDR.

Come noto, nel corso del 2011 è stato portato a termine il progetto di revamping

mediante l‟implementazione delle linee 2 e 3 dell‟impianto, mentre sono stati avviati i

lavori per il rifacimento totale della linea 1, le cui attività sono cessate a far data dal

mese di marzo 2011.



L‟esercizio 2012 è stato, pertanto, caratterizzato dal funzionamento della Linea 2, già

avviata nel mese di aprile 2011, nonché della Linea 3, già avviata nel corso del mese di

luglio 2011.

Sono di seguito riportati i principali dati operativi, evidenziando che il confronto con lo

stesso periodo dell‟anno precedente deve, necessariamente, tenere in considerazione la

circostanza che, l‟anno 2012 è stato caratterizzato dal funzionamento contemporaneo

delle due Linee, diversamente dall‟anno 2011 nel quale tale funzionamento è avvenuto

solo dal mese di aprile 2011 per Linea 2 e dal mese di luglio 2011 per la Linea 3.

u.m. 2012 2011

LN 1 LN 2 LN 3 TOT

Ore direttamente operative in parallelo h 0 8.060 7.703 15.763 11.072

E.E. prodotta MWh 0 111.134 107.104 218.238 149.423

E.E. ceduta MWh 0 95.845 92.808 188.653 128.288

CDR conferito SAF tonn 0 40.979 37.562 78.541 70.941

CDR conferito ALTRI tonn 0 59.921 58.109 118.030 86.279

CDR prodotto dall‟impianto di Paliano tonn 0 10.640 10.747 21.387 2.347

L‟esame dei dati operativi permette di rilevare il significativo aumento del quantitativo del

CDR conferito da soggetti terzi, in aggiunta a quello conferito da SAF S.p.A., nonché

l‟incremento del potenziale di produttività (MWh ceduti/h.parallelo) della linea 2 (oltre 11

MWh/h), rispetto a quello o ottenuto in precedenza dalla linea 1 (8 MWh/h).

Tali valori consentono di valutare, in termini positivi, le performance del nuovo impianto.

Si rammenta che nel corso dell‟ultimo trimestre 2011 è stata presentata un‟istanza

autorizzativa finalizzata alla realizzazione delle sistemazioni ambientali per una

riqualificazione architettonico-funzionale del sito nel suo complesso, nonché per la

realizzazione di opere civili strettamente connesse all‟impianto. E‟ stata, altresì,

presentata, nel medesimo contesto, l‟istanza di rinnovo dell‟Autorizzazione Integrata

Ambientale in scadenza il 27/07/2012. L‟istruttoria è tuttora in corso.

Nel corso del 2012 è stata presentata comunicazione, ai sensi dell‟art. 29 nonies del

D.Lgs. 152/2006, di alcune modifiche non sostanziali consistenti nella rappresentazione

delle effettive capacità di esercizio dell‟ impianto rispetto ai dati progettuali. Tale

procedimento si è concluso con l‟emissione da parte della Regione Lazio con una

Determinazione di presa d‟atto di modifica non sostanziale con la previsione di

un‟integrazione ai quantitativi recuperabili presso l‟impianto pari a circa 19.000

tonnellate/anno.



SAO

La società SAO, proprietaria della discarica localizzata nel territorio del Comune di

Orvieto, opera nell‟ambito della gestione dei rifiuti urbani e speciali.

L‟attività della società, nel corso del 2012, è stata contraddistinta dai seguenti

avvenimenti :

in conformità con quanto deliberato dal Consiglio di Amministrazione di SAO, tenuto

nel mese di marzo 2012, è stato ceduto, con effetto dal 1° maggio 2012, il ramo

d‟azienda relativo ai Servizi di Igiene Urbana che non costituiva più attività strategica

nel contesto dei piani di sviluppo della società;

nel mese di aprile 2012 la società ha superato positivamente gli audit per la conferma

della certificazione ambientale UNI EN ISO 14001:2004 e di quella EMAS oltre alla

certificazione per la sicurezza OHSAS 18001:2007;

per realizzare l‟intervento di revamping dell‟impianto di trattamento di Orvieto in

conformità con le autorizzazioni rilasciate dagli Enti competenti, a decorrere dal 3

marzo 2012, il trattamento finalizzato al recupero della frazione organica e del verde

provenienti dalla raccolta differenziata è stato effettuato presso impianti terzi

regolarmente autorizzati e, a decorrere dal 2 aprile 2012, il regolare conferimento dei

rifiuti solidi urbani indifferenziati è stato garantito effettuando un trattamento

alternativo. In data 4 giugno 2012 la società ha confermato alla Provincia di Terni

l‟intenzione di procrastinare l‟intervento di revamping dell‟impianto di trattamento

rifiuti di Orvieto al secondo semestre 2013 con avvio delle attività del nuovo impianto

nel gennaio 2014. Il rinvio si è reso necessario a fronte delle indeterminatezze,

ancora persistenti in tale periodo, circa il contesto pianificatorio a livello di ambito

territoriale e le incentivazioni per le fonti rinnovabili di energia. Tale rinvio ha reso

necessaria la realizzazione di alcuni interventi di manutenzione straordinaria

strettamente necessari per ripristinare la funzionalità dell‟impianto di trattamento

esistente. Tali interventi sono stati ultimati il 16 luglio 2012. Nello stesso giorno

l‟impianto esistente ha ripreso il normale funzionamento e pertanto è cessato il

trattamento alternativo dei rifiuti solidi urbani ed il trattamento di recupero presso

impianti terzi della frazione organica e del verde provenienti dalla raccolta

differenziata. Con comunicazione del 20 settembre 2012, il servizio Gestione Rifiuti,

Emissioni ed AIA della Provincia di Terni ha richiesto alla società SAO di confermare la

tempistica per la realizzazione dell‟intervento di revamping dell‟impianto di

trattamento rifiuti comunicata dalla società allo stesso Ente il 4 giugno 2012. In data

28 settembre 2012 SAO ha confermato alla Provincia, con nota del 12 ottobre 2012,



che i lavori di realizzazione dell‟intervento di revamping dell‟impianto di trattamento

rifiuti di Orvieto avranno inizio a luglio 2013, con avvio delle attività di commissioning

e di start up, salvo imprevisti o cause di forza maggiore, nel gennaio 2014, per

consentire la progressiva attivazione del nuovo impianto entro la fine del mese di

agosto 2014;

nel mese di luglio sono stati ultimati e collaudati con esito positivo i lavori di

realizzazione del 9° gradone della discarica in esercizio. Tali lavori costituiscono il

primo intervento previsto nel progetto di “REVAMPING DELL‟IMPIANTO DI

TRATTAMENTO RIFIUTI ED AMPLIAMENTO DELLA DISCARICA PER RIFIUTI NON

PERICOLOSI” approvato dalla Provincia di Terni con l‟Autorizzazione Integrata

Ambientale dell‟ 11 agosto 2011;

il 21 agosto è stata presentata al Comune di Orvieto richiesta di dichiarazione di

compatibilità urbanistica relativa alla procedura di verifica di assoggettabilità per la

realizzazione di una cava di argilla, presso il polo impiantistico SAO di Orvieto, ai

sensi dell‟art. 21 del regolamento regionale Umbria n° 3/2005 per il soddisfacimento

del fabbisogno straordinario per la gestione della discarica in esercizio. Il 20

settembre 2012 il Comune di Orvieto ha richiesto parere ai competenti uffici della

Regione dell‟Umbria in relazione all‟istanza presentata da SAO. In data 19 dicembre

2012 lo stesso Comune, prendendo atto del parere rilasciato dagli uffici Regionali, ha

emesso un avviso di emanazione di diniego con cui esprime parere negativo in

relazione alla medesima istanza. In data 28 dicembre 2012 la società ha riscontrato il

preavviso di diniego sopra citato formulando le proprie osservazioni ai fini del riesame

della propria istanza. Attualmente la società è in attesa delle determinazioni del

Comune di Orvieto;

con deliberazione del 2 agosto 2012 l'Assemblea dell'ATI ha adottato il Piano di

Ambito per la gestione integrata dei rifiuti urbani. La proposta di Piano è stata

pertanto inviata ai consigli dei Comuni che compongono lo stesso ATI per

l‟espressione del parere di competenza ed è stata pubblicata sul B.U.R. Umbria del 2

ottobre 2012 per consentire l‟invio delle osservazioni e dei contributi da parte dei

soggetti interessati entro 60 giorni dalla medesima data di pubblicazione. In data 26

novembre 2012 SAO ha inoltrato allo stesso ATI le proprie osservazioni in merito al

piano adottato. Si rammenta che nel mese di aprile 2012 l'ATI 4 ha richiesto a SAO e

ad ASM Terni di elaborare un‟ulteriore revisione del Piano Economico Finanziario (PEF)

dei rispettivi progetti sulla base di diversi flussi di rifiuti e diversa configurazione

impiantistica. In particolare, per quanto riguarda le attività di SAO, l‟ATI4 ha richiesto

di revisionare il PEF considerando di conferire e smaltire, presso la discarica di



Orvieto, in sostituzione dei Rifiuti Speciali, tutta la frazione secca combustibile

derivante dalla selezione del rifiuto solido urbano indifferenziato. La società ha

ultimato la revisione del PEF richiesta con il supporto delle competenti strutture della

capogruppo ed ha rimesso tale documentazione all‟ATI4 in data 11 luglio 2012. Con

nota del 13 luglio 2012, l'ATI4 ha chiesto a SAO di recepire, nella citata elaborazione

del PEF, alcuni ribassi percentuali relativi all‟importo dei lavori; ciò nel contesto di una

verifica di congruità dei prezzi praticati contenuti nel citato PEF condotta dall‟ATI 4

stessa a partire dall‟analisi dei ribassi medi praticati in Umbria. In data 16 luglio

2012 SAO ha trasmesso all‟ATI tale ulteriore revisione, verificando, con il supporto

delle competenti strutture della Capogruppo, la redditività degli interventi previsti nei

progetti autorizzati dagli Enti competenti con le ulteriori modifiche richieste dall'ATI4.

Le tariffe di conferimento dei rifiuti relative all‟ultima revisione del PEF sono riportate

nel Piano d‟Ambito adottato dall‟Assemblea dell‟ATI4 sopra citato. Il 17 ottobre l‟ATI4

dell‟Umbria ha richiesto a SAO e ad ASM Terni di elaborare e trasmettere un ulteriore

aggiornamento dei PEF relativi ai propri impianti che includesse anche gli ulteriori

oneri riportati al comma 2 dell‟art. 40 della L.R. n° 11/2009 i cui importi sono

precisati nel Piano d‟Ambito adottato dall‟Assemblea dello stesso ATI4 e di recente

pubblicazione. La società ha elaborato l‟ulteriore aggiornamento richiesto ed ha

inviato la stessa documentazione all‟ATI in data 11 dicembre 2012 diffidando

contestualmente lo stesso Ente a concludere il procedimento di revisione tariffaria

avviato a settembre 2011 con l‟applicazione diretta delle nuove tariffe a partire da

gennaio 2013. A seguito del‟adozione del PDA è inoltre stata avviata un‟attività di

confronto tra i soggetti gestori degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti

urbani e lo stesso ATI4 finalizzata alla predisposizione della contrattualistica relativa

alla gestione degli stessi rifiuti;

il 23 agosto 2012, presso la sede della provincia di Terni, si è tenuta la prima riunione

della conferenza dei servizi relativa al potenziamento dell‟impianto di sfruttamento

energetico del biogas prodotto dalla discarica di Orvieto. L‟istanza per l‟ottenimento

dell‟autorizzazione unica ai sensi dell‟art. 12 comma 3 del D.Lgs 29/12/2003 n° 387 e

s.m.i. è stata presentata agli Enti competenti dalla società I.C.Q. Holding S.p.A. di

Roma che, si rammenta, è l‟attuale proprietaria, titolare dell‟autorizzazione e gestore

dello stesso impianto di recupero energetico di cui si richiede il potenziamento. In

data 8 ottobre 2012 si è tenuta un‟ulteriore riunione di conferenza dei servizi per il

rilascio dell‟autorizzazione unica relativa al potenziamento dell‟impianto di

sfruttamento energetico del biogas prodotto dalla discarica di Orvieto. Nella riunione è

stato espresso un parere preliminare favorevole con facoltà, in caso di esito positivo



dei pareri/autorizzazioni endoprocedimentali ancora mancanti, di disporre la chiusura

della conferenza con parere definitivo favorevole senza convocazione di un‟ulteriore

seduta. Il 31 ottobre 2012 la Provincia di Terni ha rilasciato il provvedimento

autorizzativo alla società ICQ che ha effettuato i lavori di potenziamento eseguendo

con ENEL la connessione alla rete elettrica nazionale in data 28 dicembre 2012. Sono

attualmente in corso, da parte della stessa ICQ, i lavori di adeguamento della rete di

captazione del biogas sul piano di coltivazione della discarica;

il 3 settembre 2012 sono stati avviati i lavori di manutenzione straordinaria della

discarica esaurita e riambientata ubicata nel polo impiantistico sopra citato. I lavori

sono attualmente in corso,

il 16 gennaio 2013, con Delibera n. 2, è stato approvato, da parte dell‟Assemblea di

Ambito dell‟ATI n. 4 della Regione Umbria, il Piano d‟Ambito del Servizio di Gestione

Integrata dei rifiuti urbani (PDA), ai sensi della L.R. n. 11/2009. Per maggiori

informazioni si rinvia a quanto illustrato al paragrafo “Fatti di rilievo successivi alla

chiusura dell’esercizio”.

Si è infine proceduto alla trasformazione della forma giuridica della società in Società a

responsabilità limitata.

Vengono di seguito riportati i quantitativi di rifiuti conferiti al polo impiantistico di

Orvieto nell‟anno di esercizio 2012 confrontati con quelli del 2011.

u.m. Anno 2012 Anno 2011

RS ATO 4 tonn 7.295 6.638

RS extra ATO 4 tonn 32.845 22.942

RSU Orvieto tonn 9.504 9.863

RSU Comprensorio Orvietano tonn 9.822 9.926

RSU Comprensorio Amerino tonn 5.374 5.702

RSU Comprensorio Ternano tonn 17.564 1.190

Fraz. Org. da imp.selez.Terni tonn 16.052 23.730

Fraz. Org. da Raccolta diff. tonn 11.169 7.868

Fanghi tonn 7.705 6.420

FSC da impianto di sel. Terni tonn 21.785 33.604

Spezzamenti ASM Terni tonn 899 1.842

RSU ingombranti tonn 2.917 4.068

TOTALI tonn 142.931 133.793



Come si evince dai dati sopra riportati, i quantitativi conferiti sono stati superiori di circa

9 mila tonnellate rispetto al valore di consuntivo relativo all‟esercizio 2011.

AQUASER

E‟ la società che opera nel settore dei servizi complementari del ciclo integrato delle

acque, svolgendo un attività di recupero e smaltimento fanghi di depurazione biologica e

rifiuti derivanti dalla depurazione delle acque, di trattamento di reflui e rifiuti liquidi, e la

prestazione di servizi ad essi connessi.

In particolare, svolge attualmente il servizio di trasporto e recupero dei fanghi di

depurazione per le società ASA S.p.A., affidataria del S.I.I. nell‟ATO5 Toscana Costa,

Acquedotto del Fiora S.p.A. affidataria del S.I.I. nell‟ATO6 Ombrone, ACEA Ato2 S.p.A.

affidataria del S.I.I. ATO2 Lazio, ACEA Ato5 S.p.A. affidataria del S.I.I. ATO5 Lazio,

UMBRA ACQUE S.p.A. affidataria del S.I.I. nell‟ATO Umbria n°1 e SOGEA S.p.A.

affidataria del S.I.I. di alcuni comuni della provincia di Rieti.

Le attività di recupero vengono svolte prevalentemente mediante il conferimento ad

impianti di compostaggio prevalentemente di terzi e lo spandimento di fanghi in

agricoltura su autorizzazioni anche esse prevalentemente di terzi.

Attraverso l‟acquisizione del controllo delle società Solemme S.p.A. e Kyklos S.r.l.,

avvenuta in esercizi precedenti, la società ha iniziato un percorso di posizionamento nel

mercato di riferimento, dotandosi di strutture impiantistiche di proprietà, che le

consentono di eseguire in proprio parte delle attività di recupero, e quindi di contenere le

fluttuazioni dei prezzi legati al mercato del trattamento dei rifiuti, caratterizzato da alta

volatilità ed andamento speculativo.

Strategicamente assume notevole importanza anche la localizzazione degli impianti, uno

nel Lazio, destinato quindi ad accogliere i fanghi delle commesse ATO2 e ATO5, e uno in

Toscana nelle vicinanze di Grosseto, destinato quindi ad accogliere i fanghi delle

commesse FIORA ed ASA con effetti di contrazione dei costi di trasporto.

La proprietà degli impianti rafforza il ruolo di AQUASER quale operatore qualificato del

proprio settore di riferimento, con l‟obiettivo di un sempre maggiore affrancamento dalla

dipendenza da impiantistica non di proprietà, al fine di incrementare il livello di servizio

già garantito con continuità ai propri clienti/soci.

Nel corso dei precedenti esercizi la Società ha conseguito tre autorizzazioni al recupero

fanghi in agricoltura. La diretta titolarità delle autorizzazioni al recupero agronomico dei

fanghi rafforza l‟indipendenza della società da fornitori terzi. Allo stato attuale sono in

corso attività per l‟ottenimento di ulteriori autorizzazioni al recupero dei fanghi in

agricoltura.



La gestione relativa all‟esercizio 2012 conferma il consolidamento della società sia in

termini di fatturato che di redditività della gestione.

Con l‟entrata di ISA S.r.l., società che svolge attività di logistica e trasporto, nel

perimetro delle società controllate da AQUASER si è realizzato un elemento strategico di

fondamentale importanza e strettamente complementare all‟attività svolta dalla società,

rappresentato dal completamento dell‟anello mancante nella filiera gestita da AQUASER e

per la valorizzazione dei mezzi acquisiti attraverso l‟acquisizione del ramo d‟azienda della

società ACEA RIETI, avvenuto in esercizi precedenti.

Nel 2011 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione il piano industriale della

società che individua le due direttrici secondo cui la società intende perseguire il suo

sviluppo:

consolidamento del perimetro attualmente gestito ed estensione del servizio alle altre

società gestrici del servizio idrico integrato del gruppo ACEA;

potenziamento dell‟impiantistica di proprietà e sviluppo di nuove iniziative nelle

regioni di interesse.

Per quanto riguarda la prima direttrice è in corso la definizione delle modalità per la

trasformazione di AQUASER in impresa comune delle società del gruppo ACEA gestrici dei

servizi idrici integrati, con il loro ingresso nel capitale azionario della società. Al secondo

punto si riferiscono invece le iniziative di ampliamento degli impianti di KYKLOS e

SOLEMME e le attività di due-diligence per l‟acquisizione di impianti nella Regione Lazio

ed in Toscana. In particolare per quanto riguarda il Lazio si è conclusa la due-diligence

della società SAMACE.

Il closing dell‟operazione è previsto nei primi mesi del 2013.

KYKLOS

La società opera nel settore del trattamento dei rifiuti con produzione e

commercializzazione di terricci, ammendanti e concimi organici, in particolare svolge la

propria attività in località Nettuno Ferriere ad Aprilia in forza dell‟Autorizzazione Unica per

impianti di trattamento e di recupero di rifiuti speciali non pericolosi ottenuta dalla

Provincia di Latina con una potenzialità massima di 66.000 ton/annuo.

L‟acquisizione da parte di Aquaser, ha consentito alla Società di afferire direttamente al

mercato dei fanghi prodotti dai gestori dei servizi idrici integrati del Gruppo ACEA; inoltre

ha consentito la creazione di positive sinergie anche in relazione alle esperienze maturate

da Aquaser nella controllata Solemme, proprietaria di un impianto similare. Particolare

attenzione è stata e sarà data allo sviluppo di tutte le sinergie derivanti dall‟incontro delle



professionalità e delle esperienze maturate dai soci storici con le potenzialità offerte dal

Gruppo ACEA.

Nel periodo in oggetto si è consolidato il ruolo della società come impianto di riferimento

per il recupero dei rifiuti organici nella Provincia di Roma e di Latina. Al fine di rafforzare

la leadership acquisita, in data 8 giugno 2010 è stato avviato l‟iter autorizzativo per

l‟adeguamento dell‟attuale impianto e l‟ampliamento della potenzialità fino a 120.000

tonnellate anno mediante la realizzazione di una sezione di digestione anaerobica con

recupero di energia elettrica e termica.

In data 23 giugno 2011 su richiesta della società è stata rilasciata dalla Provincia di Latina

ai sensi dell‟art. 208 l‟autorizzazione per la realizzazione di alcune varianti sostanziali

(chiusura della tettoia di maturazione esterna con realizzazione del relativo biofiltro,

copertura del biofiltro esistente, realizzazione del depuratore, installazione della stazione

di vagliatura con deplastificazione), necessarie all‟ottimizzazione del processo di gestione,

Tali modifiche testimoniano l‟attenzione della società e la volontà di minimizzare al

massimo gli impatti ambientali derivanti dalla propria attività ottimizzando gli elevati

standard qualitativi e gestionali già garantiti. Le attività relative sono state quasi

interamente completate e se ne prevede l‟ultimazione nei primi mesi del 2013.

Le attività svolte nel corso del 2012 e le attività di collaborazione, grazie anche all‟aiuto

della controllante AQUASER, con l‟Università della Tuscia hanno consentito alla società di

sviluppare ed affermare sempre di più il nuovo punto di vista nella gestione dei rifiuti

organici organizzando il processo produttivo con l‟ottimizzazione del fertilizzante prodotto

secondo un approccio innovativo non dal lato dei rifiuti ma dal lato del prodotto.

SOLEMME

La società opera nel settore del recupero dei rifiuti mediante compostaggio di rifiuti

organici, in particolare fanghi prodotti dalla depurazione dei reflui civili.

L‟acquisizione da parte di Aquaser nel corso del precedente esercizio, ha consentito alla

Società di afferire direttamente al mercato dei fanghi prodotti dai gestori dei servizi idrici

integrati del Gruppo ACEA, con particolare riferimento alla Regione Toscana; inoltre

consente la creazione di positive sinergie anche in relazione alle esperienze maturate da

Aquaser nella controllata Kyklos, proprietaria di un impianto similare.

La società opera attualmente in una situazione di forti opposizioni locali principalmente

dirette ad impedire da un lato lo sviluppo della società e dall‟altro la realizzazione del

nuovo impianto di valorizzazione energetica dei fanghi, ma anche a contrastare la

gestione dell‟attuale impianto di compostaggio ed il suo adeguamento mediante

inserimento di un comparto di digestione anaerobica, che consentirebbe di incrementare i



quantitativi di fanghi trattati con un significativo incremento dei ricavi ed un conseguente

contenimento delle perdite.

Ed è proprio in questo contesto che si inserisce la questione sollevatasi intorno alla

sanzione amministrativa comminata dal Ministero delle Politiche Agricole e Forestali nel

corso di precedenti esercizi, relativamente all‟impiego nella miscela per la produzione

dell‟ammendante compostato misto di una percentuale di fanghi superiore al 35% p/p.

Tale sanzione, contestata dalla società sia nella forma che nella sostanza, in ragione del

processo produttivo autorizzato dalla determinazione della Provincia di Grosseto in forza

della quale l‟impianto viene esercito, nelle more della sua definizione, ha comportato, in

ragione di autotutela, la riduzione dei conferimenti presso Solemme di fanghi da

depurazione biologica dalla fine del mese di Marzo 2010, cancellando di fatto l‟unico

impianto della Provincia autorizzato al trattamento dei fanghi e con inevitabili ricadute

sull‟equilibrio economico finanziario della società nel suo primo anno di gestione a regime

ed incremento dei costi per il gestore del servizio idrico per quanto riguarda il

trattamento dei fanghi.

La Società ha avviato il conferimento di nuove tipologie di rifiuti, e, si è attivata presso

tutte le sedi istituzionali per chiarire l‟interpretazione delle modalità di produzione del

fertilizzante, al fine di riavviare al più presto la produzione a regime.

Dal mese di ottobre 2010 è stato comunque riavviato il conferimento dei fanghi da

depurazione biologica nel rispetto delle percentuali sulla miscela iniziale con riferimento

al peso/peso tal quale, determinando, però, una sostanziale contrazione dei volumi di

fanghi conferibili all‟impianto rispetto a quanto previsto dall‟autorizzazione che ha

interessato anche l‟esercizio 2012.

Il nuovo piano industriale prevede l‟ampliamento dell‟attuale impianto di compostaggio,

che in esercizio possiede una capacità in input di 26.100 tonnellate di rifiuti compostabili

e le cui potenzialità non sono però ad oggi sfruttabili appieno, abbinando all‟esistente un

impianto di trattamento anaerobico ed ampliando la potenzialità di trattamento

garantendo la gestione di 15.000 di frazione organica, 25.000 tonnellate di fanghi da

depurazione biologica, 15.000 tonnellate di fanghi agroalimentari e 15.000 tonnellate di

verde strutturante, per complessive 70.000 tonnellate anno. Allo stato attuale si ipotizza

un‟entrata in funzione dello stesso a partire dall‟esercizio 2015. La realizzazione del

nuovo impianto prevede anche la produzione di energia elettrica per una capacità di ca.

0,5 MW.

Nell‟agosto del 2010 è stato avviato l‟iter per l‟autorizzazione dell‟adeguamento

dell‟impianto attuale con incremento della potenzialità di trattamento a 70.000 tonnellate



anno e l‟inserimento di un comparto di digestione anaerobica con produzione di energia

elettrica e termica. In data 31/12/2010 con Determinazione n. 4044 la Provincia di

Grosseto ha prorogato l‟autorizzazione all‟esercizio dell‟impianto fino al 07/01/2012.

In data 01 Giugno con deliberazione 113 la Giunta Provinciale di Grosseto ha escluso

dalla procedura di Valutazione di Impatto Ambientale, ai sensi dell‟art. 49 della

L.R.T.10/2010, l‟intervento proposto dalla Solemme Spa; si è pertanto riavviato l‟iter

procedurale relativo al rilascio dell‟autorizzazione alla realizzazione ed all‟esercizio del

nuovo impianto.

Avverso il provvedimento di esclusione dalla procedura di V.I.A. del 01 Giugno 2011,

relativa all‟adeguamento impiantistico, è stato notificato rispettivamente in data 03 e 04

ottobre alla società, il ricorso al T.A.R. Toscana di singoli cittadini ed associazioni e del

Comune di Monterotondo Marittimo.

In data 14/02/2012 la Provincia di Grosseto in sede di conferenza di servizi decisoria ha

approvato la realizzazione e l‟esercizio dell‟impianto con potenzialità di 70.000 tonnellate

annue condizionandone la realizzazione al perfezionamento delle procedure urbanistiche.

La conclusione della conferenza dei servizi in senso positivo per la SOLEMME determina di

fatto la possibilità di realizzare l‟adeguamento impiantistico proposto essenziale per

garantire la continuità aziendale della società, anche se ne condiziona l‟effettiva

eseguibilità alla chiusura dei procedimenti relativi all‟approvazione del piano attuativo.

In questo senso tuttavia la società ha già attivato dall‟agosto 2011 l‟iter autorizzativo,

peraltro inserendolo all‟interno degli atti relativi all‟autorizzazione ex art. 208 del Decreto

legislativo 3 aprile 2006, n. 152 - Norme in materia ambientale dell‟adeguamento

impiantistico nel suo complesso.

Inoltre l‟Amministrazione Comunale che aveva sospeso l‟esame del piano attuativo ne ha

riavviato l‟iter procedurale proprio su sollecitazione della SOLEMME, che aveva richiesto

l‟immediata ripresa dell‟iter evidenziandone l‟illegittima sospensione.

In data 4 dicembre 2012, con determinazione n. 3379 il Servizio Ambiente della Provincia

di Grosseto ha rilasciato, ai sensi dell'art. 208 del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i., alla

Solemme spa, l'autorizzazione alla variante sostanziale per l'adeguamento ed

inserimento di un digestore anaerobico nell'impianto di compostaggio e produzione di

biofertilizzante, ai fini della razionalizzazione del processo produttivo.

In data 7 gennaio 2013, con determinazione n. 45 la Provincia di Grosseto ha deliberato

di prorogare fino al 14 aprile 2014, alla Solemme s.p.a. l'autorizzazione all'esercizio

relativa all'impianto di compostaggio e produzione di biofertilizzante.

Alla luce di quanto sopra è quindi ipotizzabile l‟avvio delle attività per la realizzazione

dell‟adeguamento impiantistico nei primi mesi del 2014.



ISA

La Società opera nel settore dei servizi ed in particolare in quello dei trasporti oltre che

nel predisporre soluzioni a servizio di opere civili ed industriali, anche attraverso l‟utilizzo

di reti e sistemi informatizzati, per attività di global service.

L‟incontro delle esperienze maturate dalla società con le esigenze del nuovo socio

Aquaser S.r.l, che ha inteso rafforzare la propria organizzazione per svolgere in maniera

più autonoma i propri servizi, non solo quelli di trasporto ma anche quelli relativi ad altre

attività connesse e complementari quali lo spandimento fanghi in agricoltura, la

manutenzione dei letti di essiccamento e servizi di auto spurgo, hanno determinato una

crescita significativa delle attività svolte.

Per quanto riguarda gli investimenti si segnala che attualmente la società dispone di un

proprio parco mezzi per lo svolgimento delle attività di autotrasporto.

Nel corso del 2012 la Società si è dotata di ulteriori mezzi, attrezzature e cassoni per il

trasporto dei fanghi che incrementano di fatto la propria dotazione patrimoniale

rafforzando la specializzazione della società nel settore gestionale e logistico.



Analisi dei risultati economico/finanziari del periodo

Indicatori alternativi di performance

Di seguito, in linea con la raccomandazione del CESR/05-178b, si illustrano il contenuto

ed il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di

performance utilizzati nel presente bilancio:

1. il margine operativo lordo rappresenta per il Gruppo ACEA un indicatore della

performance operativa ed è determinato sommando al Risultato operativo gli

“Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni”;

2. la posizione finanziaria netta rappresenta un indicatore della struttura finanziaria del

Gruppo ACEA e si ottiene dalla somma dei Debiti e Passività finanziarie non correnti al

netto delle Attività finanziarie non correnti (crediti finanziari e titoli diversi da

partecipazioni),dei Debiti Finanziari Correnti e delle Altre passività correnti al netto

delle attività finanziarie correnti e delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti;

3. il capitale investito netto è definito come somma delle “Attività correnti”, delle

“Attività non correnti”e delle Attività e Passività destinate alla vendita al netto delle

“Passività correnti” e delle “Passività non correnti”, escludendo le voci considerate

nella determinazione della posizione finanziaria netta.



Flash sull’andamento delle Aree Industriali

I risultati economici, patrimoniali e finanziari al 31 dicembre 2012 per Area Industriale,

sono commentati non considerando gli effetti della sanzione comminata ad ACEA

dall‟AGCM.

Si ricorda che i dati economici del primo trimestre 2011 comprendevano quelli prodotti

dal 1° gennaio e fino alla data del closing dalle società della disciolta joint venture tra

ACEA e GDF Suez: per questo motivo viene fornito di seguito il dettaglio delle variazioni

utili a pro formare l‟EBITDA del 2011 al fine di rendere più proficuo il confronto. In

particolare si è proceduto alla eliminazione dell‟EBITDA delle società cedute e ad esporre i

dati di quelle acquisite sulla base della percentuale di possesso attuale.

I dati economici relativi al 2012 comprendono quelli relativi alle attività fotovoltaiche

cedute a fine dicembre.

Si segnala, inoltre, che nella tabella di posizione finanziaria netta per area, il valore di

indebitamento di ACEA è comprensivo dei flussi relativi all‟Illuminazione Pubblica.

€ milioni 31.12.2012 31.12.2011 VARIAZIONE

EBITDA consolidato 703,6 655,8 47,8

Variazione perimetro:

Energia: 0,0 (0,3) 0,3

Produzione 0,0 2,7 (2,7)

Trading (JV) 0,0 (6,6) 6,6

Vendita 0,0 3,6 (3,6)

Ingegneria 0,0 (0,2) 0,2

Totale variazione Perimetro 0,0 (0,5) 0,5

EBITDA pro-formato delle variazioni di

perimetro 703,6 655,3 48,3

VARIAZIONE EBITDA A PARITA' DI PERIMETRO


RETI 260,7 269,6 (9,0)




ENERGIA 61,0 61,1 (0,1)

Produzione 31,4 18,3 13,1

Trading(JV)/Energy management (10,0) (2,1) (7,9)

Vendita 39,6 44,9 (5,3)

INGEGNERIA 10,4 7,7 2,7

IDRICO: 338,6 315,8 22,9

Estero 10,2 8,7 1,5

Lazio - Campania 257,6 226,6 31,0

Toscana - Umbria 70,9 80,5 (9,6)

AMBIENTE 49,3 31,7 17,6

ACEA (Corporate) (16,5) (30,6) 14,2

Totale EBITDA a parità di perimetro 703,6 655,3 48,3

Posizione finanziaria netta (€ milioni) 31.12.2012 31.12.2011 VARIAZIONE

RETI (728,1) (853,8) 125,8

ENERGIA (332,6) (229,6) (103,0)

Produzione (162,8) (149,2) (13,7)

Energy Management/AEH 59,7 34,0 25,7

Vendita (229,5) (114,4) (115,0)

INGEGNERIA (3,0) (7,4) 4,4

IDRICO: (735,7) (626,7) (109,0)

Estero 6,6 1,7 4,9

Lazio - Campania (531,4) (436,8) (94,7)

Toscana - Umbria (210,9) (191,6) (19,3)

AMBIENTE (188,9) (218,7) 29,8

ACEA (507,2) (389,5) (117,6)

Totale (2.495,5) (2.325,8) (169,6)

Investimenti (€ milioni) 31.12.2012 31.12.2011 VARIAZIONE

RETI 101,9 129,0 (27,1)

ENERGIA 27,1 22,5 4,6

Produzione 19,3 11,2 8,1

Energy Management/AEH 0,5 0,0 0,5

Vendita 7,3 11,3 (4,0)

INGEGNERIA 1,0 0,4 0,6

IDRICO: 223,4 230,0 (6,6)



Investimenti (€ milioni) 31.12.2012 31.12.2011 VARIAZIONE

Estero 0,3 0,2 0,1

Lazio - Campania 152,1 161,1 (9,0)

Toscana - Umbria 71,1 68,7 2,3

AMBIENTE 37,5 20,6 16,9

ACEA 122,3 10,5 111,8

Totale 513,2 413,0 100,3

Area Industriale Reti

L‟EBITDA dell‟esercizio 2012 si è attestato a € 260,7 milioni e si è ridotto di € 9 milioni

rispetto al 2011, principalmente per effetto del decremento registrato da ACEA

Distribuzione (- € 6,9 milioni) in conseguenza della riduzione del margine energia

dell‟attività di distribuzione e misura (- € 4,5 milioni). Tale margine è stimato in ossequio

a quanto deliberato con ARG/elt 199/11 dall‟Autorità dell‟energia elettrica e per il gas in

riferimento quarto periodo regolatorio 2012 – 2015. Per quanto attiene ARSE si segnala

una riduzione del margine operativo lordo di € 4 milioni essenzialmente dovuto alle

minori attività di realizzazione di impianti fotovoltaici parzialmente compensate dalle

attività di commercializzazione di TEE.

La pubblica illuminazione nel Comune di Roma registra un EBITDA – pari a € 0,8 milioni –

in crescita rispetto alla fine dell‟esercizio 2011, per effetto delle attività svolte nell‟ambito

del Piano Luce commissionato da Roma Capitale ad ACEA a partire dal terzo trimestre

2011.

Con riferimento all‟organico la consistenza media a fine anno si attesta a 1.433 unità

inferiore di 83 unità rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, attribuibili

interamente ad ACEA Distribuzione.

L‟indebitamento finanziario netto a fine periodo è pari a € 728,1 milioni e si riduce

rispetto alla fine dell‟esercizio 2011 di € 125,8 milioni principalmente per effetto dei flussi

di cassa generati dalla vendita del ramo fotovoltaico (+ € 103 milioni), nonché in

conseguenza di macrofenomeni di segno opposto: da un lato (i) il pagamento di maggiori

imposte dell‟esercizio pari a € 30 milioni, (ii) il pagamento dei dividendi per complessivi €

42,9 milioni (€ 32 milioni da ACEA Distribuzione e € 10,9 milioni da ARSE) e (iii) dai

maggiori pagamenti effettuati a favore di Acea Energia per il servizio di trasporto (+ € 13

milioni), dall‟altro (iv) dalle azioni di contenimento del circolante attivo e passivo per



complessivi € 113 milioni (di cui € 69 milioni maggiori incassi ricevuti nel periodo dai

clienti e grossisti).

Gli investimenti dell‟Area si attestano a € 101,9 milioni e si riducono di € 27,1 milioni: la

variazione è prevalentemente attribuibile ad ARSE per € 23,7 milioni con riferimento agli

impianti di produzione fotovoltaici. Registrano una riduzione di € 2,1 milioni e di € 1,3

milioni gli investimenti di ACEA Distribuzione e Ecogena.

Area Industriale Energia

L‟Area chiude l‟esercizio 2012 con un livello di EBITDA pari a € 61 milioni sostanzialmente

in linea con l‟esercizio precedente (era € 61,1 milioni). A parità di perimetro si registra

una diminuzione del margine operativo lordo di € 0,1 milioni, attribuibile all‟effetto netto

dei seguenti fenomeni:

l‟attività di generazione, svolta da Acea Produzione, registra un incremento di € 13,1

milioni principalmente in conseguenza dell‟iscrizione dei ricavi iscritti per certificati

verdi maturati in conseguenza dei repowering degli impianti di Salisano e Orte,

il settore della vendita, comprensivo del settore di Energy Management, riduce

l‟EBITDA per complessivi € 13,2 milioni, principalmente per effetto del minor margine

energia registrato nell‟esercizio dalle Società di Vendita (€ 3,8 milioni), della chiusura

negativa registrata dall‟attività di energy management (€ 7,7 milioni), nonchè del

risultato della valutazione a fair value dei contratti di copertura del portafoglio che

produce un impatto negativo di circa € 0,2 milioni. Contribuiscono al peggioramento

dell‟EBITDA di periodo i maggiori costi esterni registrati da Acea8cento, in parte legati

alle attività in outsourcer per complessivi € 1,5 milioni.

Le differenze di perimetro – complessivamente pari a - € 0,3 milioni – sono relative

all‟EBITDA delle attività di generazione di Tirreno Power e del Gruppo AceaElectrabel

Produzione (€ 2,7 milioni) e a quello, negativo per € 3 milioni, di AceaElectrabel Trading.

Con riferimento all‟organico la consistenza media a dicembre si è attestata a 519 unità

superiore di 30 unità rispetto al 31 dicembre 2011.

L‟indebitamento finanziario netto del periodo si attesta a € 332,6 milioni e cresce, rspetto

alla fine del 2011, di € 103 milioni. La variazione in aumento si registra in tutte le aree di

attività con particolare riferimento alla vendita (complessivamente + € 89,3 milioni)

essenzialmente per effetto della crescita del capitale circolante netto di Acea Energia oltre



che per i pagamenti effettuati ad ACEA Distribuzione per il servizio di trasporto

dell‟energia elettrica ai clienti del mercato libero e tutelato.

All‟incremento contribuisce anche Acea Produzione (+ € 13,7 milioni) per effetto del

pagamento degli investimenti di repowering delle centrali di Salisano e Orte.

Gli investimenti dell‟Area si attestano a € 27,1 milioni e crescono di 4,6 milioni

essenzialmente attribuibili ad Acea Produzione.

Area Industriale Idrico (ivi compresa la Funzione Ingegneria e Servizi)

L‟EBITDA dell‟Area si attesta a € 349 milioni e cresce di € 25,6 milioni rispetto allo scorso

esercizio. L‟incremento risulta così articolato:

Ingegneria e Servizi + € 2,7 milioni

Gestioni idriche Lazio - Campania + € 31 milioni

Gestioni idriche Toscana - Umbria - € 9,6 milioni

Gestioni idriche estero + € 1,5 milioni.

I ricavi aumentano di € 84,2 milioni principalmente per effetto delle diverse modalità di

determinazione dei ricavi del Servizio Idrico Integrato valorizzati sulla base della delibera

AEEG 585/2012 (Metodo Tariffario Transitorio valido per gli esercizi 2012 e 2013) nonché

per l‟iscrizione dei maggiori conguagli tariffari (€ 40,4 milioni) – scaturiti dal differenziale

tra ricavi garantiti e ricavi reali per gli anni 2006 – 2011 - come deliberato dalla

Conferenza dei Sindaci in data 17 aprile 2012.

Infatti registrano una crescita dei ricavi le Società operanti nel Lazio - Campania per €

81,3 milioni (ACEA Ato2 + € 68,9 milioni ed ACEA Ato5 + € 9,6 milioni), parzialmente

compensata dalla riduzione dei ricavi (€ 4,5 milioni) delle società operanti in Toscana ed

Umbria. Contribuiscono all‟incremento le Società Estere per € 2,1 milioni e le Società di

Ingegneria per € 5,7 milioni.

I costi operativi aumentano complessivamente di € 57,4 milioni: la variazione è

essenzialmente attribuibile ad ACEA Ato2 (+ € 40,4 milioni) quale conseguenza dei

maggiori costi di acquisto di energia elettrica (+ € 13,4 milioni) per effetto di un costo

medio unitario sempre più alto che passa da 136,3 €/MWh a 166,3 €/MWh (+ € 9,6

milioni), e dei maggiori volumi consumati (da 290,1 GWh del 2011 a 319 GWh del 2012)

per un impatto di € 3,9 milioni, nonché per gli oneri sostenuti nel periodo in conseguenza

del sequestro di alcuni depuratori (€ 10,9 milioni). Contribuiscono alla variazione anche

(i) ACEA Ato5 che registra un aumento dei costi per servizi, in particolare per consumi di



energia elettrica, di € 5,9 milioni, (ii) GORI per € 7,5 milioni, in conseguenza della

rideterminazione degli oneri concessori in seguito alla Deliberazione dell‟Ente d‟Ambito e

(iii) Publiacqua per € 2,1 milioni. Tutte le società idriche hanno sopportato nel periodo di

osservazione le conseguenza della siccità estiva.

L‟organico medio dell‟Area si attesta a 4.349 unità inferiore rispetto al termine

dell‟esercizio 2011 di 33 unità.

Gli investimenti dell‟Area si attestano a € 223,4 milioni, in riduzione di € 6,6 milioni

rispetto al corrispondente periodo dello scorso esercizio. La variazione risulta così

articolata:

Gestioni idriche Lazio - Campania - € 9,0 milioni

Gestioni idriche Toscana - Umbria + € 2,3 milioni

Gestioni idriche estero + € 0,1 milioni

Ingegneria e Servizi + € 0,6 milioni

L‟indebitamento finanziario dell‟Area si attesta, al termine dell‟esercizio, a € 738,7 milioni

e cresce di € 104,6 milioni, rispetto alla fine del precedente esercizio, in quanto

ammontava a € 634,1 milioni. L‟incremento risulta così articolato:

Gestioni idriche Lazio - Campania + € 94,7 milioni

Gestioni idriche Toscana - Umbria + € 19,3 milioni

Gestioni idriche estero - € 4,9 milioni

Ingegneria e Servizi - € 4,4 milioni

La principale crescita è attribuibile ad ACEA Ato2 per € 91,4 milioni in conseguenza del

fabbisogno generato dal pagamento dei dividendi 2011 (€ 48,4 milioni) e dei fornitori. Si

segnala altresì l‟incremento dell‟indebitamento delle Società del Gruppo Acque (+ € 11,6

milioni).

Area Industriale Ambiente

L‟Area chiude il periodo in esame con un livello di EBITDA pari a € 49,3 milioni e registra

una sensibile crescita rispetto al termine dell‟esercizio 2011, pari complessivamente a €

17,6 milioni per effetto principalmente dell‟aumento del margine industriale dell‟impianto

di San Vittore (+ € 14,6 milioni) in conseguenza del funzionamento delle nuove linee

entrate in funzione ad aprile e luglio 2011. Contribuiscono al risultato del periodo anche

SAO (+ € 1 milione) che registra un maggior margine industriale, prevalentemente

attribuibile alla riduzione dei costi operativi sostenuti per manutenzioni e smaltimenti, ed



il Gruppo Aquaser (+ € 0,7 milioni) anche grazie al contributo di ISA acquisita nel mese

di aprile 2011.

L‟organico medio del periodo si attesta a 199 unità e risulta in crescita di 2 unità

principalmente attribuibili all‟espansione dell‟organico in forza alla Società ISA.

Gli investimenti dell‟Area si attestano a € 37,5 milioni e registrano una crescita di € 16,9

milioni rispetto al medesimo periodo dell‟esercizio precedente, principalmente per effetto

degli interventi di revamping in corso sull‟impianto termovalorizzatore di Terni e sulla

prima linea di quello di San Vittore.

L‟indebitamento finanziario dell‟Area si è attestato a € 188,9 milioni e si riduce di € 29,8

milioni rispetto alla fine dell‟esercizio 2011 (ammontava € 218,7 milioni) essenzialmente

per effetto dell‟incasso dei crediti vantati da ARIA verso il GSE in seguito alla

sottoscrizione della Convenzione definitiva in regime CIP 6/92 che regola il ritiro

dell‟energia delle due nuove linee dell‟impianto di termovalorizzazione di San Vittore del

Lazio.

Si segnala un miglioramento dell‟indebitamento registrato da SAO (- € 6,7 milioni) in

conseguenza dei maggiori incassi ricevuti nel periodo di osservazione con particolare

riferimento a quelli ricevuti da ASM Terni.

Il Gruppo Aquaser registra una crescita dell‟indebitamento per complessivi € 0,9 milioni.

ACEA Corporate

ACEA chiude il periodo in osservazione con un livello di EBITDA negativo per € 16,5

milioni rispetto a - € 30,6 milioni del 31 dicembre 2011. Il miglioramento di € 14,2

milioni è il risultato dell‟effetto combinato (i) dell‟aumento dei ricavi per contratti di

servizio (€ 7,4 milioni), (ii) della diminuzione dei costi per consulenze e spese di

comunicazione (€ 3 milioni) in conseguenza della politica di contenimento dei costi

adottata nel corso del 2012, (iii) della riduzione dei canoni di locazione (€ 4,8 milioni) per

effetto dell‟acquisto della sede aziendale in data 23 gennaio 2012, (iv) della riduzione dei

costi operativi legati alle attività c.d. di Facility Management nel 2011 forniti da Marco

Polo (- € 6,6 milioni), compensati dalla crescita dei costi per IMU (+ € 1 milione) e (v)

dall‟incremento del costo del lavoro (+ € 8,1 milioni) registrata rispetto al 31 dicembre

2011 in larga parte attribuibile al reintegro dei dipendenti del ramo d‟azienda affittato a

Marco Polo (+ € 6,6 milioni), il cui contratto è scaduto al 31 dicembre 2011, nonché per

effetto dell‟aumento dell‟organico.



L‟organico medio infatti si attesta a 679 unità e registra una crescita rispetto al 31

dicembre 2011 di 127 unità, dovuto come in precedenza descritto, all‟accentramento

delle funzioni aziendali anche in riferimento alle attività svolte in precedenza da Marco

Polo.

L‟indebitamento finanziario netto del periodo (comprensivo dello stock relativo alla

pubblica illuminazione) è pari a € 507,2 milioni e registra una crescita rispetto alla

chiusura dell‟esercizio precedente di € 117,6 milioni (era € 389,5 milioni).

La variazione in aumento è sostanzialmente determinata dall‟esborso relativo all‟acquisto

della sede (€ 100 milioni) nonché dalle variazioni di fair value degli strumenti finanziari

(€ 23,7 milioni).

Contribuiscono inoltre alla variazione: il pagamento a GDF Suez Energia Italia, in data 3

agosto 2012, a fronte di fornitura di energia elettrica (€ 44 milioni), la rilevazione dei

debiti per acconto sui dividendi 2012 (€ 44,6 milioni di cui € 21,9 milioni relativi a Roma

Capitale e compensati con crediti commerciali di ACEA Ato2), il pagamento della sanzione

comminata dall‟A.G.C.M. per € 8,3 milioni, il tutto parzialmente mitigato dall‟incasso dei

dividendi 2011, complessivamente pari a circa € 128 milioni.

Gli investimenti di periodo si attestano a € 122,3 milioni e rispetto al 31 dicembre 2011

registrano un incremento di € 111,8 milioni, attribuibili principalmente all‟acquisto della

Sede societaria in Roma.



Risultati economici del Gruppo ACEA

31.12.2012 31.12.2011 Variazione Variazione

Percentuale

Ricavi da vendita e prestazioni 3.526,3 3.464,7 61,5 1,8%

Altri ricavi e proventi 86,5 73,3 13,2 18,0%

Ricavi netti consolidati 3.612,7 3.538,0 74,7 2,1%

Costo del lavoro 282,0 280,6 1,5 0,5%

Costi esterni 2.635,3 2.599,9 35,3 1,4%

Costi operativi consolidati 2.917,3 2.880,5 36,8 1,3%

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio

commodity (0,2) (1,7) 1,4 -86,0%

Margine Operativo Lordo 695,2 655,8 39,4 6,0%

Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni 401,4 433,3 (31,9) -7,4%

Risultato operativo 293,8 222,6 71,2 32,0%

(Oneri)/Proventi Finanziari (120,6) (120,6) 0,0 0,0%

(Oneri)/Proventi da Partecipazioni 0,9 57,1 (56,3) -98,5%

Risultato ante imposte 174,1 159,1 15,0 9,4%

Imposte sul Reddito 88,8 65,6 23,2 35,4%

Risultato netto 85,3 93,5 (8,2) -8,8%

Risultato netto delle attività discontinue 0,0 0,0 0,0 0,0%

Risultato netto attività in funzionamento 85,3 93,5 (8,2) -8,8%

Utile/(Perdita) di competenza di terzi 7,9 7,6 0,4 4,7%

Risultato netto di competenza del Gruppo 77,4 86,0 (8,6) -10,0%

Importi in milioni di Euro

Il conto economico sopra riportato è esposto al lordo delle riclassifiche IFRS5 ovvero

include nei dati economici quelli prodotti dal ramo del fotovoltaico ceduto e quelli prodotti

dalle Società della Joint Venture cedute lo scorso anno.



Ricavi netti consolidati

I ricavi del periodo ammontano complessivamente a € 3.612,7 milioni (erano € 3.538,0

milioni al 31 dicembre 2011) e registrano un incremento di € 74,7 milioni (+ 2,1%)

rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

I ricavi delle vendite e delle prestazioni ammontano a € 3.526,3 milioni si

compongono come di seguito riportato:

31.12.2012 31.12.2011 Variazioni assolute

Variazioni %

Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica 2.417,6 2.306,0 111,6 4,8%

Ricavi da vendita gas 53,4 134,5 (81,1) -60,3%

Ricavi da vendita certificati e diritti 37,4 19,7 17,7 90,0%

Ricavi da Servizio Idrico Integrato 792,8 717,5 75,4 10,5%

Ricavi da gestioni idriche estero 37,4 35,9 1,5 4,2%

Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica 32,1 28,9 3,2 10,9%

Ricavi da prestazioni a clienti 128,6 185,9 (57,3) -30,8%

Contributi di allacciamento 26,9 36,3 (9,5) -26,1%

Ricavi da vendite e prestazioni 3.526,3 3.464,7 61,5 1,8%

Di seguito si fornisce una breve descrizione delle variazioni più significative intervenute

sulla voce in commento rispetto alla fine dell‟esercizio 2011.

I ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica registrano una crescita di

complessivi € 111,6 milioni, di cui € 26,9 milioni dovuti alla variazione dell‟area di

consolidamento in seguito allo scioglimento della Joint Venture con GDF Suez Energia

Italia avvenuta il 31 marzo 2011; in particolare l‟effetto delle Società cedute produce una

variazione negativa di € 153,6 milioni compensata dall‟effetto del consolidamento

integrale di Acea Produzione e Acea Energia che, con le sue controllate e per effetto delle

maggiori elisioni di consolidato, apportano una variazione positiva complessiva di € 180,5

milioni. La restante variazione di € 84,7, a parità di perimetro, è legata da fenomeni di

segno opposto:

dalla crescita dei ricavi derivanti dalle attività di generazione e vendita per

complessivi € 53,8 milioni. Si segnala che la vendita al mercato libero ha registrato

una riduzione di volumi pari a 2.880 GWh (- 22%) per effetto della consistente

riduzione dei portafogli di Elga Sud e Voghera Ebnergia Vendita nonché un

ridimensionamento del portafoglio di Acea Energia che ha deciso di ridurre i volumi



venduti a Pubblica Amministrazione e clienti industriali; si segnala che i prezzi medi di

vendita di ACEA Energia risultano superiori a quelli del 2011. Con riferimento al

mercato tutelato si registra una diminuzione dei volumi pari al 7% accompagnata da

un incremento del ricavo medio anche in virtù della delibera 583/2012 AEEG che

contiene una rivisitazione, in aumento, del livello della componente RCV a

remunerazione degli esercenti la maggior tutela,

dai maggiori proventi per vendita di energia al GSE prodotta dagli impianti di

proprietà di ARIA, con riferimento alle due nuove linee di San Vittore (€ 19 milioni);

dai maggiori ricavi conseguiti da ARSE e Ecogena per la cessione di energia elettrica

prodotta dagli impianti fotovoltaici e di cogenerazione (€ 0,2 milioni).

I ricavi da vendita gas registrano una diminuzione rispetto al 31 dicembre 2011 pari a

€ 81,1 milioni principalmente dovuta alla variazione dell‟area di consolidamento (€ 87,1

milioni) prodotta dall‟uscita di AceaElectrabel Trading. A parità di perimetro il Gruppo

Acea Energia registra una crescita pari a € 6 milioni, attestandosi al 31 dicembre 2012 a

€ 53,4 milioni contro € 47,4 milioni del 31 dicembre 2011, attribuibile principalmente ai

maggiori prezzi medi di vendita che compensano la riduzione delle quantità cedute (-

10%).

I ricavi da vendita certificati e diritti registrano una crescita di € 17,7 milioni,

attestandosi alla fine dell‟esercizio a € 37,4 milioni. La variazione positiva è ottenuta

tramite la commercializzazione dei certificati, ottenuti tramite la realizzazione di progetti

di risparmio energetico, per € 23,6 milioni (+ € 6,5 milioni). Contribuisce alla variazione

l‟iscrizione dei ricavi per certificati verdi di Acea Produzione (+ € 10,4 milioni) maturati in

relazione all‟energia prodotta dalle centrale di Salisano ed Orte entrate in esercizio nel

corso del 2012 in seguito al repowering dei citati impianti.

L‟ammontare di tali proventi iscritti al 31 dicembre dell‟esercizio precedente nelle Società

cedute ammontava a € 0,9 milioni.

I ricavi da Servizio Idrico Integrato si attestano a € 792,8 milioni e crescono (+

10,5%) rispetto al 31 dicembre 2011 di € 75,4 milioni (erano € 717,5 milioni).

Le società operanti nel Lazio e nella Campania conseguono un volume di ricavi pari a €

617 milioni (+ € 78 milioni) e quelle operanti in territorio Toscano – Umbro chiudono

l‟esercizio con un livello di ricavi che si attesta a € 175,9 milioni (- € 2,6 milioni).

La variazione di tale voce deriva principalmente dalle diverse modalità di determinazione

dei ricavi del Servizio Idrico Integrato valorizzati sulla base della delibera AEEG 585/2012



(Metodo Tariffario Transitorio valido per gli esercizi 2012 e 2013) nonché dall‟iscrizione

dei maggiori conguagli tariffari (€ 40,4 milioni) – scaturiti dal differenziale tra ricavi

garantiti e ricavi reali per gli anni 2006 – 2011 - come deliberato dalla Conferenza dei

Sindaci in data 17 aprile 2012.

Si informa che la quantificazione del VRG (vincolo ai ricavi garantiti) dei gestori ai quali si

applica il MTT rappresenta la migliore stima, effettuata sulla base degli elementi ad oggi

disponibili, derivante dall‟interpretazione delle nuove regole avvalorate anche dai modelli

di calcolo messi a disposizione dall‟AEEG sul proprio sito.

Tali stime dovranno trovare conferma nelle proposte tariffarie che dovranno essere

completate dagli Enti d‟Ambito entro il 31 marzo 2013 ed avvalorate entro il 30 giugno

2013 dall‟AEEG.

Le società idriche non hanno proceduto all‟iscrizione tra i ricavi del periodo dell‟importo

della componente FNI (Fondo Nuovi Investimenti) stimabile complessivamente in circa €

15 milioni per il Gruppo in quanto tale componente, sulla base delle disposizioni della

delibera 585/2012, deve essere espressamente riconosciuta dall‟Ente d‟Ambito che

stabilisce se e in quale misura tale forma di anticipazione debba essere inclusa in tariffa.

E‟ infine da rilevare che, con riferimento ad ACEA Ato5, è inclusa in tale voce di ricavo

l‟importo di € 10,8 milioni che rappresenta la stima della differenza tra la crescita

massima prevista dall‟articolo 7.1 della citata delibera – ovvero quella del Metodo

Normalizzato più inflazione programmata (6,5%) - e l‟ammontare del VRG determinato

come sopra indicato. L‟articolo 7.1 prevede che tale differenziale sia sottoposto ad

apposita istruttoria dell‟AEEG al fine di “… accertare, con il coinvolgimento degli Enti

d’Ambito, i dati forniti, la corretta applicazione del metodo tariffario transitorio e

l’efficienza del servizio di misura ….”. Il medesimo articolo prevede altresì che l‟eccedenza

rispetto alla crescita massima sia recuperata quale componente di conguaglio nel 2014.

I ricavi da prestazioni a clienti si riducono rispetto al 31 dicembre 2011 di complessivi

€ 57,3 milioni, attestandosi alla fine dell‟esercizio 2012 a € 128,6 (erano € 185,9 milioni).

Le più importanti variazioni si sono registrate sui ricavi da commercializzazione di

pannelli fotovoltaici (- € 46,1 milioni, si attestano a € 13,2 milioni), sui ricavi da

prestazioni infragruppo (€ 5,7 milioni, - € 7 milioni) ed i ricavi derivanti dall‟attività di

Illuminazione Pubblica nel Comune di Roma (pari a € 64,6 milioni, - € 6,7 milioni) e nel

Comune di Napoli (€ 7,6 milioni, + € 1 milione).

La voce comprende altresì i ricavi derivanti da prestazioni eseguite conto terzi (€ 29,5

milioni, + € 0,8 milioni) e i proventi derivanti dagli impianti di illuminazione cimiteriale (€

7,7 milioni, + € 0,4 milioni).



I contributi di allacciamento registrano una riduzione di € 9,5 milioni, attestandosi al

31 dicembre 2012 a € 26,9 milioni contro € 36,3 milioni del fine esercizio 2011 e sono

conseguiti sul mercato energetico libero e tutelato (€ 20,9 milioni, - € 8,8 milioni) e da

quello idrico (€ 5,9 milioni, - € 0,7 milioni).

Gli altri ricavi e proventi ammontano a € 86,5 milioni, crescono, rispetto al 31

dicembre 2011, di complessivi € 13,2 milioni pari al 18% (erano € 73,3 milioni) e si

compongono come di seguito esposto:

€ milioni 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni Variazioni

Proventi immobiliari 2,5 2,6 (0,0) -0,9%

Proventi da utenze 0,9 1,0 (0,2) -15,3%

Plusvalenze da cessione 2,1 0,1 1,9 19,0%

Caldaie 0,0 0,5 (0,5) -99,7%

Copertura costi sconto tariffario dipendenti 0,7 1,7 (1,0) -58,8%

Sopravvenienze attive e altri ricavi 33,5 22,7 10,8 47,7%

Rimborsi per danni, penalità e rivalse 6,1 5,4 0,7 12,4%

Premi di continuità del servizio 5,5 5,3 0,2 0,0%

Ricavi accessori utenze elettriche e idriche 0,0 0,1 (0,1) -72,2%

Contributo statale ex DPCM 23/04/04 1,9 4,2 (2,3) -54,2%

Contributi regionali 6,5 6,7 (0,2) -3,0%

Conto energia 20,9 17,8 3,0 17,0%

Personale distaccato 3,1 1,9 1,2 63,4%

Riaddebito oneri per cariche sociali 0,9 0,8 0,1 7,7%

Margine IFRIC 12 1,9 2,4 (0,5) -20,7%

Altri ricavi e proventi 86,5 73,3 13,2 18,0%

La variazione è determinata principalmente:

dall‟incremento di € 10,8 milioni della voce sopravvenienze attive ed altri ricavi

principalmente dovuto alla rilevazione di insussistenze relative a costi accantonati

negli esercizi precedenti e per i ricavi di competenza di esercizi precedenti, nonché

per partite energetiche. Si precisa che in tale voce trova allocazione il riconoscimento

ottenuto da ARSE da parte del GSE come incentivo legato alla produzione di energia

generata da fonti rinnovabili (€ 10,8 milioni) ed al rimborso dei contributi derivanti

dalla connessione dell‟impianto di Pomezia (€ 1 milione)

dai maggiori ricavi derivanti dal conto energia per € 3 milioni,



dall‟iscrizione della plusvalenza generata dalla cessione del ramo fotovoltaico per €

1,9 milioni.

Costi operativi consolidati

I costi operativi a fine esercizio si attestano a € 2.917,3 milioni e crescono di € 36,8

milioni (+ 1,3%) rispetto a quelli sostenuti durante l‟esercizio precedente che

ammontavano a € 2.880,5 milioni.

Essi si compongono come di seguito esposto:

€ milioni 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni assolute

Variazioni %

Costo del lavoro 282,0 280,6 1,5 0,5%

Costi esterni 2.635,3 2.599,9 35,3 1,4%

Energia, gas e combustibili 2.084,2 2.034,1 50,1 2,5%

Materie 62,4 104,0 (41,6) -40,0%

Servizi 333,1 331,6 1,5 0,5%

Canoni di concessione 74,0 61,0 13,1 21,4%

Godimento Beni di terzi 30,0 33,3 (3,4) -10,1%

Oneri diversi di Gestione 51,6 36,0 15,6 43,2%

Costi operativi consolidati 2.917,3 2.880,5 36,8 1,3%

Per quanto attiene al costo del lavoro si segnala una crescita dello 0,5%, pari a € 1,5

milioni derivante dall‟effetto tra l‟incremento registrato dalla Corporate (+ € 5,8 milioni)

parzialmente mitigata dalla riduzione del costo sostenuto dalle Aree di business. In

particolare:

l‟Area Reti registra una riduzione pari a € 3,5 milioni, attribuibile ad ACEA

Distribuzione;

l‟Area Energia, influenzata dalla variazione del perimetro di consolidamento per € 0,1

milioni, riduce il costo del personale per complessivi € 1,8 milioni;

l‟Area Idrico concorre a ridurre l‟andamento del periodo per € 1,1 milioni, attribuibile

principalmente alle Società operanti nel Lazio e nella Campania;

l‟Area Ambiente si attesta a € 8 milioni e registra un calo di € 0,6 milioni,

la Corporate registra una crescita complessiva di € 8,5 milioni, attestandosi a € 55,6

milioni.



Oltre che dall‟aumento dei costi medi pro capite in conseguenza dei rinnovi dei contratti

di lavoro e delle politiche retributive, nonché per effetto dell‟andamento dell‟organico

medio, il costo del lavoro risente sensibilmente del reintegro nella Corporate, a far data

dal 1° gennaio 2012, dei dipendenti rientranti nel ramo d‟azienda affittato a Marco Polo, il

cui contratto è scaduto. Il costo attinente a questo fenomeno si attesta a circa 6,6

milioni.

Le procedure di mobilità volontaria poste in essere dalle principali società del Gruppo

consentono di beneficiare di una riduzione di tale componente di costo.

L‟organico medio del Gruppo si attesta a 7.179 unità sostanzialmente in linea con il

precedente esercizio.

I costi esterni alla fine del periodo in osservazione si attestano a € 2.635,3 milioni (+

1,4%, pari a € 35,3 milioni) e comprendono:

a) i costi per energia, gas e combustibili pari a € 2.084,2 milioni, in crescita rispetto al

31 dicembre 2011 di € 50,1 milioni (erano € 2.034,1 milioni) e si compone come di

seguito esposto:

€ milioni 31/12/2012 31/12/2011 Variazione

Approvvigionamento di energia elettrica 2.027,2 1.846,3 181,0

Acquisto Gas per produzione e rivendita 40,1 171,3 (131,1)

Certificati verdi e diritti CO2 0,0 4,2 (4,1)

Certificati bianchi 12,2 4,3 7,9

Altri costi 4,6 8,2 (3,5)

Totale 2.084,2 2.034,1 50,1

L‟aumento risente della variazione del perimetro di consolidamento (- € 45 milioni): a

parità di perimetro l‟effettiva variazione si attesta a € 95,1 milioni.

b) i costi per materiali che, al 31 dicembre 2012, ammontano a € 62,4 milioni e si

riducono di € 41,6 milioni (40%) principalmente per effetto dell‟utilizzo dei pannelli

fotovoltaici di proprietà di ARSE (- € 41,3 milioni) e dal fabbisogno generato delle

attività legate al “Piano Luce”, commissionato da Roma Capitale alla Capogruppo

ACEA (- € 3,1 milioni), parzialmente compensato dalla crescita dei costi per acquisto

di materiali registrato dalle altre aree industriali, con particolare riferimento ad ACEA

Ato2 (+ € 3,3 milioni).



c) i costi per servizi ed appalti sono pari a € 333,1 milioni e, a confronto con l‟esercizio

precedente, registrano una variazione di € 1,5 milioni, e sono influenzati dalla

variazione del perimetro di consolidamento che si attesta complessivamente a - € 8,4

milioni. Le principali variazioni intervenute nell‟esercizio, discendono:

(i) dall‟incremento dei costi sostenuti a fronte di servizi di smaltimento e trasporto

fanghi, scorie, ceneri e rifiuti, pulizia e facchinaggio per complessivi € 13 milioni.

Tale variazione discende principalmente dai maggiori oneri sostenuti da ACEA Ato2

nel periodo in conseguenza del sequestro di alcuni depuratori (€ 8,4 milioni),

(ii) dai minori costi infragruppo verificatisi nell‟esercizio principalmente dovuto

all‟azzeramento delle prestazioni rese dalla Società Marco Polo con riferimento ai

servizi di Facility Management forniti fino al 31 dicembre 2011 (€ 12 milioni),

(iii) dalla riduzione dei costi per lavori in appalto (- € 4,9 milioni). Tale variazione è da

imputare essenzialmente alla diminuzione registrata da ACEA Distribuzione per €

6,4 milioni per effetto della riduzione costi per lavori manutentivi per la divisione

illuminazione pubblica e per le prestazioni richieste per l‟attività di distribuzione,

parzialmente compensato dall‟incremento dei costi sostenuti dalle società operanti

nell‟area Idrico per € 1,2 milioni e dalla Capogruppo (+ € 0,6 milioni),

(iv) dai maggiori costi per consumi elettrici, idrici e gas per € 2,6 milioni per effetto

dell‟incremento registrato dalle società idriche operanti in Toscana e Umbria pari a €

6 milioni, con particolare riferimento ad Umbra Acque parzialmente compensato dai

minori apporti al consolidato (€ 1,2 milioni) di tale tipologia di costi delle società

idriche operanti nel Lazio nonché della Capogruppo (per - € 1,2 milioni) anche in

conseguenza della modifica della percentuale di consolidamento di Acea Energia,

(v) dalla crescita dei costi per spese assicurative (€ 2.2 milioni),

(vi) dal sottendimento energia per + € 2,2 milioni attribuibili ad ACEA Ato2.

d) i canoni di concessione si attestano a € 74 milioni e crescono di € 13,1 milioni,

principalmente attribuibili ad ACEA Ato2 (+ € 3,1 milioni) e a GORI (+ € 8 milioni) in

conseguenza delle decisioni assunte dall‟Assemblea dell‟Ente nella seduta del 27

ottobre 2012. Per maggiori dettagli si rinvia a quanto segnalato al paragrafo

“Andamento della gestione nell’esercizio”,

e) i costi per godimento beni di terzi si attestano a € 30 milioni e risultano in calo

rispetto al 31 dicembre 2011 di € 3,4 milioni (erano € 33,3 milioni) principalmente



per effetto dell‟azzeramento del canone di locazione della Sede Aziendale in Roma, in

conseguenza dell‟acquisto della stessa a far data dal 23 gennaio 2012.

f) gli oneri diversi di gestione ammontano a € 51,6 milioni e aumentano di € 15,6

milioni rispetto al 31 dicembre 2011. La variazione del periodo è dovuta

principalmente: (i) per € 8,3 milioni alla sanzione pecuniaria dovuta all‟Autorità

Garante della Concorrenza e del Mercato comminata ad ACEA e Suez Environnement

con provvedimento n. 17623 del 22 novembre 2007, in merito a irregolarità

commesse durante le gare per l‟aggiudicazione dei servizi idrici in Toscana svolte nel

periodo 2001 – 2004, (ii) per € 4,7 milioni alla crescita delle imposte e tasse

determinata dai maggiori versamenti IMU dovuti, (iii) per la restante parte ai costi di

competenza degli esercizi precedenti e rettifiche di ricavi precedentemente iscritti, in

particolare relativi ad ACEA Ato2 (+ € 1,9 milioni) e all‟area Energia (+ € 4,6 milioni).

Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity

Sono negativi per € 0,2 milioni e si riferiscono al fair value dei contratti finanziari stipulati

nel corso dell‟esercizio in esame da Acea Energia ed Acea Energia Holding che ha assunto

la funzione di Energy Management nell‟Area Energia del Gruppo ACEA.

Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni

Ammontano complessivamente a € 401,4 milioni contro € 433,3 milioni iscritti nel

Bilancio Consolidato 2011 (- € 31,9 milioni) e sono così articolati:

gli ammortamenti immateriali e materiali si attestano a € 263,4 milioni e

registrano un calo di € 1,3 milioni rispetto al 31 dicembre dell‟esercizio precedente. La

variazione di perimetro ammonta complessivamente a - € 3,5 milioni di cui - € 8,7

milioni riferita alle Società cedute e + € 5,2 milioni afferente al cambiamento della

percentuale di consolidamento di Acea Energia Holding e le sue controllate. Si

segnala che gli ammortamenti dell‟Area Energia risentono anche degli effetti prodotti

dalla legge 134/2012 che introduce significative modifiche a tempistiche e criteri di

aggiudicazione delle gare per le concessioni idroelettriche intervenendo sull‟articolo n.

12 del Dlgs 79/99 (Decreto Bersani). In conseguenza di tale modifica gli impianti

idroelettrici, a partire dal 2012, vengono ammortizzati sulla base della vita utile

tecnica residua essendo previsto nella citata legge un indennizzo a favore del

concessionario uscente. Tale modifica comporta una variazione in diminuzione degli



ammortamenti di Acea Produzione di circa € 3 milioni. Di seguito si riporta il dettaglio

degli ammortamenti per Area Industriale:

€ milioni 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni assolute

Variazioni %

Reti 112,9 105,1 7,7 7,4%

Energia 19,6 28,6 (9,0) -31,6%

Idrico 91,9 89,9 1,9 2,2%

Ambiente 26,4 29,0 (2,5) -8,8%

Capogruppo 12,6 12,0 0,6 4,6%

Ammortamenti immateriali e materiali

263,4 264,7 (1,3) -0,5%

le svalutazioni e perdite su crediti sono pari a € 83,5 milioni al 31 dicembre 2012

e presentano una variazione in aumento di € 28,5 milioni che passa attraverso

fenomeni di segno opposto: (i) l‟incremento di € 15,6 milioni delle società dell‟area

Energia, di cui € 2,9 milioni per effetto della variazione del perimetro di

consolidamento, (ii) la crescita registrata dalle società idriche per € 8,6 milioni con

particolare riferimento ad ACEA Ato2 (+ € 8,8 milioni) e (iii) le maggiori svalutazioni

effettate dalla Corporate per € 3,7 milioni. Si segnala che tale voce è influenzata

dall‟esito della transazione, sottoscritta nel mese di dicembre, con il Commissario

Straordinario della Gestione Commissariale di Roma Capitale per complessivi € 14

milioni,

gli accantonamenti effettuati dal Gruppo al 31 dicembre 2012 si sono attestati

complessivamente a € 54,5 milioni contro € 113,5 iscritti al termine dell‟esercizio

precedente. Di seguito si riporta il dettaglio per “natura”:

Natura dell’accantonamento 31.12.2012 31.12.2011 Variazione

Legale 13,3 9,3 3,9

Fiscale 3,2 0,8 2,4

Rischi regolatori 10,4 52,4 (42,0)

Partecipate 7,0 0,0 7,0

Rischi contributivi 6,1 8,0 (1,9)

Esodo e mobilità 0,2 27,5 (27,3)



Natura dell’accantonamento 31.12.2012 31.12.2011 Variazione

Appalti e forniture 2,7 2,1 0,6

Franchigie assicurative 0,9 1,1 (0,2)

Altri rischi ed oneri 1,0 0,6 0,3

TOTALE 44,6 101,8 (57,2)

Oneri di ripristino Ifric12 9,9 11,7 (1,8)

TOTALE ACCANTONAMENTI 54,5 113,5 (59,0)

Le principali variazioni rispetto al periodo di confronto riguardano l‟iscrizione nel 2011 dei

rischi (i) derivanti dal mancato riconoscimento delle tariffe e connessi conguagli di ACEA

Ato5 ed alla valutazione dei rischi connessi alla precaria situazione finanziaria di GORI

(complessivamente per € 49 milioni) e (ii) quelli per fronteggiare le procedure di esodo e

di mobilità volontaria già avviate nel corso dell‟esercizio precedente.

Tra gli accantonamenti dell‟esercizio è allocata la stima (€ 7,9 milioni) degli oneri

derivanti dalla restituzione della quota di remunerazione del capitale investito anno 2011.

In data 25 gennaio 2013, il Consiglio di Stato ha emesso il parere richiesto dall‟AEEG, in

merito agli effetti del referendum abrogativo di giugno 2011, precisando che la

componente remunerativa degli investimenti riconosciuta ai gestori, non debba includere

la “remunerazione del capitale investito” già a far data dal 21 luglio 2011, e che tale

prescrizione debba essere tenuta in considerazione già in sede di determinazione del

Metodo Transitorio. A presidio di tale rischio, la società ha accantonamento un apposito

Fondo oneri determinato sulla base delle indicazioni date dall‟AEEG durante la fase di

consultazione del secondo semestre 2012.

In data 31 gennaio 2013 l‟AEEG ha approvato la delibera n. 38/2013/R/idr con la quale

avvia un procedimento per la determinazione:

dei criteri attraverso cui gli Enti d‟Ambito dovranno individuare, fermo restando il

principio del full cost recovery, gli importi indebitamente versati da ciascun utente a

titolo di remunerazione del capitale investito in relazione al periodo 21 luglio 2011 –

31 dicembre 2011, da restituire all‟utente medesimo,

delle modalità e degli strumenti con i quali assicurare concretamente la restituzione

agli utenti finali dei suddetti importi,

delle modalità di verifica e approvazione, da parte dell‟Autorità, delle determinazioni

degli Enti d‟Ambito,

E‟ fissato in 120 giorni, decorrenti dalla data di pubblicazione, il termine di durata del

procedimento.



Proventi/(Oneri) Finanziari

Gli oneri finanziari netti ammontano complessivamente a € 120,6 milioni e risultano nel

complesso pressoché in linea con l‟esercizio precedente (-0,02%). La variazione passa

attraverso la crescita degli oneri netti relativi all‟indebitamento finanziario (+ € 12,3

milioni, pari al 16,1%) e la riduzione di quelli relativi ad altri crediti e debiti di natura

finanziaria (- € 12,3 milioni). Relativamente agli oneri finanziari relativi all‟indebitamento

si segnala una crescita di quelli maturati sul medio – lungo periodo (+ € 9,3 milioni), per

effetto essenzialmente del fabbisogno generato dall‟acquisto della sede che ha

comportato il tiraggio della seconda tranche di un finanziamento contratto dalla

Capogruppo (€ 100 milioni) e, sul breve periodo, in conseguenza di un incremento

dell‟indebitamento bancario medio annuo parzialmente compensato da una lieve discesa

dei tassi a brevissimo. Per quanto attiene gli altri oneri finanziari netti, il calo registrato

afferisce essenzialmente all‟attualizzazione, effettuata nel 2011, dei crediti relativi alla

Pubblica Illuminazione (- € 13,1 milioni) a seguito della sottoscrizione del contratto

integrativo tra ACEA e Roma Capitale, che ha allineato la scadenza del contratto di

servizio a quella della concessione (2027).

Di seguito si riporta il dettaglio della voce:

€ milioni 31.12.2012 31.12.2011 Variazione

Oneri/(Proventi) finanziari relativi all'indebitamento (A) 88,5 76,2 12,3

Oneri (Proventi) su Interest Rate Swap 6,8 6,9 (0,0)

Interessi su prestiti obbligazionari 42,3 42,2 0,1

Interessi su indebitamento a medio-lungo termine 43,1 39,3 3,8

Interessi su indebitamento a breve termine 18,0 8,8 9,3

Oneri finanziari su operazioni a termine 0,0 0,2 (0,2)

Interessi su crediti verso clienti (19,3) (14,8) (4,5)

Interessi su crediti Finanziari (1,9) (5,1) 3,2

Interessi Attivi Bancari (0,6) (1,2) 0,6

Altri Oneri/ (Proventi) finanziari (B) 32,0 44,3 (12,3)

Interessi verso utenti 0,9 1,1 (0,2)

Interessi moratori e dilatori 5,5 3,4 2,1

Interest Cost al netto degli utili e perdite attuariali 4,4 5,0 (0,7)

Commissioni su crediti ceduti 25,3 23,6 1,6

Interessi su crediti diversi (2,8) (0,6) (2,2)

Altri Oneri / (Proventi) 0,8 0,6 0,1



Oneri/(Proventi) da attualizzazione Crediti (1,9) 11,2 (13,1)

Oneri finanziari netti (A) + (B) 120,6 120,6 (0,0)

Proventi/(Oneri) da Partecipazioni

I proventi netti da Partecipazioni si attestano a € 0,9 milioni, contro € 57,1 milioni del 31

dicembre 2011 e si riferiscono alla valutazione delle Società consolidate a Patrimonio

Netto. Alla fine dell‟esercizio comprendevano le plusvalenze derivanti dall‟operazione di

scioglimento della Joint venture con GDF Suez Energia Italia ed il positivo risultato della

valutazione a fair value della quota di possesso di Acea Energia già detenuta dal Gruppo

(complessivamente € 55,3 milioni).

Le Imposte sul Reddito dell‟esercizio si attestano complessivamente a € 88,8 milioni con

un incidenza del 51% a fronte di un incidenza del 41,2% del 31 dicembre 2011.

L‟incremento complessivo delle imposte registrato nell‟esercizio, pari a € 23,2 milioni,

deriva dall‟effetto combinato dell‟incremento dell‟utile ante imposte e dal sostanziale

annullamento dell‟effetto positivo dell‟imposizione differita.

La variazione registrata rispetto al precedente esercizio è sostanzialmente da imputare

all‟iscrizione nel 2011 di plusvalenze, quelle emerse in seguito allo scioglimento della

joint venture tra ACEA e GSEI, in sostanziale esenzione di imposta. Tale fenomeno

influenzava positivamente il tax rate del 2011 di circa 7 punti percentuali.

La variazione è altresì determinata dalla fiscalità differita che risente delle azioni di

contenimento dei crediti del Gruppo con particolare riferimento alle radiazioni dei crediti

effettuate nell‟esercizio nonché alla chiusura tombale dei rapporti con la Gestione

Commissariale di Roma Capitale. Ciò ha comportato un utilizzo di imposte anticipate

superiore rispetto al precedente esercizio di circa € 10 milioni.



Risultati patrimoniali e finanziari del Gruppo

STATO PATRIMONIALE 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni Variazioni

(a) (b) (a) - (b) %

CIRCOLANTE NETTO 112,2 89,3 22,9 25,7%

Crediti correnti 1.477,2 1.510,0 (32,8) -2,2%

- di cui Utenti/clienti 1.346,8 1.304,7 42,2 3,2%

- di cui Comune di Roma 94,3 160,1 (65,7) -41,1%

Rimanenze 42,0 66,1 (24,1) -36,5%

Altre attività correnti 221,3 246,6 (25,3) -10,2%

Debiti correnti (1.267,2) (1.344,8) 77,6 -5,8%

- di cui Fornitori (1.193,1) (1.185,0) (8,1) 0,7%

- di cui Comune di Roma (60,7) (132,8) 72,1 -54,3%

Altre passività correnti (361,2) (388,7) 27,5 -7,1%

ATTIVITA' E PASSIVITA' NON CORRENTI 3.715,7 3.548,0 167,7 4,7%

Immobilizzazioni materiali/immateriali 4.031,5 3.844,6 186,9 4,9%

Partecipazioni 21,1 19,5 1,7 8,5%

Altre attività non correnti 416,6 416,8 (0,2) 0,0%

Tfr e altri piani a benefici definiti (105,3) (104,8) (0,5) 0,5%

Fondi rischi e oneri (272,4) (250,9) (21,5) 8,6%

Altre passività non correnti (375,9) (377,2) 1,4 -0,4%

CAPITALE INVESTITO 3.827,9 3.637,3 190,6 5,2%

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (2.495,5) (2.325,8) (169,6) 7,3%

Crediti finanziari medio lungo termine 33,0 19,9 13,0 65,3%

Debiti finanziari a medio lungo termine (2.211,6) (2.298,9) 87,3 -3,8%

Crediti finanziari a breve termine 152,2 172,8 (20,5) -11,9%

Disponibilità liquide 423,7 321,0 102,7 32,0%

Debiti finanziari a breve termine (892,8) (540,6) (352,1) 65,1%

PATRIMONIO NETTO (1.332,4) (1.311,5) (21,0) 1,6%

COPERTURE (3.827,9) (3.637,3) (190,6) 5,2%

Lo Stato Patrimoniale sopra riportato è stato riclassificato mostrando le voci del capitale

investito e le corrispondenti coperture finanziarie.

In particolare è stato sommato il valore netto delle attività immobilizzate al valore del

circolante netto costituito dalle voci dei crediti correnti, degli altri crediti, delle rimanenze,

dei debiti correnti e la parte a breve dei debiti a lungo termine.



Il valore ottenuto di capitale investito è confrontato con i corrispondenti valori relativi ai

mezzi propri ed alla posizione finanziaria netta evidenziando in tal modo il peso delle

coperture.

I risultati patrimoniali e finanziari, come detto in precedenza, risentono del

deconsolidamento del ramo del fotovoltaico ceduto alla fine dell‟esercizio 2012.

La situazione patrimoniale del Gruppo ACEA evidenzia un incremento del capitale

investito rispetto al 31 dicembre 2011 pari a € 190,6 milioni (+ 5,2%). Tale incremento

passa attraverso l‟aumento del capitale circolante netto (€ 22,9 milioni) e dall‟attivo fisso

netto (€ 167,7 milioni).

Attività e passività non correnti - € 3.715,7 milioni

Il saldo delle attività e delle passività non correnti ammonta a € 3.715,7 milioni (+

€ 167,7 milioni rispetto al 31 dicembre 2011, pari al 4,7%).

Le immobilizzazioni materiali e immateriali sono pari a € 4.031,5 milioni e si

incrementano rispetto alla fine dell‟esercizio precedente di € 186,9 milioni.

Tale voce è significativamente influenzata dal perfezionamento, avvenuto nel mese di

gennaio 2012, dell‟atto di compravendita della sede di Piazzale Ostiense ed annessa

autorimessa. Il prezzo di acquisto ammonta a € 110 milioni. ACEA ha inoltre effettuato

investimenti di miglioria sugli impianti specifici dell‟edificio della Sede, nonché in

hardware e software necessari ai progetti di miglioramento ed alla evoluzione della rete

informatica e dei sistemi applicativi.

Gli investimenti complessivi del periodo ammontano a € 513,2 milioni mentre gli

ammortamenti sono pari a € 263,4 milioni. La tabella che segue evidenzia, per Area

Industriale e Società, il livello degli investimenti realizzati al 31 dicembre 2012

confrontati con quelli effettuati nel 2011.



Area Industriale Società 31.12.2012 31.12.2011 variazione

Reti

ACEA Distribuzione 99,1 101,2 (2,1)

ARSE 2,6 26,3 (23,7)

Ecogena 0,2 1,5 (1,3)

Totale Area Reti 101,9 129,0 (27,1)

Energia

Acea Produzione 19,3 11,2 8,1

Acea Energia Holding 0,5 1,6 (1,1)

Acea Energia S.p.A. 7,3 9,6 (2,3)

Acea800 0,0 0,1 (0,1)

Totale Area Energia 27,1 22,5 4,6

Ambiente

ARIA 30,9 16,1 14,7

SAO 3,7 2,4 1,3

Aquaser 0,1 0,6 (0,5)

Kyklos 1,7 0,9 0,8

Solemme 0,7 0,3 0,4

I.S.A. 0,4 0,3 0,1

A.p.i.c.e. 0,0 0,0 0,0

Totale Area Ambiente 37,5 20,6 16,9

Idrico

Acea Ato2 139,4 149,1 (9,7)

Acea Ato5 6,6 5,7 0,9

GORI 3,8 5,5 (1,6)

minori 2,3 0,8 1,5

Totale idrico Lazio _ Campania 152,1 161,1 (9,0)

Acque 24,9 25,7 (0,8)

Publiacqua 24,4 26,1 (1,7)

Ingegnerie Toscane 3,1 0,0 3,1

Umbra Acque 4,1 4,7 (0,6)

Nuove Acque 1,8 2,1 (0,3)

Acquedotto del Fiora 12,8 9,2 3,6

minori 0,0 0,9 (0,9)

Totale Idrico Toscana _ Umbria 71,1 68,7 2,3

Gestioni Idriche estero 0,3 0,2 0,1

Totale Area Idrico 223,4 230,0 (6,6)

Ingegneria e Servizi Laboratori 1,0 0,4 0,6

Totale 1,0 0,4 0,6

Corporate ACEA 122,3 10,5 111,8

Totale 122,3 10,5 111,8

TOTALE GRUPPO ACEA 513,2 413,0 100,3

La variazione in aumento è determinata dall‟incremento degli investimenti della Area

Corporate (+ € 111,8 milioni), dell‟Area Ambiente (+ € 16,9 milioni) e dell‟Area Energia

(+ 4,6 milioni) in parte compensate dalla diminuzione di tutte le altre Aree Industriali

(complessivamente la diminuzione ammonta a € 33,7 milioni). L‟incremento della

Corporate è principalmente da attribuire all‟acquisto della Sede; i maggiori investimenti

dell‟Area Ambiente sono riconducibili all‟attività di revamping in corso sull‟impianto di



termovalorizzazione di Terni e sulla prima linea di quello di San Vittore del Lazio;

l‟aumento degli investimenti dell‟Area Energia riguarda principalmente ACEA Produzione e

si riferiscono al repowering delle centrali idroelettriche di Salisano e Orte.

I minori investimenti riguardano principalmente l‟Area Reti e specificatamente ARSE per

effetto del completamento degli impianti di proprietà. Anche l‟Area Idrico presenta una

diminuzione dal lato degli investimenti (- € 6 milioni) data dal combinato effetto dei

maggiori investimenti delle società operanti nel territorio Toscana e Umbria

(complessivamente pari a € 2,3 milioni) e dei minori investimenti delle società operanti

nel territorio Lazio e Campania (complessivamente pari a € 9 milioni).

Contribuiscono alla variazione inoltre:

(i) l‟iscrizione, alla voce Diritti sull‟infrastruttura, per € 20,8 milioni è relativa alle

obbligazioni future assunte da ACEA Ato2 consistenti in opere finanziate a fondo

perduto dal 2012 al 2017 a fronte, della non applicazione delle penalità relative

all‟applicazione del parametro MALL decisa dalla Conferenza dei Sindaci nella

seduta del 17 aprile 2012 e dovute per le annualità fino al 2012.. L‟impegno ha

una durata di sei anni (2012 – 2017) e un valore annuo di € 3,5 milioni.

A fronte dell‟iscrizione del diritto concessorio di € 20,8 milioni il Gruppo ha

provveduto a stanziare un fondo oneri di pari importo utilizzato nel 2012 a

copertura degli investimenti effettuati. Il diritto concessorio viene ammortizzato

lungo la durata residua della concessione e, quindi, nel 2012 è stata iscritta una

quota di ammortamento di circa € 1 milione,

(ii) l‟iscrizione, alla voce Immobilizzazioni materiali, per € 11 milioni dell‟adeguamento

degli oneri di gestione post operativa della discarica di SAO in conseguenza

dell‟ampliamento della stessa,

(iii) la riduzione delle immobilizzazioni immateriali registrata da GORI (- € 15,1

milioni) relativamente ai costi pluriennali ove trovavano allocazione gli oneri

relativi alle rate di mutuo da rimborsare ai Comuni; tale riduzione è stata

determinata dalle decisioni assunte dall‟Assemblea dell‟Ente nella seduta del 27

ottobre 2012,

(iv) l‟iscrizione, per € 12,1 milioni, dell‟ammontare dei certificati verdi .maturati dalle

centrali idroelettriche di Salisano e Orte,

(v) la variazione dell‟area di consolidamento prodotta dalla cessione del ramo

fotovoltaico avvenuta nel mese di dicembre per complessivi € 99 milioni,

(vi) l‟iscrizione, tra le Attività non correnti destinate alla vendita, dell‟importo di € 6,7

milioni che rappresenta il fair value dell‟impegno di riacquisto, nel caso di mancato



avveramento di alcune condizioni previste dal contratto, in conseguenza

dell‟eventuale esercizio della put concessa all‟acquirente del ramo fotovoltaico.

Le partecipazioni ammontano a € 21,1 milioni e si incrementano di € 1,7 milioni

essenzialmente per effetto dell‟aumento di capitale sociale di Eur Power deliberato da

Ecogena per € 0,8 milioni e per le valutazioni a equity delle partecipazioni in società

collegate (€ 0,9 milioni).

Il saldo delle altre attività non correnti (pari a € 416,6 milioni) è composto

prevalentemente dalle imposte differite attive (€ 358,2 milioni), dai crediti a lungo

termine derivanti dal contratto di servizio di Illuminazione Pubblica per un importo pari

ad € 49,3 milioni, che rappresenta il complesso degli investimenti effettuati fino al 31

dicembre 2010 legati al servizio stesso, scaturito dall‟applicazione dell‟IFRIC 12 con il

metodo finanziario, e dai risconti e ratei attivi (€ 6,9 milioni) prevalentemente riferiti alle

attività di produzione dei certificati bianchi nonché per i risconti di canoni di concessione

anticipati.

Il saldo della voce, rispetto alla fine del precedente esercizio, risuta essere

sostanzialemte in linea (- € 0,2 milioni rispetto all‟esercizio 2011).

La voce TRF e altri piani a Benefici Definiti è pari ad € 105,3 milioni e presenta un

incremento dello stock, rispetto alla fine del precedente esercizio, pari ad € 0,5 milioni

scaturiti dall‟effetto netto di

- € 0,9 milioni relativi al TFR,

+ € 0,5 milioni relativi alle mensilità aggiuntive,

- € 0,3 milioni riferiti alle agevolazioni tariffarie,

+ € 1,3 milioni relativi al Piano di Incentivazione a medio – lungo termine.

L‟andamento delle prime due voci è influenzato sensibilmente, oltre che

dall‟accantonamento del periodo pari a € 15,7 milioni, dalle uscite verificatesi durante il

periodo in conseguenza dell‟attuazione delle procedure di mobilità volontaria di ACEA,

Ato2 e ACEA Distribuzione nonché dal reintegro dei dipendenti rientranti nel ramo

d‟azienda affittato a Marco Polo (€ 1,9 milioni).

In merito alla scelta del tasso di attualizzazione, con riferimento alla attuale situazione di

alta volatilità dei mercati finanziari e agli orientamenti dell‟Ordine Nazionale degli Attuari,

si è applicato un tasso individuato coerentemente con lo IAS 19 e con la medesima



metodologia utilizzata in occasione delle precedenti valutazioni ovvero riferendosi al

mercato dei titoli di Stato (BTP con scadenze oltre il decennio).

Pertanto è stato applicato un tasso di valutazione del 4,25% (a fronte di quello dello

scorso anno posto pari al 4,60%).

Il fondo rischi ed oneri contribuisce al capitale investito netto per € 272,4 milioni e,

rispetto all‟esercizio di confronto, presenta una variazione in aumento pari ad € 21,5

milioni prevalentemente riferita agli stanziamenti del periodo (€ 54,5 milioni) al netto

degli utilizzi (complessivamente € 53,2 milioni) degli stanziamenti effettuati nei

precedenti esercizi a titolo di mobilità, per vertenze giudiziarie e a copertura di rischi su

appalti.

Le principali variazioni si riferiscono a:

il fondo accantonato in GORI relativo agli stanziamenti operati in precedenti esercizi a

fronte delle quote dei mutui non accertate da rimborsare ai Comuni (- € 11,8 milioni).

Tale cancellazione è stata effettuata in conseguenza delle decisioni assunte

dall‟Assemblea dell‟Ente nella seduta del 27 ottobre 2012. Per maggiori informazioni

si rinvia al paragrafo denominato “Andamento della gestione nel periodo”,

il fondo accantonato per affrontare gli oneri derivanti dal piano di esodo e mobilità

che subisce una diminuzione di € 12 milioni a seguito degli utilizzi effettuati

principalmente in ACEA Ato2, ACEA Distribuzione e nella Capogruppo,

il fondo rischi partecipate (+ € 7,1 milioni) essenzialmente in conseguenza degli

accantonamenti effettuati nell‟esercizio a fronte della precaria situazione nel quale

riversano Marco Polo e Voghera Vendita Energia,

l‟utilizzo, per € 4,9 milioni, del fondo accantonato lo scorso esercizio per fronteggiare i

rischi relativi ai differenziali tra la tariffa garantita e quella effettiva di GORI,

il fondo accantonato per affrontare le problematiche di natura contributiva che

subisce una riduzione netta pari ad € 15,3 milioni in seguito alle rateizzazioni concluse

nell‟esercizio in esame dei debiti dovuti ad Equitalia per INPS e direttamente all‟INPS,

il fondo oneri di ripristino in seguito agli accantonamenti per € 9,9 milioni relativi agli

oneri necessari al mantenimento in buono stato dell‟infrastruttura utilizzata

nell‟ambito della gestione del servizio idrico.

Contribuiscono inoltre alla variazione di tale voce l‟iscrizione dell‟ammontare delle

obbligazioni di ACEA Ato2 (€ 17,3 milioni) e SAO (€ 11 milioni) in merito alle quali si

rinvia a quanto illustrato nel commento alla voce Immobilizzazioni materiali e

immateriali.

La tabella di seguito riportata dettaglia la composizione del fondo rischi per natura.



Natura del fondo 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni

Legale 32,9 27,4 5,5

Fiscale 4,5 2,4 2,1

Rischi regolatori 83,6 79,2 4,4

Partecipate 10,0 2,8 7,1

Rischi contributivi 11,2 26,5 (15,3)

Esodo e mobilità 0,7 12,6 (12,0)

Post mortem 26,4 15,4 11,0

Canoni di concessione 0,0 11,8 (11,8)

Altri rischi ed oneri 21,5 18,3 3,2

TOTALE 190,6 196,4 (5,7)

Fondo Oneri di Ripristino 64,4 54,5 9,9

Fondo per impegni da convenzione 17,4 0,0 17,4

TOTALE FONDO 272,4 250,9 21,5

Per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo denominato “Aggiornamento sulle principali

vertenze giudiziali” del Bilancio Consolidato 2012.

Le altre passività non correnti contribuiscono alla riduzione del capitale investito netto

per € 375,9 milioni e, rispetto al 31 dicembre 2011, diminuiscono di € 1,4 milioni. La

voce è composta come segue:

fondo imposte differite per € 97,2 milioni (- € 1,6 milioni),

acconti per € 114,2 milioni (- € 15,8 milioni): è compreso in tale voce l‟ammontare

dei depositi cauzionali e anticipo consumi oggetto di adeguamento da parte delle

società idriche. Erano inoltre qui allocati gli acconti per lavori effettuati per conto di

Arse che, avendo completato la realizzazione degli impianti fotovoltaici per conto

terzi, ha azzerato l‟importo di € 19,8 milioni,

contributi in conto impianti per € 66,8 milioni (medesimo importo nel 2011),

contributi di allaccio area idrico per € 60,3 milioni (+ € 5,3 milioni),

risconti passivi pluriennali per € 37,4 milioni (+ € 10,7 milioni). L‟incremento di €

10,7 milioni è attribuibile principalmente all‟iscrizione, in ACEA Distribuzione, del

risconto relativo al contributo ottenuto a fronte dell‟attività di sostituzione dei

misuratori elettromeccanici con quelli elettronici ai sensi della deliberazione n.

292/06. Sulla base della normativa in vigore la Società ha chiesto il pagamento

anticipato di tale somma al netto di uno sconto di € 1 milione allocato tra gli oneri

finanziari.



Circolante netto- € 112,2 milioni

Si incrementa di € 22,9 milioni rispetto al 31 dicembre 2011. La crescita è legata dal

combinato effetto della diminuzione dei crediti correnti per € 32,8 milioni, delle altre

attività correnti per € 25,3 milioni e delle rimanenze per € 24,1 milioni e, dall‟altro, dalla

diminuzione dei debiti correnti per € 77,6 milioni e delle altre passività correnti per €

27,5 milioni.

Per quanto riguarda la composizione dei crediti si segnala l‟aumento degli utenti e clienti

per € 42,2 milioni pari al 3,2 % ed una significativa diminuzione dei crediti commerciali

verso il Comune di Roma per € 65,7 milioni pari al 41,1%.

Con riferimento alla variazione in aumento di € 42,2 milioni dei crediti verso utenti e

clienti di seguito viene fornita il dettaglio dello stock per Area.

€/milioni 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni

Utenti Clienti Totale Utenti Clienti Totale Utenti Clienti Totale

Reti 41,3 48,7 90,0 27,9 73,3 101,3 13,4 (24,6) (11,2)

Energia 495,1 88,2 583,2 551,7 61,2 612,9 (56,6) 26,9 (29,7)

Idrico 535,7 48,1 583,8 439,2 52,2 491,4 96,4 (4,0) 92,4

Ambiente 0,0 43,8 43,8 0,0 60,3 60,3 0,0 (16,4) (16,4)

Capogruppo 0,0 45,9 45,9 0,0 38,9 38,9 0,0 7,0 7,0

Totale 1.072,1 274,7 1.346,8 1.018,8 285,9 1.304,7 53,3 (11,1) 42,2

le società dell‟Area Reti diminuiscono lo stock complessivamente di € 11,2 milioni.

ARSE contribuisce alla diminuzione per € 26,7 milioni mentre ACEA Distribuzione

evidenzia un aumento dello stock per € 15,0 milioni. Nel corso dell‟esercizio sono

state effettuate operazioni di cessione pro soluto per un ammontare complessivo di €

184,8 milioni e radiazioni di crediti ritenuti inesigibili per € 0,3 milioni;

con riferimento all‟Area Energia si segnala che la riduzione dello stock rispetto al 31

dicembre 2011 è pari a € 29,7 milioni. Acea Energia contribuisce alla diminuzione

dello stock per complessivi € 40,1 milioni mentre Acea Energia Holding incrementa lo

stock per € 18,4 milioni relativamente a crediti per fatture emesse e da emettere a

controparti terze o ad operatori istituzionali.

Si informa che nel corso del 2012 sono stati ceduti pro soluto da Acea Energia crediti

per complessivi € 708,7 milioni (di cui € 188,9 milioni relativi a crediti verso Pubblica



Amministrazione); la società ha inoltre proceduto a radiare crediti inesigibili, che

trovano totale copertura nel Fondo svalutazione crediti, per € 47,8 milioni.

le società dell‟Area Idrico registrano un incremento complessivo di € 92,4 milioni

sostanzialmente determinato da ACEA Ato5 (+ € 43,4 milioni), ACEA Ato2 (+ € 48,3

milioni) e GORI (+ € 9,5 milioni); e da una diminuzione delle società toscane e umbre

per complessivi € 9,4 milioni. L‟andamento dell‟esercizio risente dell‟iscrizione del

differenziale relativo ai conguagli tariffari pregressi riconosciuti ad ACEA Ato2 in sede

di revisione tariffaria al netto della quota relativa all‟esercizio 2012:

complessivamente lo stock ammonta ad € 29,6 milioni. La crescita è influenzata

altresì dalle modalità di determinazione dei ricavi effettuata sulla base della delibera

585/2012.

Nel periodo gennaio – dicembre sono stati ceduti pro soluto da ACEA Ato2 crediti per

complessivi € 244,4 milioni (di cui € 45,8 milioni relativi a crediti verso Pubblica

Amministrazione) e radiati crediti per € 8,9 milioni.

le società dell‟Area Ambiente contribuiscono alla diminuzione dei crediti del Gruppo

per complessivi € 16,4 milioni; tale variazione è influenzata essenzialmente da ARIA

(- € 9,8 milioni) - che ha incassato successivamente alla sottoscrizione della

Convenzione CIP6 tutti i crediti iscritti alla fine del precedente esercizio - e da SAO (-

€ 5,9 milioni) per la regolarizzazione dei rapporti con ASM Terni.

la Capogruppo contribuisce alla crescita dello stock dei crediti verso clienti per € 7

milioni. L‟incremento è prevalentemente riferito (i) alle attività svolte nel periodo

nell‟ambito del servizio di pubblica illuminazione nel Comune di Napoli (+ € 9,3

milioni) e (ii) alle due operazioni di acquisizione dei crediti maturati da Acea Energia

verso ATAC complessivamente pari a € 7,3 milioni, perfezionate nei mesi di marzo e

settembre, di cui già incassati € 3,3 milioni.

Si segnala che, nel corse dell‟esercizio, ACEA ha proceduto a radiare crediti

completamente svalutati e non recuperabili per l‟importo complessivo di € 17,4

milioni.

Si informa infine che nel mese di dicembre, nell‟ambito della ricognizione dei rapporti con

Roma Capitale e controllate, sono stati incassati da AMA ed ATAC rispettivamente € 5,3

milioni ed € 5,4 milioni.

Per quanto riguarda i crediti (ed i debiti) verso Roma Capitale - comprese le partite

finanziarie – si rileva un saldo netto a credito del Gruppo di € 126,9 milioni essendo, alla

fine del precedente esercizio pari a € 144,0 milioni.



La tabella che segue espone congiuntamente le consistenze scaturenti dai rapporti

intrattenuti con Roma Capitale dal Gruppo ACEA, sia per quanto riguarda l‟esposizione

creditoria che per quella debitoria, ivi comprese le partite di natura finanziaria.

Crediti verso Roma Capitale 31/12/2012 31/12/2011 Variazione

Crediti per Utenze 53,1 70,1 (17,0)

Crediti per lavori 17,6 44,4 (26,8)

Crediti per servizi 6,6 9,1 (2,6)

Crediti diversi 0,1 0,9 (0,7)

Totale Prestazioni Fatturate 77,4 124,5 (47,1)

Crediti per Contributi 2,4 14,1 (11,7)

Crediti per Addizionali 0,0 0,0 0,0

Totale Prestazioni Richieste 79,8 138,6 (58,8)

Totale Prestazioni da fatturare 13,9 17,4 (3,5)

Anticipi 2,1 2,1 0,0

Totale Crediti Commerciali 95,8 158,1 (62,3)

Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica 63,3 114,7 (51,4)

Totale Crediti Esigibili Entro l'esercizio Successivo (A)

159,1 272,8 (113,6)

Debiti verso Roma Capitale 31/12/2012 31/12/2011 Variazione

Debiti per canoni fognature e depurazione: esigibili

0,0 (32,7) 32,7

Debiti per addizionali energia elettrica (14,5) (52,8) 38,2

Debiti per affitto Sede Aziendali 0,0 (0,0) 0,0

Debiti per canone di concessione (23,9) (24,1) 0,2

Totale Debiti Commerciali (38,5) (109,6) 71,1

Totale Debiti Esigibili entro l'esercizio successivo (B)

(38,5) (109,6) 71,1

Totale (A) - (B) 120,7 163,2 (42,5)

Altri crediti/(debiti) di natura finanziaria 30,0 2,0 28,0

di cui: Debiti Finanziari (compresi dividendi) (0,9) (16,0) 15,1

di cui: crediti finanziari a medio - lungo termine per Illuminazione Pubblica

30,9 18,0 12,9

Altri crediti/debiti di natura commerciale (23,8) (21,3) (2,5)

di cui: debiti per canoni di depurazione e fognatura in contestazione Città del Vaticano

(20,5) (20,5) 0,0

Saldo Netto 126,9 144,0 (17,0)



L‟esercizio 2012 è stato caratterizzato da un‟attività straordinaria tesa alla ricognizione

delle partite al fine, tra l‟altro, dell‟ottenimento di un rilevante ammontare di incassi.

Per quanto riguarda la Gestione Ordinaria si informa che nel 2012 sono stati incassati

crediti per complessivi € 174,9 milioni e sono state saldati, tramite compensazioni

amministrative, debiti per € 104,9 milioni.

Si fornisce nel seguito una tabella di dettaglio dei crediti e dei debiti oggetto di

regolazione nel corso del 2012.

Tipologia del credito/debito € milioni

Crediti per Utenza 78,8

Crediti per Contratto Illuminazione Pubblica 84,1

Crediti per Lavori e Servizi 12,1

Totale Crediti 174,9

Debiti per canoni di concessione (25,1)

Debiti per addizionale energia elettrica (42,4)

Debiti per dividendi (37,4)

Totale Debiti (104,9)

Saldo netto 70.000

Nel mese di gennaio 2013 Roma Capitale ha inoltre provveduto al pagamento a favore di

Acea Energia ed ACEA rispettivamente dell‟importo di € 9,4 milioni ed € 1,2 milioni per

un totale complessivo di € 10,6 milioni.

Con riferimento alla Gestione Commissariale ACEA nel mese di dicembre ha sottoscritto,

previo parere favorevole del Comitato Parti Correlate, un atto transattivo che ha

comportato l‟incasso nel 2012 di € 25 milioni. I crediti ed i debiti del Gruppo oggetto del

citato atto ammontano rispettivamente a € 81,6 milioni ed € 36,5 milioni e sono

dettagliati nella tabella che segue.

€ milioni Crediti

verso Gestione Commissariale

Debiti verso Gestione Commissariale

Saldo netto

ACEA 46,2 12,1 34,1

ACEA Ato2 26,1 24,3 1,8

ACEA Distribuzione 1,2 0,1 1,0

Acea Energia 8,1 0,0 8,1

Totali 81,6 36,5 45,1



In conseguenza di tale accordo è stata rilevata una perdita complessiva di € 14,3 milioni.

Per maggiori dettagli sulla formazione e variazione della posizione verso Roma Capitale si

rinvia a quanto illustrato nella nota n. 22 delle note allo Stato Patrimoniale del Bilancio

Consolidato 2012.

Le rimanenze, pari ad € 42,0 milioni, si riducono di € 24,1 milioni principalmente per

effetto della contrazione delle attività nel campo fotovoltaico, attività svolta da ARSE, sia

con riferimento alla realizzazione degli impianti in proprietà che a quelle di EPC a favore

di terzi. Si rileva invece un aumento per effetto dell‟iscrizione di lavori in corso

relativamente agli interventi di realizzazione degli impianti di Illuminazione Pubblica,

attività svolta da ACEA, in corso di ultimazione nell‟ambito del contratto di servizio con

Roma Capitale.

Le altre attività correnti, pari ad € 221,3 milioni, si decrementano di € 25,3 milioni e

sono composte (i) per € 85,6 milioni dalle attività per imposte correnti (+ € 28,5 milioni),

(ii) per € 124,1 milioni da crediti verso altri (- € 55,3 milioni), (iii) per € 8,8 milioni da

ratei e risconti attivi (- € 0,6 milioni) e per € 2,9 milioni da crediti derivanti dalle

valutazioni al Fair value delle commodities.

Le attività per imposte correnti si incrementano sostanzialmente per effetto dell‟IRES

del consolidato fiscale di ACEA che chiude il 2012 con una posizione a credito nonché

per l‟iscrizione del rimborso IRES (€ 15,6 milioni) spettante con riferimento alla

deduzione dell‟IRAP per gli anni 2006 – 2011.

I crediti verso altri presentano una sostanziale variazione rispetto alla fine del

precedente esercizio da imputare principalmente alla riclassifica di parte dei crediti di

ACEA Ato5 oggetto di riallocazione, per € 26,5 milioni, in conseguenza della

pubblicazione del documento F129 del Commissario ad acta avvenuto in data 21

giugno 2012 nonché all‟anticipo versato al GSE per la componente A3 del mese di

agosto 2011 da ACEA Distribuzione per € 21,7 milioni. Infine va ricordato che a fine

esercizio scorso era stato versato un anticipo da ACEA per l‟acquisto della Sede

(l‟anticipo era pari a € 11,0 milioni).

Per quanto l‟analisi della voce crediti verso altri si rinvia a quanto riportato alla nota

n. 22 del Bilancio Consolidato.



Con riferimento ai debiti correnti, pari a € 1.267,2 milioni, si informa che la variazione

in diminuzione rispetto alla fine del precedente esercizio di € 77,6 milioni discende:

dall‟aumento di € 8,1 milioni dei debiti verso fornitori, che ammontano alla fine del

2012 ad € 1.193,1 milioni, per effetto di fenomeni di segno opposto che vedono da un

lato l‟aumento dello stock dei debiti dell‟Area Reti (+ € 63,5 milioni di ACEA

Distribuzione e - € 34,8 di ARSE), dell‟Area Idrico (+ € 19,6 milioni) e dell‟Area

Ambiente (+ € 19,7 milioni) e dall‟altro la significativa diminuzione dell‟Area Energia

(- € 59,3 milioni),

dal decremento dei debiti verso Roma Capitale (€ 72,1 milioni) per i quali si rimanda

a quanto già sopra commentato.

Le altre passività correnti si attestano alla fine dell‟anno a € 361,2 milioni e risultano

diminuite rispetto alla fine del precedente esercizio per € 27,5 milioni (pari al 7,1%).



Posizione finanziaria netta – € (2.495,5) milioni

L‟indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2012, negativo per € 2.495,5 milioni,

registra una crescita di € 169,6 milioni rispetto al 31 dicembre 2011.

Si illustra la composizione nella seguente tabella:

POSIZIONE FINANZIARIA NETTA CONSOLIDATA 31.12.2012 31.12.2011 Variazioni

Attività (Passività) finanziarie non correnti 2,1 1,9 0,2

Attività (Passività) finanziarie non correnti infragruppo 30,9 18,0 12,9

Debiti e passività finanziarie non correnti (2.211,6) (2.298,9) 87,3

Posizione finanziaria a medio - lungo termine (2.178,6) (2.279,0) 100,3

Disponibilità liquide e titoli 423,8 321,1 102,7

Indebitamento a breve verso banche (753,9) (448,9) (305,0)

Attività (Passività) finanziarie correnti (56,9) (26,8) (30,1)

Attività (Passività) finanziarie correnti infragruppo 70,1 107,7 (37,6)

Posizione finanziaria a breve termine (316,8) (46,9) (270,0)

Totale posizione finanziaria netta (2.495,5) (2.325,8) (169,6)

L‟aumento dell‟indebitamento è la conseguenza del fabbisogno derivante dalla gestione

del circolante, nonché dagli investimenti con particolare riferimento a quelli di ACEA per

l‟acquisto della sede (€ 100 milioni) e di tutte le aree industriali.

Di seguito viene illustrata la composizione per le singole componenti.

La Posizione finanziaria netta a medio lungo termine è composta da:

attività/(passività) finanziarie non correnti per € 2,1 milioni e risultano

sostanzialmente in linea con lo scorso esercizio (erano € 1,9 milioni nel 2011),

attività/(passività) finanziarie infragruppo per € 30,9 milioni ed accolgono i crediti

finanziari verso Roma Capitale afferenti gli interventi per l‟adeguamento degli impianti

alla sicurezza ed alla normativa ed alle nuove realizzazioni così come concepite

dall‟addendum al contratto di Illuminazione Pubblica. Tale credito si riferisce alla

quota a lungo termine scaturita dall‟applicazione del metodo finanziario previsto



dall‟IFRIC 12 in materia di Servizi in Concessione e si incrementa di € 12,9 milioni

rispetto al 31 dicembre 2011,

debiti e passività finanziarie non correnti che ammontano complessivamente ad €

2.211,6 milioni e sono composti come riportato nella tabella che segue.

€ milioni 31.12.2012 31.12.2011 Variazione

Obbligazioni 1.011,1 988,7 22,5

Finanziamenti a medio – lungo termine 1.200,5 1.310,3 (109,8)

Totale 2.211,6 2.298,9 (87,3)

La riduzione passa attraverso il tiraggio, per l‟acquisto della sede, della seconda tranche

del finanziamento contratto da BEI nel 2009, di importo pari a € 100 milioni e la

riclassifica fra i “finanziamenti a breve termine” di un finanziamento di € 200 milioni, in

scadenza il 4 agosto 2013. Il tiraggio della seconda tranche del finanziamento contratto

da BEI perfezionato il 23 gennaio 2013 si riferisce al finanziamento è stato deliberato

dalla banca in due tranche di uguale importo. La prima tranche ha le caratteristiche di un

prestito direttamente concesso ad ACEA senza essere assistito da alcuna garanzia

bancaria (“Prestito Diretto”). La seconda tranche ha anch‟essa la caratteristica di mutuo

concesso direttamente ad ACEA, ma controgarantito da una primaria banca accettabile

per la BEI (“Prestito Garantito”). Il rimborso avverrà secondo quote capitale costanti

semestrali a partire dal 15 dicembre 2015 e fino al 15 dicembre 2026.

L‟ammontare dei fair value degli strumenti derivati di copertura dei finanziamenti a lungo

termine è negativo per € 41,3 milioni mentre al 31 dicembre 2011 era positivo per € 11,1

milioni.

Di seguito si riporta la composizione delle passività finanziarie non correnti, comprensivi

dei Fair Value degli strumenti di copertura, per Area Industriale:

Area Industriale 31.12.2012 31.12.2011 Variazione

ACEA 1.684,8 1.784,4 (99,6)

Reti 343,1 363,7 (20,7)

Idrico 179,1 144,5 34,6

Ambiente 4,6 6,3 (1,6)

TOTALE 2.211,6 2.298,9 (87,3)



Obbligazioni

Ammontano a € 1.011,1 milioni e comprendono gli strumenti già esistenti alla fine del

precedente esercizio; in particolare:

€ 306,0 milioni relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA nel 2004, con

quota di interessi maturata nel periodo pari a € 14,6 milioni,

€ 515,0 milioni (comprensivo del rateo di interessi maturato) relativi al prestito

obbligazionario emesso da ACEA nel mese di marzo 2010, della durata di 10 anni con

scadenza il 16 marzo 2020. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 22,5

milioni,

€ 176,5 milioni relativi al Private Placement che, al netto del fair value dello

strumento di copertura negativo per € 10,8 milioni ammonta ad € 187,3 milioni. Al 31

dicembre 2012, tale fair value è allocato in una specifica riserva di patrimonio netto.

In apposita riserva di cambio è allocata altresì la differenza di cambio, negativa per €

10,9 milioni, dello strumento coperto calcolato al 31 dicembre 2012. Il cambio al 31

dicembre 2012 è pari a 100,13, mentre al 31 dicembre 2011 era 100,22. La quota di

interessi maturata nel periodo è pari a € 2,4 milioni.

€ 2,8 milioni relativi all‟emissione del prestito obbligazionario emesso dal Consorcio

Agua Azul.

Finanziamenti medio – lungo termine (comprensivo delle quote a breve)

Ammontano ad € 1.465,9 milioni mentre tale voce al 31 dicembre 2011 ammontava ad €

1.384,6 milioni.

Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell‟indebitamento finanziario a medio

– lungo e breve termine suddiviso per scadenza e per tipologia di tasso di interesse:

Finanziamenti Bancari: DEBITO RESIDUO

TOTALE

ENTRO IL

31.12.2013

DAL

31.12.2013

AL

31.12.2017

OLTRE IL

31.12.2017

a tasso fisso 372,4 24,5 86,3 261,6

a tasso variabile 822,8 232,4 392,9 197,5

a tasso variabile verso fisso 270,7 8,6 66,0 196,1

Totale 1.465,9 265,5 542,2 655,2



Al 31 dicembre 2012 Posizione finanziaria a breve termine è negativa e contribuisce

all‟aumento dell‟indebitamento finanziario netto di € 316,8 milioni. Rispetto al 31

dicembre 2011 si evidenzia un peggioramento di € 270 milioni determinato:

dall‟incremento delle disponibilità liquide per € 102,7 milioni,

dalla crescita dell‟indebitamento a breve verso banche per € 305 milioni per effetto

dell‟incremento registrato da ACEA (€ 135,6 milioni), che ha stipulato nuovi contratti

di linee di credito bancarie e da Publiacqua per effetto della riclassifica da lungo a

breve termine del finanziamento in scadenza 23 maggio 2014 (€ 24 milioni),

dall‟aumento di € 30,1 milioni del saldo delle passività finanziarie correnti per

l‟effetto: (i) dell‟iscrizione dei debiti scaturiti dalla deliberazione dell‟acconto sui

dividendi 2012 della Capogruppo, destinati al mercato (+ € 21,8 milioni) e (ii) dai

maggiori debiti verso i factor per complessivi € 37,1 milioni, parzialmente mitigati

dalla crescita delle attività finanziarie correnti, fra cui (iii) i crediti scaturiti dalle

operazioni di cartolarizzazione (+ € 23 milioni) e (iv) dai crediti derivanti dalla

cessione del ramo fotovoltaico (€ 10,5 milioni) incassati per € 8 milioni a fine gennaio

2013,

dalla riduzione di € 37,6 milioni delle attività finanziarie correnti infragruppo

principalmente per effetto della riduzione dei crediti di ACEA verso Roma Capitale per

la gestione della pubblica illuminazione (- € 51,4 milioni).



Altre informazioni

Attività di ACEA S.p.A.

ACEA S.p.A., nella propria funzione di holding industriale, definisce gli obiettivi strategici

a livello di Gruppo e di società controllate e ne coordina l‟attività.

Nell‟ambito di Gruppo, ACEA S.p.A. opera come tesoreria centralizzata per le maggiori

Società controllate.

Il rapporto intercompany si esplica attraverso:

istituzione di una linea di credito a medio – lungo termine di importo prefissato a

copertura del fabbisogno generato dagli investimenti;

la linea di credito (i) ha durata triennale a partire dal 1° gennaio 2011, (ii) genera

interessi ad un tasso, aggiornato annualmente, pari all‟IRS a 3 anni più uno

spread allineato a quello di un Bond emesso sul mercato dei capitali con rating

BBB e (iii) prevede una commissione di affidamento annuale calcolata sul plafond;

istituzione di una linea general purpose per le esigenze correnti delle società.

La linea (i) ha durata triennale a partire dal 1° gennaio 2011, (ii) genera interessi

passivi ad un tasso, aggiornato annualmente, pari all‟IRS a 3 anni più uno spread

allineato a quello di un Bond emesso sul mercato dei capitali con rating BBB ed un

tasso attivo calcolato sulla base della media aritmetica dei tassi giornalieri

“EURIBOR a 3 mesi” in ciascun trimestre solare meno uno spread pari a 5 bppa e

(iii) prevede una commissione di affidamento annuale calcolata sul plafond.

E‟ da evidenziare che ACEA S.p.A. svolge inoltre la funzione di garante a favore delle

Società del Gruppo: a tal proposito il contratto che regola la linea general purpose fissa

un plafond per le garanzie ed un costo distinto tra garanzie bancarie e garanzie

societarie.

ACEA S.p.A. presta inoltre alle società controllate e collegate servizi di natura

amministrativa, finanziaria, legale, logistica, direzionale e tecnica al fine di ottimizzare le

risorse disponibili nell‟ambito della Società stessa e per utilizzare in modo ottimale il

know-how esistente in una logica di convenienza economica. Tali prestazioni sono

regolate da appositi contratti di servizio: quelli vigenti decorrono dal 1° gennaio 2011,

hanno una durata triennale con possibilità di rinnovo automatico ed il corrispettivo

annuale si basa sui prezzi contrattuali e le quantità effettivamente erogate.



Andamento dei mercati azionari internazionali e del titolo ACEA

Nel corso dei primi mesi del 2012, l‟incertezza sui tempi e sulle modalità di uscita dalla

crisi dell‟Eurozona, i timori per un default dei Paesi periferici e per una disgregazione

dell‟area Euro, hanno influenzato negativamente i mercati azionari e finanziari

internazionali. Solo successivamente al 26 luglio, in seguito alle rassicurazioni del

Presidente della BCE, Mario Draghi, che ha annunciato la disponibilità ad intraprendere

qualsiasi intervento a difesa della moneta unica, i listini mondiali hanno registrato una

importante ripresa.

Si riportano di seguito le variazioni registrate nel 2012 dai principali indici di Piazza

Affari: FTSE Italia All Share +8,4%, FTSE MIB +7,8% e FTSE Italia Mid Cap -0,4%.

Il titolo Acea ha registrato nell‟ultima seduta borsistica del 2012 un prezzo di riferimento

pari a 4,554 euro (capitalizzazione: 969,8 milioni di euro) in flessione, rispetto al

31/12/11, del 6,83%. Nel 2012, il valore massimo di 5,385 euro è stato raggiunto il 15

marzo, mentre il valore minimo di 3,640 euro il 13 giugno.

Nel corso dell‟anno oggetto di analisi, i volumi medi giornalieri sono stati pari a 126.078,

in forte contrazione rispetto al 2011 (251.780).

Si riporta di seguito il grafico normalizzati sull‟andamento del titolo ACEA confrontato con

gli indici di Borsa.

3,3

3,8

4,3

4,8

5,3

5,8

30/12/2

011

17/01/2

012

02/02/2

012

20/02/2

012

07/03/2

012

23/03/2

012

12/04/2

012

30/04/2

012

17/05/2

012

04/06/2

012

20/06/2

012

06/07/2

012

24/07/2

012

09/08/2

012

28/08/2

012

13/09/2

012

01/10/2

012

17/10/2

012

02/11/2

012

20/11/2

012

06/12/2

012

27/12/2

012

Acea

(euro)

(fonte: Bloomberg)



(Fonte Bloomberg)

Nel corso del 2012 sono stati pubblicati circa 110 studi/note sul titolo Acea.

3,3

3,8

4,3

4,8

5,3

5,8

30/12/2

011

17/01/2

012

02/02/2

012

20/02/2

012

07/03/2

012

23/03/2

012

12/04/2

012

30/04/2

012

17/05/2

012

04/06/2

012

20/06/2

012

06/07/2

012

24/07/2

012

09/08/2

012

28/08/2

012

13/09/2

012

01/10/2

012

17/10/2

012

02/11/2

012

20/11/2

012

06/12/2

012

27/12/2

012

Acea

FTSE Italia Mid Cap

FTSE Italia All Share

FTSE Mib

Var.% 31/12/2012 (rispetto al 31/12/11)

Acea -6,83%

FTSE Italia All Share +8,36%

FTSE Mib +7,84%

FTSE Italia Mid Cap -0,43%

(euro)

(grafico normalizzato ai valori di Acea – Fonte Bloomberg)

(grafico normalizzato ai valori di Acea – Fonte Bloomberg)



Fatti di Rilievo intervenuti nel corso del 2012

Acquisto della Sede

Il 23 gennaio 2012 è stato perfezionato l‟atto di compravendita della sede di Piazzale

Ostiense cogliendo l‟opportunità offerta dalla dismissione effettuata da Beni Stabili

esercitando il diritto di prelazione previsto nel contratto di locazione. Il prezzo di acquisto

ammonta a € 110 milioni.

Approvazione Piano Industriale del Gruppo ACEA 2012 - 2016

Il 22 febbraio 2012 il Consiglio di Amministrazione di ACEA S.p.A. ha approvato il Piano

Industriale del Gruppo relativo al periodo 2012-2016.

Il Piano Strategico - Industriale 2012-2016 è stato realizzato attraverso la definizione di

concreti e realistici obiettivi che generano crescita di valore per gli azionisti. Il business

plan descrive le linee strategiche e gli obiettivi prefissati per il prossimo quinquennio:

crescita organica in tutti i settori di attività, con particolare focalizzazione sulle attività

regolamentate che generano attualmente circa l‟80% dell‟EBITDA consolidato; forte

commitment orientato all‟efficienza operativa ed organizzativa, nonché al miglioramento

della qualità dei servizi; consolidamento del Gruppo come realtà efficiente e al servizio

del territorio, con una forte attenzione alla sostenibilità e alla valorizzazione delle

opportunità di espansione.

Il Corporate Strategy di ACEA, attraverso una adeguata pianificazione strategica attenta

ad indirizzare al meglio le risorse e a prevedere e gestire i futuri cambiamenti del settore,

ha orientato lo sviluppo del Gruppo nelle seguenti principali linee strategiche:

implementazione di progetti già avviati nell‟area Ambiente e sviluppo di nuove

iniziative con particolare focus alla Regione Lazio, anche al fine di superare

l‟imminente emergenza rifiuti;

focus sull‟efficienza energetica volta alla riduzione dei consumi di energia e sullo

sviluppo di nuove tecnologie (smart grid, batterie di accumulo, ...);

potenziale partnership con l‟aggiudicatario del servizio di gestione della

distribuzione del gas nella città di Roma;

rafforzamento della “relazione con il cliente”, con strumenti di “customer

satisfaction & loyalty” per migliorare il servizio offerto, anche valutando

partnership con operatori specializzati in ottica di outsourcing selettivo;

rafforzamento della posizione di leadership nel settore idrico in Italia e

dell‟eccellenza operativa nell‟attività di distribuzione elettrica;



“copertura” della vendita retail attraverso accordi e/o valutazioni di opportunità

che il mercato italiano potrà offrire nell‟up-stream energetico.

Determinazione tariffa 2012 ACEA Ato5

In data 8 marzo 2012, a seguito di risposta affermativa contenuta nell‟ordinanza

collegiale del 13 febbraio 2012 il Commissario ad acta ha firmato un decreto avente ad

oggetto “Determinazione della tariffa del servizio idrico integrato applicabile per l‟anno

2012 nell‟ATO 5 Lazio Meridionale – Frosinone” che è stato notificato alla Società in data

9 marzo 2012.

Il Commissario ad acta ha ricostruito l‟andamento della curva tariffaria dal 2003 al 2012

a valori correnti, applicando ai valori di TRM previsti nel Piano d‟ambito originario il

fattore inflattivo cumulato relativo a ciascun anno di effettiva gestione.

Conseguentemente la TRM per il 2012 è stata individuata dal Commissario, sulla base del

Piano d‟ambito originario, in 1,359 €/mc al fine di far fronte in tempi rapidi ad una

condizione di squilibrio economico – finanziario del servizio, causato dal mancato

aggiornamento della tariffa in base all‟andamento dell‟inflazione e alle previsioni del piano

di ambito e della convenzione di gestione.

Accordo con Italgas

Il 22 marzo 2012 Acea e Italgas hanno sottoscritto un accordo finalizzato, tra l‟altro, alla

verifica circa la possibilità di effettuare congiuntamente alcune attività relative alla

distribuzione del gas naturale nel territorio comunale di Roma.

L‟accordo inoltre prevede la facoltà di Acea di richiedere a Italgas di acquistare una quota

compresa tra il 5% e il 25% di una società di nuova costituzione in cui venisse conferito il

ramo d‟azienda di Italgas relativo alla distribuzione del gas nel comune di Roma,

compatibilmente con la normativa applicabile in materia di concorrenza e

subordinatamente all‟ottenimento delle necessarie autorizzazioni.

Il relativo corrispettivo sarà determinato tenuto conto, tra l‟altro, di quanto corrisposto da

Italgas al Comune di Roma per l‟aggiudicazione della gara del servizio di distribuzione

gas sul territorio comunale di Roma.

ARIA - Incentivi CIP6/92

Il 16 aprile è stata sottoscritta tra ARIA e GSE la Convenzione che regola il ritiro

dell‟energia della seconda e terza linea dell‟impianto di San Vittore del Lazio.

La Convenzione ha decorrenza a partire dal 20 aprile 2011 e fino al 19 aprile 2019.



Approvazione tariffa ATO2

Il 17 aprile 2012 la Conferenza dei Sindaci ha approvato la nuova tariffa media del

periodo 2012 – 2032 con particolare riferimento a:

1. il mancato riconoscimento della remunerazione del 7% del capitale investito sugli

investimenti inseriti in tariffa successivamente all‟esito referendario con il

riconoscimento del solo ammortamento: a tal proposito l‟ammontare previsto

dalla deliberazione di revisione tariffaria fissa è pari a € 440 milioni,

2. il parametro MALL: è stato deciso che l‟ammontare delle penali determinate

applicando il parametro ai costi operativi sia destinato ad investimenti riguardanti

l‟eliminazione degli scarichi fognari non a norma e per l‟adeguamento dei

depuratori alla normativa vigente: tali investimenti sono stati determinati in

complessivi € 21 milioni e saranno completamente a carico del Gestore senza

alcun riconoscimento nella tariffa del S.I.I,

3. i conguagli tariffari: risultano coperti dalla deliberazione i conguagli iscritti al 31

dicembre 2011.

Per maggiori dettagli si rimanda alla situazione relativa all‟andamento dell‟Area.

Istruttoria Antitrust su acquisto Publiacqua

Il 24 settembre 2012 è stata depositata la sentenza del Consiglio di Stato al quale è stato

presentato appello da parte dell‟Autorità Garante per la Concorrenza ed il Mercato

(AGCM) contro la decisione del TAR che aveva annullato il provvedimento dell‟AGCM di

condanna di ACEA (e di Suez Environnement) al pagamento di una sanzione di € 8,3

milioni (e di € 3 milioni).

Il Consiglio di Stato ha annullato la sentenza del TAR, al quale ACEA aveva fatto ricorso,

e respinto il ricorso incidentale presentato da ACEA.

La multa di € 8,3 milioni è stata versata da ACEA nel mese di novembre 2012.

Provvedimenti tariffari 2012 - GORI

In data 27 ottobre 2012, l‟Assemblea dell‟Ente d‟Ambito ha approvato le proposte

formulate dal Consiglio di Amministrazione del medesimo Ente nella seduta del 12

ottobre. Le decisioni assunte riguardano:

il nuovo regime tariffario per l‟anno 2012 che prevede un livello di ricavi annui

pari a € 127,3 milioni (quota Gruppo € 47,2 milioni),

l‟istruttoria della determinazione dei conguagli tariffari iscritti da GORI con

riferimento agli esercizi 2003-2011; tale istruttoria ha comportato (i) il

riconoscimento dei crediti per conguagli tariffari, fino all‟esercizio 2008, nella



misura corrispondente a quanto già iscritto nei relativi bilanci (complessivamente

€ 75,4 milioni di cui quota Gruppo € 27,9 milioni) e (ii) il riconoscimento, per gli

anni 2009, 2010 e 2011, di un ammontare pari a € 73,5 milioni (quota Gruppo €

27,2 milioni) tenuto conto dell‟annullamento da parte del TAR della tariffa 2011

approvata dall‟Assemblea dell‟Ente in data 2 agosto 2011. Complessivamente,

quindi, i conguagli tariffari del periodo 2003 – 2011 sono stati accertati

dall‟Assemblea dell‟Ente in € 148,9 milioni (quota Gruppo € 55,2 milioni) maggiori

di € 13,1 milioni (quota Gruppo € 4,9 milioni) rispetto all‟importo iscritto a tutto il

31 dicembre 2011,

l‟approvazione dello schema di accordo con la Regione Campania volto alla

normalizzazione dei rapporti relativi ai servizi di fornitura di acqua all‟ingrosso e di

collettamento e depurazione delle acque reflue effettuati attraverso impianti in

gestione regionale Allo stato attuale si è in attesa dell‟approvazione del citato

schema di accordo, che potrebbe tuttavia risultare modificato in taluni aspetti

formali e sostanziali, rispetto a quello approvato dalla citata Assemblea dell‟Ente

d‟Ambito

Rating

Il 7 marzo 2012 Fitch comunica di aver ridotto il rating a lungo termine di ACEA da “A”

ad “A-”, con outlook negativo.

Tale modifica è imputabile, tra l‟altro, alle seguenti ragioni: l‟attuale incertezza

regolatoria del settore idrico; il nuovo “profilo di business” nell‟Area Energia, meno

bilanciato tra produzione e vendita di energia; l‟incertezza legata alla futura politica dei

dividendi ed il downgrade subito dall‟Italia. Per quanto riguarda l‟Area Ambiente, nella

quale ACEA prevede uno sviluppo rilevante, l‟Agenzia evidenzia un quadro regolatorio

non ancora stabile. L‟outlook negativo riflette le aspettative di Fitch relativamente ad un

quadro economico generale particolarmente difficile.

Il 16 marzo 2012 Standard & Poor‟s comunica di aver ridotto il rating a lungo termine di

ACEA da “A-“ a “BBB+“.

La modifica del giudizio di merito, secondo l‟Agenzia, è imputabile essenzialmente alle

avverse condizioni di mercato e alle conseguenti maggiori future difficoltà ad incassare i

crediti emessi – soprattutto relativi alla Pubblica Amministrazione – che potrebbero

causare un aumento del capitale circolante e della posizione finanziaria netta della

Società.



L‟outlook viene confermato “negativo”, in considerazione: (i) di una possibile ulteriore

revisione del rating legata all‟eventuale downgrade di Roma Capitale e ad una possibile

negativa evoluzione della normativa nel settore idrico; (ii) della previsione di un livello di

debito che resterà elevato a causa delle potenziali sfavorevoli dinamiche del circolante in

un contesto macroeconomico particolarmente difficile.

L‟Agenzia giudica comunque “solido” il profilo business della Società ed “adeguata” la

struttura finanziaria.

Il 16 luglio 2012 Moody‟s comunica di aver ridotto il rating a lungo termine di ACEA da

“Baa1“ a “Baa2“. La modifica del giudizio di merito fa seguito alla revisione al ribasso del

rating sul debito sovrano della Repubblica Italiana, disposta dalla stessa Agenzia.

Il 30 ottobre 2012 Moody‟s conferma il rating a lungo termine di ACEA pari a “Baa2“,

con outlook negativo. Con tale decisione, l‟Agenzia conclude il processo di revisione del

giudizio di merito iniziato lo scorso 16 luglio.

La conferma del rating, secondo Moody‟s, riflette l‟impegno e gli sforzi della Società tesi

al rafforzamento della struttura finanziaria e al miglioramento del capitale circolante,

mediante: la realizzazione di misure volte al superamento delle difficoltà ad incassare i

crediti emessi – soprattutto verso la Pubblica Amministrazione – in un contesto

macroeconomico particolarmente difficile; la soluzione dei problemi derivanti

dall‟implementazione di un nuovo sistema informativo nell‟area Energia.

Il 31 ottobre 2012 Standard & Poor‟s comunica di aver ridotto il rating a lungo termine

di ACEA da “BBB+“ a “BBB-”, con outlook negativo.

Secondo l‟Agenzia, la revisione del giudizio di merito riflette principalmente il livello di

indebitamento e l‟aumento del capitale circolante determinato anche dalle attuali

difficoltà ad incassare i crediti emessi, in un contesto economico e finanziario

particolarmente complesso.

Delibera 8 novembre 2012 n. 462/2012/S/EEL

Con la suddetta delibera L‟Autorità per l‟Energia Elettrica ed il Gas ha avviato un

procedimento sanzionatorio nei confronti di Acea Energia per l‟accertamento di violazioni

in materia di fatturazione e di standard generali di qualità della vendita di energia

elettrica. La durata dell‟istruttoria è stata fissata in 120 giorni dalla data di notifica del

provvedimento.



Delibera 15 novembre 2012 n. 484/2012/R/IDR

Con la suddetta delibera L‟Autorità per l‟Energia Elettrica ed il Gas ha avviato

un‟istruttoria per il completamento della verifica del Piano d‟Ambito dell‟ATO3 Medio-

Valdarno finalizzata alla verifica della corretta redazione del Piano stesso.

Acconto sul dividendo 2012

In data 20 dicembre 2012, il Consiglio di Amministrazione di ACEA SpA ha deliberato la

distribuzione di un acconto sul dividendo ordinario 2012 pari a 0,21 Euro per azione.

La determinazione dell‟acconto sul dividendo 2012 è avvenuta sulla base della situazione

contabile al 30 settembre 2012 del Gruppo Acea e alla luce della prevedibile evoluzione

della gestione per l‟esercizio in corso.

La Società di revisione Reconta Ernst & Young ha rilasciato in data 20 dicembre 2012 il

parere previsto dall‟articolo 2433-bis del Codice Civile.

Delibera 28 dicembre 2012 n. 585/2012/r/idr: regolazione dei servizi idrici:

approvazione del metodo tariffario transitorio (MTT) per la determinazione delle

tariffe negli anni 2012 e 2013

La delibera definisce i contenuti del metodo tariffario transitorio individuandone i criteri

definiti a livello nazionale per determinare le tariffe degli anni 2012 e 2013.

La metodologia proposta, anticipando le linee generali di quella definitiva prevista a

partire dall‟anno 2014, riguarda tutte le gestioni ad esclusione di quelle che oggi

adottano il metodo tariffario “CIPE” e le gestioni nelle Province autonome di Trento e

Bolzano e nella Regione autonoma valle d‟Aosta.

Tra le principali novità della nuova metodologia transitoria si segnala:

• il mantenimento dell‟attuale articolazione tariffaria per gestore/ambito tariffario;

• l‟individuazione puntuale del ruolo degli Enti d‟ambito ai fini della determinazione

tariffaria,;

• il rispetto degli esiti referendari e conseguente soppressione della “remunerazione

del capitale” ma il riconoscimento del “costo della risorsa finanziaria;

• l‟introduzione di un riconoscimento a copertura del ritardo nel riconoscimento

degli investimenti (time lag regolatorio) quantificato nel +1% per gli investimenti

realizzati a partire dal 2012 ed inserito nelle tariffe dall'anno n+2;

• l‟introduzione per il biennio regolato, a salvaguardia dell‟impatto sugli utenti finali,

di un limite alla variazione della tariffa;

• l‟abbandono del riferimento all‟inflazione programmata ed adeguamento dei costi

operativi e di capitale all‟inflazione reale;



• l‟introduzione di una quota a compensazione del capitale circolante netto valutata

forfettariamente.

Cessione della società Apollo S.r.l.

In data 28 dicembre 2012, Acea Reti e Servizi Energetici S.p.A. (ARSE), Energy Service

Company, controllata al 100% da Acea S.p.A, che opera nel settore dell‟energia

rinnovabile proponendo al mercato soluzioni energetiche sostenibili finalizzate al

risparmio e all‟efficienza energetica, a valle di un confronto competitivo che ha visto

inizialmente l‟interesse di trenta operatori del settore, ha sottoscritto il contratto con RTR

Capital S.r.l. (controllata da Terra Firma) avente per oggetto la cessione della Società

Apollo Srl attiva nel settore fotovoltaico il cui portafoglio asset è costituito da impianti per

complessivi 32,544 MW di potenza installata.

Il prezzo di cessione della Società oggetto di vendita ammonta a € 102,5 milioni, per un

corrispettivo medio per MW superiore a € 3 milioni.



Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell’esercizio

SAO - Approvazione del Piano di Ambito del Servizio di Gestione Integrata dei

rifiuti urbani

Con Delibera n. 2 in data 16 gennaio 2013, è stato approvato, da parte dell‟Assemblea di

Ambito dell‟ATI n. 4 della Regione Umbria, il Piano d‟Ambito del Servizio di Gestione

Integrata dei rifiuti urbani (PDA), ai sensi della L.R. n. 11/2009. La pubblicazione del

suddetto Piano sull‟Albo Pretorio dell‟ATI4 è stata effettuata in data 30 gennaio 2013; con

Delibera n. 1 in data 16 gennaio 2013, la medesima assemblea ha approvato le nuove

tariffe di accesso agli impianti. La società ha effettuato una verifica degli impatti del Piano

approvato, ritenendolo sostanzialmente compatibile con le previsioni dalla stessa

formulate; i parallelamente, è proseguito il confronto tra i soggetti gestori degli impianti,

previsti dalla citata Pianificazione, con l‟intento di procedere alla finalizzazione degli

accordi contrattuali afferenti alla gestione dei rifiuti urbani e speciali derivanti dal loro

trattamento. In tale sede è stato richiesto all‟ATI di recepire un necessario adeguamento

della tempistica di realizzazione e di entrata in esercizio dell‟intervento di revamping

dell‟impianto di trattamento rifiuti in considerazione che la stabilizzazione del quadro

regolatorio è intervenuta solo all‟esito dell‟approvazione del Piano d‟Ambito e delle tariffe

di accesso agli impianti.

Nel corso dello stesso mese di gennaio, la società ha comunicato all‟ATI l‟articolazione

delle tariffe applicabili a decorrere dal 1 gennaio 2013 in conseguenza dell‟approvazione,

da parte di quest‟ultimo, del Piano d‟Ambito e del connesso Piano Economico Finanziario,

nonché delle tariffe di accesso agli impianti. L‟ATI, al fine di favorire un graduale

adeguamento da parte dei Comuni alle nuove tariffe, ha richiesto alla Società di

formulare una proposta tecnico-economica di applicazione tariffaria relativa all‟anno

2013, in modo da tenere in adeguata considerazione il conferimento di un quantitativo di

rifiuti speciali, pari a 7.000 tonnellate/anno, provenienti dal territorio del medesimo ATI,

già approvato, nonché di ulteriori conferimenti di rifiuti speciali da recepire,

esclusivamente per l‟anno 2013, nella Pianificazione d‟Ambito.

Adeguamento Statuto Sociale

Il 24 gennaio 2013 il Consiglio di Amministrazione di Acea S.p.A. ha approvato

l‟adeguamento dello Statuto Sociale alle disposizioni della Legge n. 120 del 12 luglio

2011 in materia di equilibrio tra i generi nella composizione del Consiglio di

Amministrazione e del Collegio Sindacale. Sono state, pertanto, apportate le modifiche

obbligatorie previste dalla Legge relativamente agli articoli 15 e 22 dello Statuto Sociale.



Delibera 31 gennaio 2013 n. 38/2013/R/idr

Il 31 gennaio l‟AEEG ha approvato un provvedimento per la definizione dei criteri di

calcolo degli importi da restituire agli utenti idrici finali, relativi alla remunerazione del

capitale investito e versati nel periodo post Referendum del 12-13 giugno 2011 (dal 21

luglio al 31 dicembre 2011).

Il Documento segue il parere che l'Autorità stessa aveva richiesto al Consiglio di Stato,

sull'esatta decorrenza temporale dei propri poteri in tema di tariffe idriche. Tale parere

evidenzia che le tariffe applicate nel periodo 21 luglio 2011-31 dicembre 2011, non

coperto dal metodo tariffario transitorio, non sono coerenti con gli esiti del Referendum

sopra ricordato.

Per individuare la quota parte della tariffa da restituire agli utenti finali, l‟AEEG intende

seguire i criteri già utilizzati per la definizione del Metodo Tariffario Transitorio, che copre

il biennio 2012-2013 e che recepisce gli effetti del Referendum abrogativo. Tali criteri

sono anche confermati dal parere del Consiglio di Stato, secondo il quale nell'ambito

dell'intervento di restituzione deve essere comunque assicurato il rispetto del principio

del full cost recovery.

In particolare, l'Autorità fisserà i criteri secondo i quali gli Enti d'Ambito dovranno

individuare gli importi corrispondenti alla remunerazione del capitale investito e definirà

le modalità e gli strumenti operativi con i quali assicurare concretamente la restituzione

degli importi dovuti.



Rischi e incertezze

Le informazioni relative ai principali rischi e incertezze, ivi incluse quelle richieste con

l‟introduzione del D.Lgs. 195/2007 che ha modificato il comma 5 dell‟art. 154-bis

(Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari) del decreto

legislativo 24 febbraio 1998 n. 58, tenuto conto del Documento di consultazione Consob

del 7 luglio 2008, sono presentate, oltre che nel presente documento, nelle Relazioni

sulla Gestione al 31 dicembre 2012 delle singole società del Gruppo ACEA.

Inoltre, ulteriori informazioni con riferimento al rischio cambio, al rischio mercato, al

rischio liquidità ed al rischio tasso di interesse sono presentate nel paragrafo

“Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi” della

Nota Integrativa del bilancio consolidato dell‟esercizio chiuso al 31 dicembre 2012 a cui si

rimanda per maggiori informazioni.

Non si prevedono, alla data di predisposizione della relazione sulla gestione corrente,

particolari rischi e incertezze, oltre quelli menzionati nel presente documento, che

possano determinare effetti significativi sulla situazione economica, patrimoniale e

finanziaria del Gruppo Acea.

Per maggiori informazioni rispetto a quanto sotto illustrato si rinvia ai paragrafi

Informativa sui servizi in concessione e Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali

del presente documento.

Rischi Regolatori

La società ACEA S.p.A., attraverso l‟Unità Regulatory, assicura il monitoraggio della

evoluzione normativa, sia nella fase di supporto alla predisposizione di commenti ed

osservazioni ai Documenti di Consultazione, in linea con gli interessi delle società del

Gruppo, che nella coerente applicazione delle disposizioni normative all‟interno dei

processi aziendali, dei business dell‟energia elettrica e del gas. La gestione del Rischio

Regolatorio è posta in essere attraverso i seguenti passaggi:

Gestione dei rapporti di tipo tecnico-istituzionale;

Supporto tecnico/normativo nell‟ambito dello svolgimento delle attività soggette

alla regolamentazione ed al controllo;

Attività di reporting e monitoraggio sugli adempimenti normativi.

I Rapporti tecnico-istituzionali sono finalizzati a garantire completezza, chiarezza e

coerenza delle informazioni all‟interno del Gruppo. In particolare essi si articolano in:

Gestione dei rapporti con le Autorità Regolatorie in riferimento ai temi connessi

alla regolamentazione di settore e loro applicazione nel Gruppo, sulla base delle



linee guida dettate dai vertici aziendali e sulla base delle esigenze rappresentate

dai vertici di ciascuna Società, avvalendosi del supporto delle Unità e Funzioni

competenti presso le Società interessate;

Gestione delle relazioni con le Associazioni di Categoria e con le aziende del

settore;

Rappresentazione unitaria delle posizioni del Gruppo nella gestione dei rapporti

con le Autorità Regolatorie, relativamente alla regolamentazione tecnico-

economica e normativa di settore;

Acquisizione della valutazione e del parere delle Società interessate in merito alle

implicazioni tecnico-economiche, nonché agli impatti strategici, economico-

finanziari e legali derivanti dall‟applicazione dei provvedimenti regolatori di

settore.

L‟attività di supporto di tipo tecnico-normativo è rivolta al presidio dei seguenti processi:

Monitoraggio e presidio dell‟attività tecnico-regolatoria delle Autorità Regolatorie e

contestuale analisi tecnica dei documenti emanati da questi soggetti, anche

attraverso la redazione di pareri, risposte o proposte di modifica a supporto delle

scelte concordate con le Società;

Esame e programmazione di iniziative in rapporto a delibere e provvedimenti

legislativi ad impatto operativo sull‟energia elettrica e sul gas;

Partecipazione a tavoli di lavoro istituiti presso il Regolatore o le Associazioni di

Categoria, al fine di elaborare e divulgare posizioni concordate in merito a singoli

provvedimenti o azioni di natura tecnico-giuridica aventi impatti diretti sulle aree

di interesse del Gruppo;

Coordinamento delle posizioni rappresentate dalle Società in merito a ciascun

provvedimento avente impatto operativo, al fine di concordare il posizionamento

unitario verso l‟esterno.

L‟attività di monitoraggio e reporting si articola nel processo di costante aggiornamento

interno sull‟evoluzione normativa, attraverso la predisposizione di report specifici da

indirizzare ai soggetti coinvolti e l‟aggiornamento dell‟agenda delle scadenze normative.

Con riferimento al mercato delle Reti dell‟energia, nel terzo periodo di regolazione,

l‟Autorità per l‟energia elettrica e il gas ha introdotto diverse innovazioni in materia di

disciplina tariffaria che presentano, tuttora, permangono alcuni elementi di incertezza

derivanti dalla mancata definizione da parte dell‟AEEG di alcune partite perequative.

Tale circostanza può determinare, in prospettiva, un‟alea sul risultato economico della

Società che potrebbe ririchiedere, per il necessario superamento, la definizione di appositi



approfondimenti, peraltro avviati nella generalità dei casi, con gli uffici tecnici della stessa

Autorità.

Un livello di indeterminazione insiste ancora sul meccanismo di determinazione dei costi

sostenuti per la realizzazione di sistemi di misura basati sui contatori elettronici e per la

commercializzazione del servizio di trasporto.

Relativamente alla perequazione dei costi per i sistemi di misura elettronici (perequazione

misura), i limiti di affidabilità delle previsioni di impatto economico sono legati

all‟incidenza che, nella relativa formulazione analitica, riveste l‟evoluzione di specifici

parametri di sistema, elaborati esclusivamente dall‟Autorità e, quindi, indisponibili ex ante

al singolo operatore. Il gap informativo non è stato colmato con la revisione del

meccanismo di determinazione della perequazione misura per gli anni 2010 e 2011

contenuto nella delibera 166/11, in quanto l‟AEEG non ha esplicitato le variabili ed i

parametri nazionali che sono fondamentali per le previsioni economiche e neanche con le

nuove disposizioni previste dalla delibera 199/2011.

L‟incertezza sull‟ammontare della perequazione dei costi di commercializzazione del

trasporto permane sugli anni 2010 e 2011, pur essendo stata mitigata dalla pubblicazione

della delibera ARG/elt/227/10 che ha esplicitato i criteri da adottare per la determinazione

della suddetta perequazione. Infatti, dal momento che l‟AEEG non ha ancora raccolto i

dati per gli anni 2010 e 2011, permane il rischio sugli importi di perequazione derivante

dal possibile non riconoscimento integrale dei costi commerciali, secondo valutazioni

dell‟AEEG al momento non prevedibili.

La nuova tariffa di riferimento per impresa, pubblicata il 26 Aprile 2012 con la delibera

157/2012, riveste ancora carattere di provvisorietà ed eventuali correzioni saranno note

alla chiusura del processo di certificazione dei cespiti che ha come termine limite il mese

di marzo 2013. Permane anche per il IV ciclo l‟indeterminatezza sull‟ammontare della

perequazione misura, legata alla mancata disponibilità di variabili e parametri nazionali

fondamentali per le previsioni economiche.

La delibera 196/11 del 29 dicembre 2011 ha previsto la revisione, a partire dal 2012, dei

fattori percentuali convenzionali delle perdite di energia elettrica sulle reti con obbligo di

connessione di terzi, valutate dall‟AEEG in funzione di uno studio tecnico elaborato dal

Politecnico di Milano. L‟applicazione della delibera ha determinato un abbassamento delle

perdite standard sull‟alta tensione. La delibera 175/2012/r/eel sulla “revisione dei fattori

percentuali convenzionali di perdita di energia elettrica applicati all‟energia immessa nelle

reti di bassa e media tensione dagli impianti di generazione distribuita” ha allungato i

tempi del processo di consultazione, rimandando a successivi provvedimenti da emanarsi

entro il 30 settembre 2013 l‟ulteriore revisione dei fattori di perdita standard da applicare



all‟energia elettrica prelevata dalle reti in media e bassa tensione. Con la delibera

559/2012, l‟AEEG ha adottato un meccanismo di perequazione del valore della differenza

tra perdite effettive e perdite standard tra le imprese di distribuzione, da applicare

transitoriamente all‟anno 2012, la revisione del fattore di perdita standard sulla filiera MT

a partire dal 2013 nonché la definizione, dopo uno studio tecnico congiunto tra le imprese

di distribuzione e l‟AEEG, di un coefficiente di perdita tecnica per impresa. L‟insieme di

queste disposizioni potrebbe generare rischi economici e tecnici sull‟attuale formulazione

della perequazione delle perdite eccedentarie.

Tariffa idrica

Si rinvia a quanto illustrato nei paragrafi “Informativa sui servizi in concessione” e

“Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali” del Bilancio Consolidato.

Rischi Normativi

Sentenza n. 335/2008 della Corte Costituzionale

Si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo “Informativa sui servizi in concessione” del

Bilancio Consolidato.

Il Decreto Legge “Stabilizzazione”



Referendum abrogativi del 12 e 13 giugno 2011



Soppressione dell‟Agenzia nazionale per la regolazione e la vigilanza in materia di acqua

e della Commissione Nazionale per la Vigilanza sulle Risorse Idriche (Co.N.Vi.Ri.)



Soppressione delle Autorità d‟Ambito





Rischi strategici

Incompletezza del processo di acquisizione dei Comuni facenti parte dell‟ATO 2

La Convenzione di gestione del 2002 ha sancito l‟affidamento del Servizio idrico integrato

di 111 Comuni (diventati poi 112) ad ACEA Ato2 S.p.A., stabilendo l‟obiettivo di

completare il processo di acquisizione nei tre anni successivi alla stipula della

Convenzione. Tuttavia una serie di problematiche emerse nel corso degli anni hanno

determinato una parziale acquisizione dei Comuni, così che attualmente sono 76 i

Comuni che beneficiano dell‟erogazione del servizio da parte di ACEA Ato2 S.p.A.

In particolare, a partire dal 2007, l‟acquisizione dei Comuni ha subito un rallentamento

causato principalmente dalle amministrazioni locali, sia per la naturale alternanza

politica, sia per problematiche interne alle stesse amministrazioni. Inoltre, dalle

ricognizioni effettuate, alcuni comuni presentano ancora problematiche relativamente allo

stato degli impianti di depurazione e alle relative autorizzazioni di scarico.

Da qui la necessità di subordinare la presa in carico dei Comuni alla effettiva rispondenza

degli impianti alle norme ambientali esistenti.

In tal modo, se da un lato si limita l‟impatto di altri rischi di contenzioso per ACEA Ato2

S.p.A., dall‟altro si determina l‟aumento della probabilità del rischio di incompletezza del

processo di acquisizione, con un impatto significativo sui presupposti strategici aziendali.

Incompletezza del processo di acquisizione dei Comuni facenti parte dell‟ATO5

La Convenzione di gestione del 2003 ha sancito l‟affidamento del Servizio Idrico Integrato

di 85 Comuni ad ACEA Ato5 S.p.A. (oltre due Comuni fuori Ambito), con immediato

completamento del processo di acquisizioni e stabilendo per alcuni un periodo di

salvaguardia. Ad oggi mancano al completamento di detto processo tre Comuni: Atina,

Cassino centro e Paliano per problematiche emerse nel corso degli anni.

In particolare, la mancata acquisizione degli impianti di Atina e Cassino centro è stata

determinata da scelte politiche compiute dalle Amministrazioni Comunali, in evidente

contrasto con le originarie previsioni della pianificazione d‟ambito posta in gara e, più in

generale, con le previsioni del quadro normativo di riferimento. Per quanto attiene agli

impianti di Paliano, la cui mancata acquisizione era inizialmente motivata da proroghe

presunte dei periodi di salvaguardia, sono iniziate le attività connesse al trasferimento del

S.I.I. con conclusione delle ricognizioni (novembre 2009) dello stato dei luoghi e delle

opere da trasferire; restano da ultimare le attività connesse al settore commerciale,

amministrativo, logistica e risorse umane.



Conseguenze economiche per esistenza di scarichi non a norma: fermo impianti,

efficienza, costi di gestione, costi di manutenzione

La Legge Galli persegue lo scopo del miglioramento continuo del Servizio idrico integrato

da realizzarsi sia attraverso l‟erogazione di un servizio di qualità per gli utenti, sia

mediante il rispetto delle norme vigenti. Per tale motivo, se in fase di acquisizione il

gestore recepisce impianti risultanti poi non a norma, è chiamato a rendere gli stessi

adeguati da un punto di vista tecnico, gestionale e normativo al funzionamento previsto.

In realtà, più volte il gestore ha affrontato tale problema, subendo sia ripercussioni

operative (fermo impianti, inefficienze) che economiche (incremento di costi di gestione e

manutenzione), come nel caso del sequestro dei depuratori di Castelnuovo di Porto. Per

limitare le conseguenze di tale fattore di rischio, sono già in essere controlli riguardanti la

mappatura degli impianti non a norma al fine di programmare gli eventuali interventi di

ripristino, nonché studi per il controllo della rete ed il monitoraggio dei parametri in

ingresso agli impianti. In ogni caso, l‟alta soglia di attenzione da dedicare al problema ed

i costosi inconvenienti operativi nel caso di fermo degli impianti, inducono a ritenere alto

l‟impatto di tale fattore di rischio.

Rischi Fotovoltaico

Le attività del fotovoltaico evidenziano due tipologie di rischio:

l‟incertezza sulla effettiva acquisizione delle tariffe incentivanti e sulla loro

valorizzazione, per gli impianti sottoposti alla procedura di inserimento nel registro

(“i grandi impianti”);

l‟indeterminatezza dei tempi di autorizzazione e soprattutto di connessione alla

rete elettrica degli impianti realizzati, che introduce un ulteriore elemento di

incertezza nelle valutazioni economiche, anche per gli impianti che non rientrano

nel registro, soprattutto in considerazione del forte trend mensile in discesa del

valore dei contributi, previsto per i prossimi anni.

Rischi Operativi

Con riferimento all‟area energia, i principali rischi operativi connessi all‟attività delle

società da essa controllate (Acea Energia S.p.A. ed Acea Produzione S.p.A.) possono

essere relativi a danni materiali (danni agli asset, inadeguatezza dei fornitori,



negligenza), danni per mancata produzione, risorse umane e danni derivanti da sistemi

e da eventi esogeni.

Le società, per far fronte ad eventuali rischi di natura operativa, hanno provveduto, sin

dall‟avvio delle propria attività, a sottoscrivere con primari istituti assicurativi polizze per

Property Damage (danni materiali a cose), Business Interruption (danni per mancata

produzione) e Third Part Liability (responsabilità civile verso terzi). Le società pongono

particolare attenzione all‟aggiornamento formativo dei propri dipendenti, e

contestualmente alla definizione di procedure organizzative interne e alla stesura di

appositi mansionari.

Con riferimento all‟area reti, i rischi principali ricadenti in questo raggruppamento

possono essere classificati come segue:

rischi inerenti all‟efficacia degli investimenti di sostituzione/ammodernamento delle

reti elettriche, in riferimento agli effetti attesi sul miglioramento degli indicatori di

continuità del servizio;

rischi relativi alla qualità, affidabilità e durata delle opere realizzate;

rischi relativi al rispetto dei tempi di ottenimento delle prescritte autorizzazioni, sia

riguardo alla costruzione e messa in esercizio degli impianti (ex legge regionale

42/90 e norme collegate) sia relativamente all‟esecuzione dei lavori (autorizzazioni

dei municipi e altre similari), in rapporto alle esigenze di sviluppo e potenziamento

degli impianti in funzione della crescita della domanda.

Il rischio inerente all‟efficacia degli investimenti discende in primis dalla sempre più

stringente disciplina dell‟Autorità per l‟energia elettrica e il gas in tema di continuità del

servizio, disciplina delineata nei paragrafi precedenti (le nuove norme da poco pubblicate

dall‟Autorità, a seguito del processo di consultazione, confermano l‟intendimento della

stessa Autorità di procedere nel percorso di miglioramento già avviato nei precedenti

cicli). La risposta messa in campo da Acea Distribuzione S.p.A. per contrastare tale

rischio consiste nel rafforzare gli strumenti di analisi del funzionamento delle reti al fine

di orientare sempre meglio gli investimenti (es. Progetto ORBT), e nell‟applicazione di

nuove tecnologie (es. automazione rete MT, smart grid, ecc.).

Circa il rischio relativo alla qualità dei lavori (lettera b), Acea Distribuzione ha

implementato sistemi di controllo operativo, tecnico/qualitativi, tra i quali spicca la

costituzione dell‟Unità Ispezione Cantieri (inserita nell‟UO Qualità e Sicurezza). Gli esiti

delle ispezioni, gestiti informaticamente ed analizzati statisticamente, forniscono

classifiche di merito (indici reputazionali) con un sistema di “vendor rating” sviluppato in

collaborazione con l‟Università di Tor Vergata (Roma). Tale sistema produce una



valutazione di merito basata sulla reputazione degli appaltatori in riferimento al rispetto

dei parametri di qualità e sicurezza dei lavori in cantiere.

Il sistema prevede, inoltre, di applicare penali agli appaltatori nel caso siano rilevate

prestazioni non conformi al contratto o alle norme applicabili; nei casi di gravi

inadempienze il committente può disporre la sospensione delle attività dell‟appaltatore.

Nell‟esercizio 2012 sono stati sospesi per “non conformità” sulla sicurezza n. 23 cantieri

(contro i 33 del 2011) di n. 8 imprese, a fronte di un totale di 935 visite effettuate nel

medesimo periodo.

Nel corso dell‟anno 2012 si è ottenuto un ulteriore miglioramento generale dell‟indice

reputazionale delle imprese che hanno operato per Acea Distribuzione, dal 91,47 %

registrato a dicembre 2011, al 91,65 %.

È stato avviato un analogo progetto relativo alle prestazioni affidate ai professionisti

esterni coinvolti nelle attività di progettazione ed esecuzione dei lavori.

Circa il rischio relativo al rispetto dei tempi esso deriva dalla numerosità dei soggetti che

devono essere interpellati nei procedimenti di autorizzazione e dalla notevole incertezza

sui tempi di risposta da parte di tali soggetti; il rischio è insito nella possibilità di dinieghi

e/o nelle condizioni tecniche che i predetti soggetti possono porre (ad esempio

realizzazione di impianti interrati anziché “fuori terra”, con conseguente maggior costo di

impianto e di esercizio). Si fa notare anche il maggior costo operativo derivante dalla

notevole durata dei procedimenti, che costringe le strutture operative ad un presidio

impegnativo (elaborazione e presentazione di approfondimenti di progetto, valutazioni

ambientali, ecc.), nonché alla partecipazione a conferenze di servizi e incontri tecnici

presso gli Uffici competenti; conferenze e incontri nei quali, come accennato, la Società

interviene sia a fornire chiarimenti sugli elaborati progettuali che ad adeguare gli stessi

alle prescrizioni degli Enti chiamati a rilasciare i nulla osta. Il rischio sostanziale resta,

comunque, legato al mancato ottenimento delle autorizzazioni, con conseguente

impossibilità di intervenire sulla rete e, quindi, maggior rischio legato alle performance

tecniche del servizio (al presente, risultano in sofferenza il procedimento per la

realizzazione della nuova cabina primaria Parco dei Medici, nonché il procedimento per il

riassetto della rete AT nei quadranti a Sud e a Nord di Roma Capitale, come previsto

nello specifico Protocollo d‟Intesa il cui aggiornamento è stato sottoscritto da Acea

Distribuzione, Terna e Comune di Roma in data 17/03/2010). Si rimarca che un elemento

di particolare criticità consiste nei lunghi tempi di risposta di alcune amministrazioni

interpellate (che vanno ben oltre i tempi tecnici necessari). Tuttavia, i procedimenti in

narrativa sono sottoposti a costante monitoraggio da parte dell‟UO Pianificazione

Operativa, finalizzato alla gestione delle criticità emergenti. (v. ad es. le azioni



amministrative poste in essere dalla Società per contrastare un indebito sequestro del

cantiere per la costruzione della nuova cabina AT Malagrotta, oppure la progettazione di

adeguamenti/varianti ai progetti di ammodernamento della rete AT nell‟area Sud).

Per quanto riguarda le società rientranti nell‟area Ambiente, gli impianti di Terni e San

Vittore del Lazio sono interessati da progetti di ottimizzazione e revamping che

presentano rischi tipicamente connessi alla realizzazione di infrastrutture industriali

complesse. Tali rischi, per quanto attiene all‟attività di revamping ancora in corso, si

concretizzano nella possibilità che si verifichino ritardi di realizzazione o difetti di

esecuzione nei lavori commissionati.

Tale rischio è stato mitigato con l‟ implementazione di una adeguata organizzazione di

direzione lavori e monitoraggio degli stessi finalizzata al controllo dei tempi e della qualità

dei lavori eseguiti.

Per quanto attiene, invece, alla fase gestionale si evidenzia come l‟eventuale

discontinuità delle attività di termovalorizzazione svolte negli impianti di Terni e San

Vittore, nonché delle attività di trattamento rifiuti svolte da SAO S.r.l., qualora connesse

alla produzione di energia elettrica in regime di CIP 6/92 e allo svolgimento di servizi

aventi rilievo pubblico, potrebbe determinare rilevanti ricadute negative.

Ciò, sia sotto un profilo economico sia sotto un profilo di responsabilità nei confronti dei

conferitori pubblici e privati. In tale contesto, quindi, il fermo impianto, laddove non

programmato, prefigura un concreto rischio di mancato conseguimento degli obiettivi

posti a base dell‟attività industriale.

I termovalorizzatori, nonchè in grado minore gli impianti di trattamento dei rifiuti, sono

caratterizzati da un elevato livello di complessità tecnica, che ne impone la gestione da

parte di risorse qualificate e strutture organizzative dotate di un elevato livello di know

how. Sussistono quindi concreti rischi per quanto attiene la continuità di performance

tecnica degli impianti, nonché connessi all‟eventuale esodo delle professionalità (non

facilmente reperibili sul mercato) aventi specifiche competenze gestionali in materia.

Tali rischi sono stati mitigati attraverso l‟implementazione e l‟attuazione di specifici

programmi e di protocolli di manutenzione e gestionali, redatti anche sulla base

dell‟esperienza di conduzione impiantistica maturata.

Sotto altro profilo, gli impianti e le relative attività sono parametrati su specifiche

caratteristiche dei rifiuti di ingresso. L‟eventuale difformità di tali materiali rispetto alle

specifiche, può dare corso a concrete difficoltà gestionali, tali da compromettere la

continuità operativa degli impianti e da rappresentare rischi di ricadute di natura legale.



Per tale motivo sono state attivate specifiche procedure di verifica e controllo dei

materiali di ingresso mediante prelievi a spot e campagne analitiche ai sensi della

normativa vigente.

Rischi Contenzioso

Per informazioni si rinvia al paragrafo “Aggiornamento sulle principali vertenze giudiziali”

della Nota Integrativa del Bilancio Consolidato 2012.

Problematiche fiscali

Per informazioni si rinvia al paragrafo “Aggiornamento sulle principali vertenze giudiziali”

della Nota Integrativa del Bilancio Consolidato 2012.



Evoluzione prevedibile della gestione

I risultati raggiunti dal Gruppo Acea nel 2012 sono in linea con le previsioni.

Per quanto attiene alla gestione delle reti, il 2012 presenta alcuni elementi di

indeterminatezza legati da un lato alla provvisorietà della tariffa per impresa, pur mitigati

a seguito della pubblicazione della delibera 157/2012 dell‟AEEG del 26 Aprile che ha di

fatto approvato la tariffa di riferimento di ACEA Distribuzione, e, dall‟altro, dalle difficoltà

di contesto operativo per il mantenimento del livello degli indicatori tecnico gestionali. Le

azioni principali da intraprendere continueranno a riguardare, come nel recente passato,

gli investimenti, i processi e l‟organizzazione.

Come previsto dal Piano Industriale del Gruppo relativo al periodo 2012 – 2016, in data

28 dicembre 2012 si è proceduto alla cessione del ramo fotovoltaico precedentemente

posseduto da ARSE. L‟operazione ha riguardato la cessione della Società Apollo S.r.l.,

attiva appunto nel settore fotovoltaico, il cui portafoglio asset è costituito da impianti

situati in Puglia, Lazio e Campania, per complessivi 32,544 MW di potenza installata. Il

prezzo di cessione della Società oggetto di vendita ammonta a € 102,5 milioni che,

tenuto conto dell‟ammontare del capitale circolante netto come risultante dalla situazione

patrimoniale previsionale di Apollo S.r.l. al 31 dicembre 2012, ha dato origine a flussi

finanziari per € 101.294 mila di cui € 7.027 mila per equity e € 94.267 mila per rimborso

del credito finanziario vantato da ACEA verso Apollo S.r.l.

Nel settore della generazione elettrica, si segnala la conclusione dei lavori di

repowering che hanno interessato le centrali idroelettriche di Salisano ed Orte nonché la

prosecuzione dei lavori relativi all‟estensione della rete del teleriscaldamento. Tale

progetto ha una durata di almeno tre anni e consentirà una estensione del servizio a

tutto il comprensorio di Mezzocammino nella zona sud di Roma. Il repowering degli

impianti consentirà un incremento della attuale quota di generazione di energia elettrica

prodotta da fonti rinnovabili nonché garantirà la produzione di certificati verdi.

Per quanto riguarda il mercato della vendita energia elettrica sarà sempre più intenso

l‟impegno nella gestione del portafoglio clienti e nel suo sviluppo in un contesto di

evoluzione del mercato che, con l‟estensione della liberalizzazione anche ai clienti

residenziali, impone un elevato livello di servizio offerto a tale tipologia di clienti.

Obiettivo dei prossimi mesi sarà quello di continuare a porre in essere tutte le azioni

volte a contrastare gli effetti della crisi, al consolidamento della quota di mercato



raggiunta ad una attenta gestione e contenimento del circolante nonché ad una gestione

del portafoglio vendite 2012/2013 in ottica di fidelizzazione clienti con l‟intento di

consolidare le quote di mercato attualmente raggiunte. Nei prossimi mesi si proseguirà

nelle azioni di normalizzazione e stabilizzazione dei rapporti amministrativi e commerciali

con i clienti.

Nel settore dei servizi idrici il Gruppo ha sostanzialmente completato l‟acquisizione delle

rimanenti gestioni imponendosi come primo player nazionale. Obiettivo prioritario sarà

nei prossimi mesi la risoluzione delle problematiche di natura tariffaria che ancora

caratterizzano alcuni ambiti territoriali, nonché l‟attuazione delle azioni necessarie al

contenimento del circolante. I risultati del 2012 delle gestioni idriche sono ovviamente

influenzati dalla novità in materia tariffaria introdotte dall‟AEEG con la Delibera n. 585 del

28 dicembre 2012 che regola il metodo tariffario transitorio (MTT) per la determinazione

delle tariffe negli anni 2012 e 2013. Le società sono impegnate fino alla fine di marzo

2013 a condividere con i rispettivi Enti d‟Ambito le proposte tariffarie che dovranno

essere validate dall‟Autorità per l‟Energia Elettrica ed il Gas entro la fine del primo

semestre.

I prossimi mesi saranno altresì impegnati nella comprensione delle regole che

caratterizzeranno in via definitiva la formazione dei ricavi allorquando sarà vigente il

metodo tariffario definitivo.

Con riferimento al settore ambiente, il posizionamento complessivo di ARIA, titolare,

direttamente o per il tramite della controllata S.A.O., di importanti infrastrutture

impiantistiche destinate alla produzione di energia elettrica dal recupero dei rifiuti,

consente di valutare, in termini positivi, le prospettive aziendali, sia nel breve che nel

medio periodo.

Ciò anche in considerazione della carenza di infrastrutture impiantistiche per il recupero e

lo smaltimento dei rifiuti nella Regione Lazio, a fronte degli effettivi fabbisogni, resa

particolarmente evidente dalla gestione commissariale introdotta, in forza di quanto

previsto dall‟art. 1 commi 358 e 359 della L. 228/2012, con il citato decreto del Ministero

dell‟Ambiente e della Tutela del Mare del 3 gennaio 2013, concernente la situazione di

grave criticità nella gestione dei rifiuti urbani nella Provincia di RomaPer quanto riguarda

le società Kyklos e Solemme, l‟obiettivo dei prossimi mesi sarà quello di proseguire nel

consolidamento delle attività svolte, garantendo l‟entrata a regime degli impianti che

hanno, nel caso di Kyklos, l‟obiettivo di raddoppiare la capacità di trattamento.



In continuità con gli anni precedenti, il Gruppo ACEA sta proseguendo nella

razionalizzazione dei processi di business ed efficienza operativa con l‟obiettivo di

contrastare gli effetti della crisi posizionandosi comunque a fine 2012 in linea con quanto

previsto nel Piano Industriale.

La struttura finanziaria del Gruppo ACEA risulta solida per gli anni futuri, in quanto

l‟intera posizione debitoria risulta posizionata sul lungo termine con una vita media di

circa 10 anni, coprendo il 100% delle attività fisse almeno fino al 2013. Il debito è

regolato per il 64% a tasso fisso in modo da garantire la protezione dal citato aumento

dei tassi di interesse e da eventuali volatilità finanziarie o creditizie.

ACEA dispone alla data odierna di linee di credito committed e uncommitted per circa €

1,7 miliardi di cui aventi scadenza oltre il 2013 € 500 milioni.

I Rating assegnati ad ACEA sul lungo termine dalle tre principali Agenzie di Rating

Internazionali sono i seguenti:

Standard & Poor‟s: “BBB-”;

Fitch “A-”

Moody‟s “Baa2”.



Deliberazioni in merito al risultato di esercizio e alla distribuzione

ai soci

Signori Azionisti,

nell‟invitarVi ad approvare il bilancio che Vi sottoponiamo, Vi proponiamo di destinare

l‟utile di esercizio chiuso al 31 dicembre 2012 pari a € 87.060.204,99 come segue:

Euro 4.353.010,25, pari al 5% dell‟utile, a riserva legale,

Euro 44.722.629,00 ai Soci, corrispondenti ad un dividendo unitario di Euro 0,21,

a copertura dell‟acconto su dividendo messo in pagamento a decorrere dal 3

gennaio 2013, previo stacco della cedola n. 12 in data 27 dicembre 2012,

Euro 19.166.841,00 ai Soci, corrispondenti ad un dividendo unitario di Euro 0,09,

a saldo sul dividendo 2012.

Euro 18.817.724,74 a utili a nuovo

Il dividendo a saldo, cedola nr. 13, pari a 0,09 Euro per azione, sarà messo in pagamento

a partire dal 23 maggio 2013 con stacco cedola in data 20 maggio e record date il 22

maggio.

Alla data di approvazione del bilancio le azioni proprie sono pari a n. 416.993.

ACEA S.p.A.

Il Consiglio di Amministrazione

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