GRUPPO ACEA Relazione trimestrale al 30.09 · Andrea Mangoni Amministratore Delegato Marco Maria...

GRUPPO ACEA Relazione trimestrale

al 30.09.2007

Consiglio di Amministrazione del 14 novembre 2007

Relazione trimestrale consolidata al 30 settembre 2007 2

CARICHE SOCIALI DELLA CAPOGRUPPO Consiglio di Amministrazione Fabiano Fabiani Presidente Andrea Mangoni Amministratore Delegato Marco Maria Bianconi Consigliere Massimo Caputi Consigliere Jean Louis Chaussade Consigliere Dino Piero Giarda Consigliere Jacques Hugè Consigliere Luigi Spaventa Consigliere Luisa Torchia Consigliere Collegio Sindacale Maurizio Lauri Presidente Roberto Pertile Sindaco Effettivo Francesco Lopomo Sindaco Effettivo Claudio Bianchi Sindaco Supplente Claudio Valerio Sindaco Supplente

Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2007 3

INDICE

Dati di sintesi del Gruppo ACEA pag. 4

Premessa pag. 5

Informativa di settore pag. 8

Andamento della gestione nel periodo pag. 10

Forma, struttura e perimetro di riferimento pag. 51

Risultati economici pag. 55

Risultati patrimoniali e finanziari pag. 83

Acquisizioni del periodo pag. 99

Altre informazioni pag. 105

Evoluzione prevedibile della gestione e della

situazione finanziaria pag. 111

Società incluse nell’area di consolidamento pag. 113


DATI DI SINTESI DEL GRUPPO ACEA

In €/migliaia 30.09.2007 30.09.2006 Variazione

assoluta Variazione %

Ricavi netti consolidati 1.809.071 1.546.612 262.459 17,0

Costo del lavoro 170.970 170.494 476 0,3

Costi esterni 1.280.371 1.052.445 227.925 21,7

Costi operativi consolidati 1.451.340 1.222.940 228.401 18,7

Margine Operativo Lordo 357.731 323.673 34.058 10,5

Risultato operativo 196.786 195.184 1.602 0,8

Gestione Finanziaria (51.820) (38.345) (13.475) (35,1)

Gestione Partecipazione 39.942 9.518 30.424 319,7

Risultato ante imposte 184.907 166.357 18.550 11,2

Risultato netto Attività in Funzionamento 109.898 96.579 13.319 13,8

Risultato netto Attività Discontinue 0 1.469 (1.469) (100,0)

Risultato Netto 109.898 98.048 11.850 12,1

Utile/(Perdita) di competenza di terzi 4.530 3.199 1.331 41,6

Risultato netto di Competenza del gruppo 105.368 94.849 10.519 11,1

Utile (perdita) per azione (in euro)

di base 0,4948 0,4454 0,0494

diluito 0,4948 0,4454 0,0494

STATO PATRIMONIALE 30.09.2007 31.12.2006 Variazione

(€ migliaia) (A) (B) (A-B)

Capitale Investito Netto 2.794.154 2.574.486 219.668

Patrimonio Netto 1.375.165 1.376.877 1.712

Indebitamento Finanziario Netto 1.418.989 1.197.609 221.380


PREMESSA

La situazione economica consolidata al 30 settembre 2007 evidenzia:

1. ricavi netti consolidati + 17%

2. costi operativi esterni + 21,7%

3. costo del lavoro + 0,3%

4. margine operativo lordo + 10,5%

5. utile netto di periodo + 11,1%

I risultati del periodo sono influenzati dall’ingresso nell’area di consolidamento delle

Società tutte acquisite nel precedente esercizio. La variazione dell’area di consolidamento

(al netto della ex Alpenergie) determinata dal diverso periodo temporale di accumulo

delle componenti economiche con riferimento alla data di acquisizione è pari a € 23,7

milioni attribuibili a (i) Gruppo TAD per € 12,7 milioni, (ii) Publiacqua per € 8,1 milioni,

(iii) Consorcio Agua Azul (classificato nella trimestrale consolidata al 30 settembre 2006

tra le attività destinate alla vendita) per € 1,3 milioni, (iv) Aquaser per € 0,6 milioni, (v)

Gruppo AceaElectrabel (Longano, Elettria e Elga Sud) per € 0,5 milioni e (vi) AceaRieti

per € 0,2 milioni. Si segnala inoltre l’incremento derivante dall’aumento della quota di

possesso di Gori.

Si informa che l’andamento economico del Gruppo TAD risente dei minori margini

derivanti dalla fermata per guasto della centrale di San Vittore (EALL).

Al netto della variazione dell’area di consolidamento il margine operativo lordo

consolidato risulta aumentato del 3,2% rispetto a quanto registrato al 30 settembre 2006.

L’andamento del margine operativo lordo a parità di perimetro risente positivamente della

crescita di ACEA Distribuzione per € 13,1 milioni, di Roselectra per € 6,7 milioni, delle

società di vendita del Gruppo AceaElectrabel per € 5,2 milioni, delle Società idriche per €

10,5 milioni tra le quali meritano menzione il Gruppo Acque (€ 4,5 milioni) e Ato5

Frosinone (€ 2,2 milioni) grazie alla revisione tariffaria conclusasi positivamente nel

mese di febbraio 2007.

A tali positive performance si contrappone la riduzione registrata da ACEA Ato2 (- € 4,3

milioni) ed il peggioramento di AceaElectrabel Produzione (- € 7,4 milioni in

conseguenza essenzialmente dell’andamento della produzione idroelettrica con


riferimento alla minore idraulicità e alla fermata per guasto della centrale di Salisano) che

riassorbe completamente i margini di Roselectra.

Si segnala che il margine operativo lordo del periodo risente della variazione determinata

dalla valutazione a fair value dei contratti finanziari (in ottica IAS39) di AceaEletrabel

Elettricità e AceaElectrabel Trading per complessivi € 4,2 milioni.

La modifica dell’istituto del TFR ha comportato la revisione della passività correlata che

è stata ridotta con effetto sul conto economico per € 7,3 milioni. Nella trimestrale al 30

settembre 2006 le componenti di natura straordinaria ammontavano a € 14,4 milioni.

Al netto delle variazioni di perimetro sopra illustrate e delle partite straordinarie la

crescita del margine operativo lordo si attesta a € 17,4 milioni corrispondenti al 5,6%.

Gli ammortamenti e accantonamenti aumentano complessivamente di € 32,5 milioni. In

particolare gli ammortamenti si incrementano di € 20,3 milioni essenzialmente per effetto

delle variazioni di perimetro (+ € 7,8 milioni) e dei maggiori ammortamento generati

soprattutto da Voghera e Roselectra (€ 7,7 milioni) per l’inizio del processo di

ammortamento. Le svalutazioni aumentano di € 6,8 milioni in conseguenza dei maggiori

accantonamenti operati da AceaElectrabel Elettricità e ACEA Ato2. Gli accantonamenti

(+ € 5,4 milioni) risentono essenzialmente della stima del fabbisogno legato alle iniziative

di esodo e mobilità.

La gestione finanziaria mostra un peggioramento di € 13,5 milioni di cui € 1,5 milioni

derivante dalla variazione dell’area di consolidamento. Il risultato del periodo discende

dall’incremento del fabbisogno finanziario nonché dall’andamento dei tassi di interesse:

in particolare la Capogruppo aumenta gli oneri finanziari sull’indebitamento a breve e

medio – lungo termine di € 10,2 milioni. La variazione è altresì influenzata dalle

commissioni di cessione della perequazione specifica (€ 2 milioni).

Il capitale investito netto aumenta dell’8,5% (+ € 219,7 milioni) rispetto alla fine del

precedente esercizio: tale variazione discende principalmente dall’incremento del capitale

circolante netto (+ € 67,5 milioni pari al 39%). Le attività fisse nette aumentano di €

152,1 milioni pari al 6,3%.


La variazione del capitale circolante netto è influenzata: (i) dall’aumento dei crediti

correnti (+ € 109,5 milioni) con particolare riferimento a quelli verso clienti (+ € 126,5

milioni), (ii) dalla diminuzione dei debiti correnti (- € 12,6 milioni) derivante dalla

riduzione dei debiti verso il Comune di Roma (- € 24,6 milioni) alla quale si contrappone

l’aumento dei debiti verso i fornitori (+ € 21,3 milioni).

Alla fine del periodo il saldo crediti – debiti verso il Comune di Roma è positivo per €

12,6 milioni e risulta aumentato di € 4 milioni rispetto al 31 dicembre 2006. Nel periodo

sono stati compensati crediti verso il Comune per € 133,4 e debiti per € 120,3 milioni.

Gli investimenti del periodo ammontano complessivamente a € 252,6 milioni e registrano

un incremento di € 55 milioni rispetto al 30 settembre 2006. La variazione risente della

riduzione degli investimenti nell’attività di generazione (- € 9,8 milioni) in conseguenza

del completamento degli impianti termoelettrici in corso di costruzione; le società di

distribuzione elettrica ed idrica effettuano maggiori investimenti per l’importo di € 61,5

milioni.

L’indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2007 ammonta a € 1.419 milioni ed è

maggiore di quello registrato a fine 2006 del 18,5% pari a € 221,4 milioni.

L’aumento è influenzato dal crescente fabbisogno legato agli investimenti (+ 55 milioni

rispetto al 30 settembre 2006) e quello derivante dall’asimmetria fra il costo

dell’approvvigionamento dell’energia ed i ricavi derivanti dalla fatturazione (che avviene

in tempi successivi) della medesima componente oltre che dall’effetto stagionalità. Infatti

l’indebitamento dei primi nove mesi di ciascun esercizio è superiore a quello registrato

alla fine del precedente esercizio: al 30 settembre 2006 la posizione finanziaria netta

consolidata era negativa per € 1.361,3 milioni superiore rispetto a quella del 31 dicembre

2005 di € 425,3 milioni: tale variazione scende a € 169,1 milioni escludendo gli effetti

incrementativi prodotti dalle acquisizioni del 2006.


INFORMATIVA DI SETTORE

Per una migliore comprensione della separazione operata in tale paragrafo si precisa che :

- generazione e vendita riferiscono all’Area di Business “Mercato dell’Energia” responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle Società del

Gruppo AceaElectrabel, di Eblacea e Tirreno Power

- distribuzione e illuminazione pubblica riferiscono all’Area di Business “Reti dell’Energia” responsabile, sotto il profilo organizzativo, di

ACEA Distribuzione, ARSE e ACEA Luce

- servizi di analisi e ricerca si riferisce all’Area di Business “Servizi di Ingegneria e Laboratorio” responsabile, sotto il profilo organizzativo,

di Laboratori S.p.A.

- termovalorizzazione si riferisce all’omonima Area di Business responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società del Gruppo TAD e di

Aquaser.

Si informa che il totale dei ricavi riportato nella tabella che segue differisce dall’ammontare dei ricavi netti consolidati del Conto Economico

Consolidato per effetto dell’applicazione dello IAS18 e, in particolare, del principio del Gross v Net. Tale principio non può trovare applicazione

quando vengono rappresentati i ricavi ed i costi dei singoli segmenti.


Ricavi Margine operativo lordo Investimenti

III TRIMESTRE III TRIMESTRE III TRIMESTRE

2007 2006 Variazione 2007 2006 Variazione 2007 2006

Variazione

Generazione 89.307 57.687 31.620 15.420 15.230 190 24.000 33.800 (9.800)

Distribuzione 273.051 272.642 410 157.215 148.000 9.215 87.300 76.300 11.000

Vendita 1.126.409 938.875 187.534 9.665 4.301 5.364 1.700 900 800

Illuminazione Pubblica 61.159 56.623 4.537 18.829 13.651 5.178 6.500 6.400 100

Gestioni Idriche italia 447.114 399.873 47.240 144.235 132.196 12.039 124.300 74.600 49.700

Estero 10.973 8.252 2.721 3.370 2.133 1.237 1.200 300 900

Servizi di analisi e di ricerca 13.956 11.279 2.677 4.434 3.113 1.322 300 300 0

Termovalorizzazione 45.886 14.156 31.730 17.872 4.452 13.420 3.900 600 3.300

Corporate 65.932 114.774 (48.842) (13.396) 241 (13.637) 3.400 4.300 (900)

Elisioni e Rettifiche (306.283) (320.179) 13.895 85 356 (272) 0 0 0

TOTALE 1.827.503 1.553.981 273.522 357.731 323.673 34.058 252.600 197.500 55.100


ANDAMENTO DELLA GESTIONE NEL PERIODO

AREA RETI DELL’ENERGIA

DISTRIBUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA AL MERCATO VINCOLATO E

LIBERO

Quadro normativo

8 gennaio 2007 – L’Autorità con la delibera n. 1/07 ha adottato il Piano strategico

triennale 2007-2009 con lo scopo di consolidare l’iniziativa avviata nel 2005 con le

“Linee guida” (delibera n. 1/05) e proseguita nel 2006 con il “Piano triennale 2006-2008”

(delibera n. 1/06), spostandone l’orizzonte temporale al triennio 2007-2009.

Nel Piano 2007-2009 si analizzano i risultati conseguiti nel primo anno di applicazione

del Piano precedente, l’andamento complessivo delle iniziative di lungo periodo (tra cui

spicca l’Analisi di Impatto della Regolazione o A.I.R.) e le novità previste per il prossimo

triennio.

Gli obiettivi generali che l’Autorità si prefigge di raggiungere nei prossimi anni possono

individuarsi nella:

• promozione e sviluppo di mercati concorrenziali;

• efficienza/economicità dei servizi infrastrutturali e promozione degli investimenti;

• tutela dei consumatori/utenti dei servizi energetici;

• uso razionale dell’energia e tutela dell’ambiente;

• garanzia di corretta applicazione delle norme e degli standard di settore;

• incremento dell’efficienza.

15 gennaio 2007 – L’Autorità ha diffuso un documento per la consultazione – atto n.

2/07, con scadenza fissata al 2 marzo 2007 – in merito a nuove proposte in materia di

interruzioni prolungate o estese e nuovi standard di qualità, con indennizzi automatici e

strumenti di ristoro ai clienti, in caso di eventi eccezionali. Il documento in questione

segue precedenti, sempre in tema di tutela dei clienti coinvolti da interruzioni di durata

molto lunga e/o di vasta estensione, diffusi rispettivamente nel mese di maggio 2005

(primo documento per la consultazione) e giugno 2006 (secondo documento per la

consultazione). L’obiettivo è di rispondere alle necessità, rappresentate dagli operatori, di

una regolazione della materia più semplice, soprattutto dal punto di vista del cliente, al

fine di evitare rischi di contenziosi e controversie. Gli stessi operatori, infatti, auspicano


che l’erogazione di rimborsi ai clienti finali avvenga a fronte di regole che risultino

chiare, incontrovertibili e verificabili e che, in caso di eventi eccezionali non ascrivibili

alla responsabilità di alcuno (non imputabili), siano riconosciuti a mero titolo di ristoro.

18 gennaio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 11/07, ha pubblicato il Testo integrato

delle disposizioni in materia di separazione amministrativa e contabile (unbundling) per

le imprese operanti nel settore dell’energia elettrica e del gas e i relativi obblighi di

pubblicazione e comunicazione.

Gli obiettivi che la delibera si pone sono:

• evitare i sussidi incrociati tra le diverse attività delle imprese verticalmente integrate;

• un flusso informativo certo, omogeneo e dettagliato circa la situazione economica e

patrimoniale delle imprese;

• la neutralità della gestione delle reti e, più in generale, delle infrastrutture gestite in

concessione.

Le disposizioni prevedono:

• regole di separazione funzionale con l’obiettivo di garantire l’indipendenza del

vertice aziendale chiamato a gestire le infrastrutture essenziali;

• l’individuazione puntuale di attività e comparti operativi aziendali, in coerenza con

gli assetti organizzativi e societari;

• limitazioni all’allocazione indiretta dei costi, utilizzando tutte le informazioni

disponibili, incluse quelle derivanti dalla contabilità analitica;

• semplificazione della separazione contabile;

• armonizzazione delle regole tra i settori gas ed energia elettrica.

La delibera definisce le seguenti scadenze in relazione agli obblighi di separazione

amministrativa e contabile in capo alle imprese:

• a partire dal 1° gennaio 2008 è posto l’obbligo di separazione funzionale per le

attività di distribuzione e misura di energia elettrica rispetto alle altre attività “di

mercato” come (a titolo esemplificativo) generazione e vendita; è disposta anche la

separazione amministrativa rispetto alle “attività diverse” come, ad es.,

l’illuminazione pubblica, cimiteriale, la gestione e lo sviluppo delle linee dirette e la

prestazione di servizi ad altre imprese ed enti;

• a partire dal 1° gennaio 2010 l’obbligo di separazione funzionale tra le attività di

distribuzione e misura.


La delibera introduce, inoltre, la figura del gestore indipendente, che è il soggetto –

interno all’azienda – con la funzione di garantire la neutralità dell’amministrazione delle

attività regolate.

18 gennaio 2007 – L’Autorità ha diffuso un documento per la consultazione – atto n.

3/07, con scadenza fissata al 20 febbraio 2007 – in materia di revisione del sistema

tariffario, per le utenze domestiche in bassa tensione. La completa liberalizzazione del

mercato elettrico, a partire dal 1° luglio 2007, rende necessaria una riforma a tutela dei

clienti domestici; a tale proposito, l’Autorità intende procedere nella revisione del sistema

tariffario per le utenze domestiche in bassa tensione contemperando i seguenti obiettivi:

• certezza e trasparenza del sistema tariffario, preferendo l’adozione di meccanismi di

facile comprensione per i clienti;

• efficienza del sistema tariffario, garantendo la coerenza di fondo tra il prezzo pagato

per ottenere il servizio elettrico ed il costo connesso con l’erogazione del medesimo;

• neutralità del sistema tariffario rispetto al processo di liberalizzazione, eliminando

quei meccanismi tariffari, quali i sussidi incrociati tra diverse classi di utenza, che

comportano possibili distorsioni nei meccanismi concorrenziali;

• sostegno all’uso efficiente delle risorse energetiche, anche attraverso una

modulazione delle tariffe a copertura dei costi di rete che disincentivino consumi

eccessivi dell’energia elettrica;

• tutela dei clienti del servizio elettrico particolarmente vulnerabili per motivi di

disagio economico e/o per gravi motivi di salute che rendano il servizio elettrico

essenziale per il mantenimento in vita;

• economicità e ragionevolezza dei processi necessari per la gestione amministrativa

del sistema tariffario.

23 gennaio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 13/07, ha emanato disposizioni alla

Cassa Conguaglio per il settore elettrico per l’erogazione dei contributi derivanti dal

conseguimento degli obiettivi di risparmio energetico, nell’anno 2005, ai sensi della

deliberazione 16 dicembre 2004, n. 219/04 e modifiche alla deliberazione 11 gennaio

2006, n. 4/06. L’entità del contributo tariffario percepito (per i costi sostenuti dai

distributori obbligati al conseguimento dell’obiettivo di risparmio di energia primaria

posto a loro carico per l’anno 2005) è pari, per Acea Distribuzione S.p.A, a 389.700 euro.


2 febbraio 2007 – L’Autorità ha diffuso un documento per la consultazione – atto n.

4/07, con scadenza fissata al 12 marzo 2007 – in materia di revisione delle modalità di

applicazione degli aggiornamenti delle schede tecniche e delle modalità di

rendicontazione dei progetti standardizzati per il risparmio energetico. Il documento

illustra alcune proposte orientate a potenziare l’efficacia degli interventi finalizzati al

miglioramento dell’efficienza energetica negli usi finali, di cui ai decreti ministeriali 20

luglio 2004 (meccanismo dei cosiddetti “titolo di efficienza energetica” o “certificati

bianchi”). In particolare, nel documento, si formulano proposte per la revisione delle

modalità di applicazione degli aggiornamenti delle schede tecniche previste nell’Allegato

A alla deliberazione 18 settembre 2003, n. 103/03. Le proposte presentate tengono conto

degli elementi acquisiti dagli uffici dell’Autorità nella valutazione delle richieste di

verifica e di certificazione dei risparmi energetici ricevute nei primi 2 anni dall’avvio del

meccanismo dei titoli di efficienza energetica e di indicazioni ricevute dai soggetti

interessati.

7 febbraio 2007 – L’Autorità ha diffuso un documento per la consultazione – atto n.

5/07, con scadenza fissata al 19 marzo 2007 – con proposte per realizzare una “scheda di

confronto dei prezzi” che intende rendere obbligatoria per i venditori di energia elettrica

in vista della prossima liberalizzazione del mercato, al fine di favorire scelte sempre più

consapevoli da parte dei clienti finali nonché di rappresentare un ausilio per il confronto

delle offerte ricevute da diversi venditori.

9 febbraio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 22/07, ha emanato regole di

organizzazione e funzionamento della Cassa Conguaglio per il settore elettrico,

ribadendone l’esercizio di attività funzionali agli interessi generali del sistema.

12 febbraio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 24/07, ha emanato disposizioni in

materia di opzioni tariffarie per la vendita dell’energia elettrica destinata ad utenze

domestiche in bassa tensione per il periodo 1 gennaio 2007 - 30 giugno 2007. Con tale

delibera vengono approvate le richieste di modifica e di sospensione delle opzioni

tariffarie ulteriori, avanzate dalle imprese distributrici ai sensi della deliberazione n.

275/06, risultanti conformi ai criteri generali e specifici di cui al Testo integrato (delibera

n. 05/04) e sue successive modifiche e/o integrazioni.


15 febbraio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 30/07, ha approvato il valore del fattore

di correzione specifico aziendale, per la società Acea S.p.A., dei ricavi ammessi a

copertura dei costi di distribuzione per l’anno 2004, di cui alla deliberazione n. 96/04,

come successivamente modificata e integrata. Nel dettaglio, tale delibera fissa il fattore di

correzione specifico aziendale per l’anno 2004 pari a 0,1875 e ne stabilisce un

decremento annuo del 3,73%.

21 febbraio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 6/07, ha approvato il Piano operativo

annuale per l'anno 2007 orientato alla identificazione delle azioni programmatiche

prioritarie sia di rilevanza esterna (attività continuative e azioni innovative) che di natura

amministrativa e gestionale.

23 febbraio 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 35/07, ha approvato un finanziamento

per la promozione delle procedure di conciliazione destinate a risolvere eventuali

controversie tra imprese e clienti finali. Si ritiene che tale iniziativa possa contribuire in

modo significativo ad un miglioramento della qualità dei servizi resi ai consumatori,

attraverso una rapida risoluzione delle controversie, una più approfondita conoscenza dei

motivi sottostanti le controversie stesse e un conseguente contenimento del numero di

reclami.

26 febbraio 2007 – L’Autorità ha pubblicato due documenti per la consultazione – atti n.

8/07 e 9/07, con scadenza fissata al 26 marzo 2007 – riguardanti la produzione di energia

elettrica da piccoli impianti: uno sulle regole per la connessione alle reti in bassa tensione,

l’altro sulla misura dell’energia elettrica prodotta da tali impianti, che mirano a

perfezionare la regolazione sulla piccola generazione di energia elettrica, prodotta

principalmente da fonti rinnovabili (ad esempio quella fotovoltaica) e da cogenerazione.

6 marzo 2007 - L’Autorità con la delibera n. 50/07, ha integrato le disposizioni in materia

di restituzione dei ricavi eccedentari dell’anno 2006, prevedendo che le somme

accantonate ai sensi della deliberazione n. 232/06 (per accertate e continuate impossibilità

di restituzione, nonché per importi inferiori a prefissata soglia) e computate a

maggiorazione dei ricavi effettivi, non debbano essere prese in considerazione ai fini del

calcolo del raggiungimento delle soglie del 3% e del 10% rispetto ai ricavi ammessi.


7 marzo 2007 - L'Autorità ha pubblicato un documento per la consultazione – atto n.

13/07, con scadenza fissata al 20 aprile 2007 – contenente proposte di regolazione per il

miglioramento della qualità dei servizi telefonici commerciali (call center) per i clienti

finali di energia elettrica e di gas, nel quale propone:

• obblighi di servizio minimi, quali semplicità e continuità dell’eventuale risponditore

automatico, gratuità delle chiamate per il cliente, orario di apertura del call center

(nel caso di servizi con operatore) e informazioni ai clienti;

• standard minimi di qualità oltre a quelli già definiti per il “tempo medio di attesa” e

per il “livello di servizio”, quale l’accessibilità al servizio al fine di limitare il

fenomeno delle linee occupate;

• che ogni venditore di energia elettrica sia tenuto ad effettuare ogni anno un’indagine

di “customer satisfaction” presso i clienti che hanno parlato con un operatore di call

center, al fine di valutare la qualità del servizio da loro effettivamente percepita.

12 marzo 2007 - L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

14/07, con scadenza fissata al 23 aprile 2007 – “Orientamenti per la definizione o la

revisione della disciplina vigente dei rapporti tra i diversi attori che operano in un

mercato elettrico liberalizzato”, contenente proposte per rendere più efficiente l’attuale

coordinamento operativo tra i diversi soggetti operanti nel mercato elettrico al dettaglio

(es. venditori, distributori), rese necessarie soprattutto in vista dell’aumento delle

interazioni tra i diversi soggetti a seguito della completa liberalizzazione della domanda

dopo il 1° luglio 2007.

14 marzo 2007 – L’Autorità, con delibera n. 58/07, ha emanato disposizioni urgenti alle

imprese distributrici in materia di obblighi di installazione di misuratori orari, diffidando

ad adempiere agli obblighi informativi connessi, per le tipologie contrattuali di cui al

comma 2.2, lettere e) ed f), dell’Allegato A alla deliberazione n. 5/04 (utenze in media,

alta e altissima tensione).

Il mancato rispetto dei termini di installazione, già previsti con la precedente

deliberazione n. 230/05, ha determinato la necessità di predisporre modalità transitorie

per l’applicazione della componente tariffaria a copertura dei costi di acquisto e di

dispacciamento dell’energia elettrica destinata ai clienti del mercato vincolato

(componente CCA) che, dalla deliberazione n. 321/06, risultano differenziate

esclusivamente per fasce orarie nelle tipologie contrattuali sopra riportate.


14 marzo 2007 – L’Autorità, con delibera n. 65/07, ha apportato modifiche all’Allegato

A alla deliberazione n. 5/04. La modifica della struttura delle fasce orarie per l’anno 2007

(delibera n. 181/07), la soppressione del meccanismo di perequazione dei costi relativi al

servizio di trasmissione (delibera n. 203/06) e la modifica della denominazione sociale

della società “Gestore del sistema elettrico – GRTN S.p.A.” in “Gestore dei Servizi

Elettrici – GSE S.p.A.”, a valere dal 1° ottobre 2006, sono alla base del provvedimento

adottato.

29 marzo 2007 – L’Autorità, con delibera n. 76/07, ha aggiornato per il trimestre aprile -

giugno 2007 le componenti e i parametri della tariffa elettrica e ha apportato modifiche

all’Allegato A della deliberazione n. 5/04 in materia di esazione della componente

tariffaria A6. La riduzione delle componenti e parametri, in media nazionale, resa

possibile da una diminuzione dei costi di approvvigionamento dell’Acquirente unico

(AU), risulta in parte controbilanciata dagli effetti di una variazione fortemente negativa

delle quantità di acquisto previste dallo stesso AU. Infatti, questa diminuzione di energia

ha comportato due effetti: da una parte gli oneri di dispacciamento a consuntivo sono

risultati maggiori di quelli preventivati (sulla base di previsioni dello stesso AU) nel

primo trimestre, dall’altra si è resa necessaria una revisione al rialzo delle componenti,

come la UC1, il cui gettito prestabilito deve essere garantito dall’energia ceduta al

mercato vincolato. Con lo stesso provvedimento l’Autorità ha anche reso noto i nuovi

criteri di esazione della componente A6 (stranded costs), per renderli coerenti a quanto

previsto dal decreto del Ministro delle Attività Produttive, di concerto con il Ministro

dell’Economia e delle Finanze del 22 giugno 2005.

30 marzo 2007 – L’Autorità, con delibera n. 83/07, ha dato attuazione alla direttiva per la

trasparenza dei documenti di fatturazione dei consumi di elettricità ai sensi della

deliberazione n. 152/06, non ritenendo opportuno differire ulteriormente i termini per

l’attuazione delle disposizioni relative al Quadro di sintesi e a tutte le altre disposizioni

della citata direttiva, ritenendo congrui i termini concessi e già prorogati con la

deliberazione n. 267/06. Si è reso necessario, tuttavia, concedere il differimento al 1°

giugno 2007 del termine per l’attuazione delle disposizioni della direttiva relative al

Quadro di dettaglio, viste le difficoltà paventate da alcune società di distribuzione e da

Federutility con propria comunicazione datata 29 marzo 2007.


4 aprile 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

16/07, con scadenza fissata al 21 maggio 2007 – “Opzioni per la regolazione della qualità

dei servizi elettrici nel III periodo di regolazione (2008 – 2011)” – con l’obiettivo di

ridurre ulteriormente il numero e la durata delle interruzioni del servizio elettrico e

rafforzare le prestazioni di carattere commerciale fornite dalle imprese distributrici.

L’Autorità propone di introdurre maggiori tutele per i consumatori attraverso:

• meccanismi di incentivazione alla riduzione del numero delle interruzioni, anche di

breve durata, che abbiano origine sulle reti di distribuzione di media e bassa tensione;

• l’introduzione di indennizzi automatici per le famiglie e per le piccole e medie

imprese alimentate in bassa tensione che subiscano molte interruzioni, a partire dalle

zone del Paese dove i livelli di qualità risultano peggiori;

• il rafforzamento delle iniziative di monitoraggio della qualità della tensione, anche

sulle reti di bassa tensione, e di promozione dei contratti per la qualità;

• il miglioramento della tempestività di risposta degli operatori ai reclami dei clienti;

• l’introduzione di metodi di verifica dei dati di qualità commerciale comunicati

annualmente all’Autorità da parte degli operatori;

• l’incentivazione di investimenti mirati a migliorare la robustezza meccanica delle

linee aeree (in particolare per ottenere maggiori sicurezze in caso di eventi

meteorologici avversi quali nevicate intense, forte vento, etc.) e la stabilità della

tensione nelle zone caratterizzate da assorbimenti elevati e improvvisi.

11 aprile 2007 – L’Autorità, con le delibere n. 88/07, n. 89/07 e n. 90/07, ha introdotto

nuove misure a favore dei piccoli impianti di produzione di energia elettrica con

l’attuazione del sistema di incentivi, relativi al fotovoltaico, previsti dal decreto

ministeriale 19 febbraio 2007. I provvedimenti definiscono procedure e condizioni

economiche necessarie allo sviluppo della generazione distribuita, in particolare da fonti

rinnovabili e cogenerazione, prevedendo nuove regole per la connessione (delibera n.

89/07) e per la misura dell’energia elettrica prodotta (delibera n. 88/07). Fra le novità più

significative, la determinazione di un sistema di indennizzi automatici in caso di ritardi

nella definizione del preventivo e nella realizzazione della connessione della produzione.

L'Autorità ha anche definito (delibera n. 90/07) le regole che consentiranno l’avvio

operativo del nuovo conto energia per incentivare la produzione di energia elettrica da

impianti fotovoltaici.


12 aprile 2007 – L’Autorità, con delibera n. 91/07, ha avviato un procedimento ai fini

dell’attuazione del decreto legislativo n. 20/07 in materia di cogenerazione ad alto

rendimento. La cogenerazione, quale produzione combinata di energia elettrica e calore,

garantisce un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate. Alla luce

di tali considerazioni l’articolo 6, comma 6, del decreto legislativo n. 20/07 prevede che

l’Autorità disciplini le condizioni tecnico-economiche del servizio di scambio sul posto

dell’energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione ad alto rendimento, con

potenza nominale non superiore a 200 kW, tenendo conto della valorizzazione

dell’energia elettrica scambiata con il sistema elettrico nazionale, degli oneri e delle

condizioni per l’accesso alle reti.

23 aprile 2007 – L’Autorità, con delibera n. 95/07, ha emanato disposizioni straordinarie

in materia di perequazione generale, ritenendo opportuno attivare procedure per la

chiusura delle partite relative ai meccanismi di perequazione generale per gli anni 2004 e

2005, attraverso:

• la determinazione di sanzioni amministrative a carico delle imprese distributrici che

si rendessero responsabili di ulteriori ritardi e rettifiche delle partite relative alla

perequazione generale per gli anni 2004 e 2005;

• l’estensione di tali sanzioni amministrative anche alle procedure in corso, funzionali

alla perequazione generale per gli anni 2006 e 2007;

• l’avvio di un’istruttoria conoscitiva volta ad accertare natura e responsabilità dei

ritardi relativi al completamento delle procedure di perequazione generale, ivi inclusi

quelli riconducibili alle comunicazioni previste dalla disciplina del load profiling e

delle rettifiche operate dalle imprese di distribuzione sui dati di misura, relativamente

agli anni 2004 e 2005.

24 aprile 2007 – L’Autorità, con delibera n. 99/07, ha prorogato al 15 giugno 2007 il

termine per la pubblicazione degli schemi contabili per la raccolta dei dati economici e

patrimoniali dei conti annuali separati, di cui all’articolo 7 della deliberazione n. 11/07 e

il termine, ad esso collegato, relativo alla pubblicazione delle istruzioni applicative delle

norme in materia di separazione contabile, di cui al primo punto dell’articolo 8 della

medesima deliberazione.


2 maggio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 105/07, ha avviato un procedimento per la

formazione di provvedimenti in materia di recesso dai contratti di fornitura di energia

elettrica e gas naturale, ai sensi dell’articolo 2, comma 12, lettera h), della legge 14

novembre 1995, n. 481.

3 maggio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 106/07, ha avviato un procedimento per la

formazione di provvedimenti aventi ad oggetto la disciplina, a partire dall’1° luglio 2007,

dei regimi di tutela ai clienti finali, nonché di provvedimenti aventi ad oggetto la

definizione di direttive nei confronti delle società di vendita facenti parte del medesimo

gruppo societario dell’impresa distributrice.

9 maggio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 110/07, ha introdotto strumenti di

confrontabilità dei prezzi dell’energia attraverso l’approvazione della scheda di riepilogo

dei corrispettivi di cui all’articolo 11, comma 1, lettera c), del Codice di condotta

commerciale per la vendita di energia elettrica ai clienti finali idonei (Allegato A alla

deliberazione n. 105/06), oltre ad apportare modifiche all’articolo 6, comma 1, lett. b), del

medesimo Codice di condotta commerciale. Per i clienti domestici, infatti, l’offerta dovrà

essere descritta in modo chiaro e comprensibile, indicando il possibile risparmio annuo

rispetto all’applicazione di tariffe o di eventuali prezzi di riferimento fissati dall’Autorità

e aggiornati trimestralmente. Per i clienti non domestici, la scheda dovrà contenere anche

un elenco dettagliato dei corrispettivi a carico del consumatore, derivanti dalla stipula del

contratto, in modo da facilitare l’individuazione di tutti gli oneri che gli verranno

addebitati in relazione alla prestazione del servizio. La scheda permetterà, inoltre, di

ridurre il rischio di comportamenti poco trasparenti nei confronti dei clienti ed

evidenziare eventuali altre caratteristiche dell’offerta non strettamente legate al prezzo.

L’Autorità ha anche stabilito l’obbligo, per i distributori di energia elettrica, di pubblicare

sui propri siti internet (con modalità uguali per tutti) il dettaglio dei costi connessi all’uso

delle reti, per una sempre maggiore trasparenza del mercato.

9 maggio 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – con

scadenza fissata al 28 maggio 2007 – “Definizione di direttive agli esercenti l’attività di

vendita di energia elettrica al dettaglio ai clienti finali in prospettiva della completa

liberalizzazione della domanda”.


L’obiettivo è di introdurre uno strumento utile per fornire maggiori informazioni e

conoscenze ai clienti finali sulle aziende che operano nel mercato libero come venditori

qualificati. L’iscrizione all’elenco sarà volontaria e richiederà il possesso di particolari

requisiti di affidabilità che verranno definiti a conclusione del processo di consultazione

pubblica.

15 maggio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 111/07, ha emanato disposizioni urgenti,

per le imprese esercenti il servizio di distribuzione dell’energia elettrica, in tema di

informazione ai clienti finali circa i turni di rischio per l’eventuale applicazione di

distacchi programmati a rotazione. Si dispone che le imprese distributrici di energia

elettrica, oltre a dare tempestiva attuazione a quanto previsto dal “Piano di emergenza per

la sicurezza del sistema elettrico” (PESSE) ed a quanto indicato nella comunicazione del

Ministero dello Sviluppo Economico del 23 aprile 2007 (relativa al rischio di attivazione

del PESSE), assicurino sia direttamente che attraverso il fornitore di energia elettrica (se

diverso dal distributore) la massima informazione ai clienti finali circa l’appartenenza ai

diversi turni di rischio, avvalendosi del riquadro previsto in bolletta per l’inserimento di

comunicazioni destinate ai clienti.

18 maggio 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

20/07, con scadenza fissata al 4 giugno 2007 – in materia di diritto di recesso dai contratti

di fornitura di energia elettrica per i clienti finali nei relativi settori. Con il presente

documento l’Autorità formula proposte per favorire un’effettiva apertura alla concorrenza

del mercato della vendita di energia elettrica, rimuovendo eventuali vincoli alla mobilità

del cliente finale attraverso la possibilità di recedere dal contratto di fornitura con un

congruo preavviso, tenendo conto contestualmente degli interessi del soggetto venditore e

dell’esigenza di efficienza del mercato.

21 maggio 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

22/07, “Revisione del sistema tariffario per le utenze Domestiche in bassa tensione a

partire dall’1 luglio 2007”. Con esso vengono messi a punto alcune proposte di riforma

tariffaria, da applicarsi al settore domestico, in modo tale che anche le famiglie possano

beneficiare della completa apertura del mercato, prevista dal 1° luglio 2007. In attesa

della prossima definizione, da parte di Governo e Parlamento, di norme per il completo


recepimento delle Direttive UE sulla liberalizzazione dell’energia, l’Autorità ha

predisposto:

• una proposta di struttura tariffaria “transitoria”, per il periodo intercorrente dal 1°

luglio 2007 e la definizione del nuovo regime di “tariffa sociale”, che mantiene

l’attuale sistema di tutela diffusa delle famiglie nei luoghi di residenza (scadenza

consultazioni fissata al 5 giugno 2007);

• alcune opzioni di riforma tariffaria “a regime” da applicarsi congiuntamente al nuovo

regime di tutela sociale, da definirsi a seguito delle future decisioni di Governo e

Parlamento (scadenza consultazioni fissata al 22 giugno 2007).

31 maggio 2007 – L'Autorità con la delibera n.123/07, facendo seguito alla consultazione

del 2 febbraio 2007 (atto n. 4/07), ha modificato i criteri di applicazione degli

aggiornamenti delle schede tecniche e delle modalità di rendicontazione degli interventi

di risparmio energetico standardizzati di cui alla deliberazione del 18 settembre 2003, n.

103/03 come successivamente modificata ed integrata.

Tale delibera ha definito, infatti, che:

• le schede tecniche di valutazione standardizzate possano essere aggiornate entro il 31

marzo o entro il 30 settembre di ogni anno e si applicano a tutte le richieste di verifica

e certificazione presentate successivamente al 31 luglio o 31 gennaio dell’anno

successivo;

• le schede tecniche di valutazione analitica possano essere aggiornate entro il 28

febbraio di ogni anno e si applicano a tutte le richieste di verifica e certificazione

presentate successivamente al 31 gennaio dell’anno successivo.

4 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 127/07, ha approvato il programma di

verifiche ispettive da effettuarsi, entro il 31 dicembre 2007, nei confronti di imprese

distributrici di energia elettrica. Lo scopo di tali verifiche sarà quello di accertare la

corretta applicazione:

• della normativa in materia di regolazione dei corrispettivi per l’erogazione dei servizi

di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica;

• della normativa in materia di perequazione generale;

• della normativa in materia di prestazioni patrimoniali imposte;

• della normativa in materia di separazione contabile e amministrativa.


11 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 134/07, ha previsto l’istituzione e

pubblicazione, sul proprio sito internet, di un elenco dei venditori che servono (o che

intendono servire) i clienti finali, in bassa tensione, dotati di minore forza contrattuale (ad

esempio, famiglie, piccole imprese e terziario) e/o che presentano particolari requisiti.

L’elenco, aperto alle società di vendita su base volontaria, contribuirà a rendere più

agevole, consapevole e ponderata la scelta del proprio fornitore da parte dei consumatori,

in vista della completa liberalizzazione del mercato dal 1° luglio 2007. Con la

disponibilità dell’elenco, si intende offrire uno strumento utile per fornire maggiori

informazioni ai clienti finali e garantire la più ampia conoscenza sulle aziende che

operano nel mercato libero come venditori qualificati.

13 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 135/07, ha pubblicato le tariffe per i servizi

di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica destinata ai clienti finali

domestici connessi in bassa tensione in vigore dall’1 luglio 2007. La tariffa di

“transizione”, introdotta con la delibera 135/07, è il primo passo di un processo di

revisione dell’intero sistema tariffario. Le tappe successive - che sono subordinate alla

revisione del quadro normativo di riferimento - riguardano i criteri per la fornitura di

energia elettrica e la definizione di un nuovo sistema di tutela sociale (famiglie povere,

numerose, malati gravi). La nuova tariffa di transizione:

• mantiene invariata, nella sostanza, l’articolazione per scaglioni di consumo e la

distinzione residente/non residente prevista dalle attuali tariffe;

• elimina i sussidi incrociati nella componente a copertura dei costi di acquisto e

vendita dell’energia elettrica, così da rendere le strutture delle tariffe compatibili con

la liberalizzazione;

• prevede una rimodulazione dei corrispettivi tariffati a copertura dei costi di

trasmissione, distribuzione, misura e oneri di sistema tale da compensare

l’eliminazione dei sussidi incrociati per la componente a copertura dei costi di

acquisto e vendita dell’energia elettrica, di cui al punto precedente.

18 giugno 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

24/07, con scadenza fissata al 28 luglio 2007 – “Determinazione convenzionale per fasce

orarie dei profili di prelievo dell’energia elettrica fornita ai clienti finali non trattati su

base oraria”, in esito al procedimento avviato con la delibera n. 256/06. La stessa

Autorità, con il presente documento di consultazione, intende formulare proposte di


modifica alle vigenti modalità di determinazione convenzionale dei profili di prelievo per

i clienti non trattati su base oraria, volte a migliorare l’efficacia delle modalità per il

trasferimento, sugli stessi, del segnale economico di prezzo associato alle relative

forniture, prevedendone l’applicazione a partire dal 1° gennaio 2008. Le proposte di

modifica riguardano, in particolare, l’attuale meccanismo di attribuzione ex-ante di un

profilo di prelievo convenzionale, con una revisione del medesimo che intende tener

conto, ai fini del dispacciamento, dell’energia elettrica effettivamente prelevata dal

cliente in ciascuna fascia oraria.

19 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 139/07, ha emanato direttive in tema di

qualità dei servizi telefonici dei venditori di energia elettrica e gas. Le principali novità

previste per i call center delle aziende di vendita di energia elettrica sono relative alla

riduzione dei tempi di attesa, alla predisposizione delle chiamate gratuite, almeno da rete

fissa, e alla facilità di accesso ai servizi.

Infatti, l'Autorità ha fissato standard di qualità obbligatori per assicurare un adeguato

livello di servizio a tutela dei consumatori introducendo una “graduatoria di merito” dei

call center in funzione del livello di assistenza fornito dalle aziende ai clienti, rispetto ai

requisiti minimi previsti.

25 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 144/07, ha emanato disposizioni in materia

di recesso dai contratti di fornitura di energia elettrica e di gas, ai sensi dell’articolo 2,

comma 12, lettera h), della legge n. 481/95. Per i clienti, sono previsti tempi di preavviso

differenti a seconda che si eserciti il recesso per uscire dal mercato “vincolato” o per

risolvere un contratto già concluso nel libero mercato. Per i venditori, è previsto un tempo

di preavviso non inferiore a sei mesi, superabile solo con l’accordo di entrambe le parti e

fatte salve le norme correnti nei casi di morosità. L’esercente può avvalersi del diritto di

recesso solo nei confronti dei clienti che hanno scelto il mercato libero, ma dovrà

manifestarlo in forma scritta. Le nuove regole si applicano:

• dal 1° luglio 2007 a tutti i contratti di fornitura stipulati da clienti domestici e dalle

piccole imprese (con meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10

milioni di euro) connessi in bassa tensione;

• dal 1° ottobre prossimo per tutti gli altri clienti.


27 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 156/07, ha provveduto all’approvazione del

Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per

l’erogazione dei servizi di vendita dell’energia elettrica di maggior tutela e di

salvaguardia ai clienti finali (TIV) ai sensi del decreto legge 18 giugno 2007, n. 73/07.

Coerentemente con la completa liberalizzazione della domanda nel settore elettrico

l’Autorità, con il nuovo documento, intende:

• attuare una evoluzione del mercato al dettaglio in cui viene superata la nozione di

tariffa di vendita dell’energia elettrica, quale quella sin qui prevista per i clienti del

mercato vincolato;

• definire un nuovo sistema di tutele specifiche per alcune classi di clienti, tipicamente

quelli dotati di minore potere contrattuale nel mercato, attraverso l’erogazione di un

servizio a condizioni standard definito dall’Autorità, sulla base di criteri di mercato;

• prevedere la regolazione delle condizioni di erogazione del servizio di maggior tutela,

valide dal 1° luglio 2007, definendo le condizioni economiche che l’esercente tale

servizio deve offrire ai clienti ammessi affinché sia assicurata la fornitura di energia

elettrica con prefissati livelli di qualità, a prezzi ragionevoli e rispecchiante i costi del

servizio. L’obiettivo è quello di non alterare la concorrenza, né creare potenziali

barriere alla libera scelta dei venditori;

• individuare modalità per il riconoscimento, da parte degli esercenti l’attività di

vendita al mercato tutelato, dei costi sostenuti dall’Acquirente unico per il relativo

approvvigionamento dell’energia elettrica, stabilendo una sequenza temporale di

regolazione dei pagamenti che consenta il mantenimento sostanziale dell’equilibrio

finanziario dello stesso Acquirente unico, in analogia con quanto ad oggi disciplinato

per il mercato vincolato;

• prevedere direttive per gli esercenti il servizio di salvaguardia, anche alla luce dei

principi di pubblicità e non discriminazione delle condizioni economiche che gli

stessi esercenti sono tenuti a offrire ai sensi del decreto-legge 18 giugno 2007;

• definire disposizioni in materia di misura e disponibilità dei dati, in particolare per la

gestione dei contratti di fornitura e per le modalità di rilevazione dei consumi,

prevedendo specifici obblighi di comunicazione in capo alle imprese distributrici.

27 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 157/07, ha provveduto, in esecuzione del

decreto legge n. 73/07, con urgenza e immediata efficacia, alla definizione della


disciplina in materia di accesso ai dati di base per la formulazione di proposte

commerciali inerenti la fornitura di energia elettrica e/o di gas naturale, nell’ottica di:

• garantire l’accessibilità dei dati a partire dal 1° luglio 2007, quale condizione

essenziale per l’apertura del mercato elettrico;

• rinviare a successivo provvedimento la definizione di norme per la copertura dei costi

sostenuti dai distributori di energia elettrica o di gas naturale per l’attuazione di tale

disciplina;

• rinviare a successivo provvedimento la specificazione di limiti e obblighi per i

venditori per il corretto utilizzo dei dati di base dei consumi, in conformità all’esito

della procedura di cooperazione con il Garante per la protezione dei dati personali.

27 giugno 2007 – L’Autorità, con delibera n. 159/07, ha provveduto all’aggiornamento

per il trimestre luglio - settembre 2007 di componenti ed elementi della tariffa elettrica,

alla definizione delle condizioni economiche di maggior tutela e alla definizione del

prezzo di salvaguardia di cui al comma 23.3 del TIV.

6 luglio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 168/07, ha modificato i termini di cui al

comma 6.5 e sospeso i termini di cui agli articoli da 7 a 9 della deliberazione 23 aprile

2007, n. 95/07 a seguito del verificarsi di alcune problematiche cosi riepilogabili:

• presenza di elementi di incertezza circa i quantitativi di energia elettrica destinata al

mercato vincolato nel mese di gennaio 2007 e la possibilità che tali elementi di

incertezza possano implicare esigenze di rettifica, circa i consumi di energia elettrica,

anche per gli anni antecedenti il 2007 (comunicazione Terna del 26 marzo 2007);

• difficoltà riscontrate da Terna, in riferimento agli ammontari di perequazione

generale per gli anni 2004-2005 di cui alla deliberazione n. 95/07, connesse alla

attività di verifica dei dati di misura comunicati dalle imprese di distribuzione

(comunicazione 21 giugno 2007).

L’Autorità, a seguito di quanto sopra esposto, proroga i termini previsti al comma 6.5

della deliberazione n. 95/07 (da 60 giorni a 150 giorni); sospende, fino a successivo

provvedimento, i termini di cui agli articoli da 7 a 9 della medesima deliberazione;

relativamente alla perequazione generale per l’anno 2006 sospende, fino a successivo

provvedimento, i termini di cui ai commi da 42.8 a 42.11 del Testo integrato.


11 luglio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 171/07, ha avviato un procedimento per la

formazione di provvedimenti aventi ad oggetto la definizione di modalità e condizioni per

la sostituzione del venditore di energia elettrica ai clienti finali, anche nei casi di criticità

di esecuzione dei contratti di fornitura. L’Autorità intende procedere alla:

• regolazione del processo di switching, stabilendo le regole uniformi che gli operatori

devono adottare e le informazioni che devono essere scambiate tra i diversi soggetti

interessati allo switching;

• regolazione del processo di switching nelle situazioni particolari in cui il cliente

finale debba attivare il servizio di salvaguardia o, se appartenente a particolari classi

di cliente finale, il servizio di maggior tutela;

• regolazione del servizio di vendita, dei servizi di dispacciamento, trasmissione,

distribuzione e misura nelle situazioni in cui una delle controparti del contratto di

vendita non dovesse ottemperare alle proprie obbligazioni assunte nel medesimo

contratto.

12 luglio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 172/07, ha emanato disposizioni con

riferimento alla “tutela dei clienti finali di energia elettrica interessati da interruzioni

prolungate o estese”. Il provvedimento prevede rimborsi, da parte delle imprese di

distribuzione e trasmissione, alle famiglie e alle imprese in conseguenza di interruzioni

del servizio elettrico di durata superiore ad un prefissato standard, oltre che l’istituzione

di un apposito “Fondo eventi eccezionali” mediante il quale finanziare (con contributo a

carico sia degli operatori che dei clienti) gli stessi rimborsi a seguito di black out dovuti

alla manifestazione di condizioni o eventi eccezionali (es.: particolari condizioni

meteorologiche, trombe d’aria, valanghe, incidenti o gravi disservizi sugli impianti

elettrici).

L’obiettivo è duplice: da un lato si intende assicurare un rimborso per il disagio subito dai

clienti, famiglie e imprese, in caso di interruzioni di durata prolungata superiore ad uno

standard predeterminato, dall’altro si vuole incentivare e promuovere un tempestivo

ripristino del servizio da parte delle imprese di distribuzione e trasmissione, con

contenimento della durata delle interruzioni.

Il provvedimento richiede, da parte degli operatori, un adeguamento tecnologico-

gestionale complesso ed articolato; pertanto, ne è prevista un’entrata in vigore graduale

nel tempo (in particolare, per le imprese che servono oltre 100.000 famiglie, il periodo di


vigenza decorre dal 1° luglio 2009; nelle more, il meccanismo è introdotto con modalità

sperimentale, vale a dire senza produzione di effetti economici sui clienti e sulle imprese).

16 luglio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 177/07, ha avviato una istruttoria conoscitiva

in merito alle recenti anomalie riscontrate nella determinazione delle partite di energia

elettrica prelevata dalla rete di trasmissione nazionale e non correttamente attribuita agli

utenti del dispacciamento

16 luglio 2007 – L’Autorità, con delibera n. 183/07, ha avviato un procedimento per la

formazione di provvedimenti in materia di copertura dei costi derivanti dall’applicazione

della disciplina in tema di accesso ai dati di base per la formulazione di proposte

commerciali inerenti la fornitura di energia elettrica e/o di gas naturale di cui alla

deliberazione n. 157/07.

16 luglio 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

28/07, con scadenza fissata al 3 settembre 2007 – “Aggiornamento del valore e delle

modalità di erogazione del contributo tariffario connesso al meccanismo dei titoli di

efficienza energetica (modifica della deliberazione 16 dicembre 2004, n. 219/04)”. In

particolare, nel documento si formulano proposte per l’aggiornamento del valore del

contributo tariffario, riconosciuto a parziale copertura dei costi sostenuti dai distributori

obbligati alla realizzazione dei progetti di efficienza energetica, e per la modifica delle

tempistiche della sua entrata in vigore.


30/07, con scadenza fissata al 28 settembre 2007 – “Attuazione del decreto legislativo n.

20/07 in materia di cogenerazione ad alto rendimento”. La cogenerazione è la produzione

combinata di energia elettrica ed energia termica (calore) mediante il recupero

dell’energia termica che, nella produzione tradizionale di sola energia elettrica, verrebbe

altrimenti dissipata nell’ambiente. Il documento presenta proposte per regolare le

condizioni tecniche ed economiche per la connessione degli impianti alle reti elettriche, la

definizione di tariffe di trasmissione e distribuzione dedicate e le modalità di acquisto

dell’energia elettrica di riserva o di integrazione.



31/07, con scadenza fissata al 28 settembre 2007 – “Testo integrato dello scambio sul

posto”. Lo scambio sul posto (di seguito scambio) consente di depositare virtualmente in

rete l’energia elettrica prodotta e non immediatamente autoconsumata, in modo che possa

essere prelevata in un tempo differito per la copertura dei propri consumi. Si tratta di un

servizio commerciale consentito per la produzione da impianti di cogenerazione fino a

200 kW e per impianti da fonti rinnovabili fino a 20 kW. Il Gestore dei servizi elettrici

(GSE) sostituirà le imprese distributrici, diventando l’unico interlocutore nazionale per

tale servizio. L’adesione al meccanismo dello scambio consente di pagare al termine di

ogni anno al GSE il solo prelievo netto di energia dato dalla differenza tra l’energia

elettrica prelevata e quella immessa. Inoltre, nel caso in cui l’energia elettrica è prodotta

da fonti rinnovabili ed è superiore a quella consumata si può usufruire di un “credito di

energia elettrica” utilizzabile nei tre anni successivi.

1 agosto 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

32/07, con scadenza fissata al 12 ottobre 2007 – “Testo unico delle condizioni tecniche ed

economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli impianti

di produzione”. A partire dall’anno 2002 l’Autorità ha avviato un processo di revisione

della disciplina delle condizioni tecnico economiche per l’erogazione del servizio di

connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi con particolare attenzione alla

connessione degli impianti di produzione dell’energia elettrica. Tale processo ha portato

all’adozione della deliberazione n. 281/05, per le connessione a reti elettriche a tensione

nominale superiore a 1 kV, e alla deliberazione n. 89/07 per la connessione a reti

elettriche a tensione nominale fino a 1 kV. Per quanto riguarda le condizioni tecniche di

connessione, invece, ha avviato un apposito procedimento con la deliberazione n. 136/04.

Nasce ora l’esigenza di elaborare un unico corpo normativo, almeno per quel che riguarda

la connessione di impianti per la produzione di energia elettrica, al fine di armonizzare le

disposizioni vigenti e di apportare correzioni sulla base di criticità emerse durante

l’applicazione dei predetti provvedimenti.


33/07, con scadenza fissata al 17 settembre 2007 – “Determinazione convenzionale per

fasce orarie dei profili di prelievo dell’energia elettrica fornita ai clienti finali non trattati

su base oraria” che presenta gli orientamenti finali dell’Autorità, a seguito delle


osservazioni al precedente documento per la consultazione del 18 giugno 2007. Tali

orientamenti includono, oltre alla descrizione in dettaglio della proposta finale del

meccanismo di profilazione convenzionale per fasce, le modalità applicative che

consentono di tenere conto di un profilo specifico dei clienti finali domestici nella

determinazione dei profili orari di prelievo utilizzati per il conguaglio delle partite

economiche nell’ambito del dispacciamento. L’obiettivo è quello di superare il corrente

meccanismo di profilazione convenzionale, stabilito con deliberazione n. 118/03 che,

attribuendo un unico profilo a tutti i punti di prelievo non trattati orari, presenta elementi

di criticità a seguito della completa apertura del mercato, a partire dall’1 luglio 2007.


34/07, con scadenza fissata al 1° ottobre 2007 – “Tariffe per l’erogazione dei servizi di

trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica per il periodo 2008 – 2011”. In

particolare, il documento affronta i seguenti temi:

• separazione tra le attività svolte in condizioni di monopolio naturale e quelle svolte in

condizioni di concorrenza;

• remunerazione delle imprese che svolgono il servizio, con particolare attenzione ai

meccanismi che hanno permesso, ad alcuni operatori, di presentare margini di

bilancio anomali rispetto al basso livello di rischiosità dell’attività svolta;

• recuperi di efficienza imposti alle imprese, prospettando soluzioni che dovrebbero

permettere il graduale trasferimento ai clienti finali dei benefici ottenuti dalle

maggiori efficienze conseguite dalle imprese nei precedenti periodi regolatori;

• incentivazione e promozione degli investimenti ritenuti prioritari per i miglioramenti

che apportano al sistema nazionale, attraverso un sistema differenziato di

remunerazione dei nuovi investimenti che premi gli interventi che favoriscono una

maggior capacità di trasportare energia sulle reti, una miglior continuità del servizio,

uno svecchiamento degli impianti esistenti e una più capillare possibilità di realizzare

impianti da fonti rinnovabili;

• semplificazione delle regole attraverso un più armonizzato ventaglio di opzioni

tariffarie a livello nazionale in modo da favorire una più uniforme e agevole analisi

delle offerte da parte del cliente finale, per la scelta del fornitore e allo stesso tempo,

una maggior certezza di ricavo per i soggetti regolati.



35/07, con scadenza fissata al 21 settembre 2007 – “Orientamenti per la regolazione del

servizio di dispacciamento, dei servizi di trasmissione, distribuzione di energia elettrica e

misura e dei servizi di vendita nei casi di criticità di esecuzione dei contratti di fornitura”.

L’Autorità, a seguito della completa liberalizzazione del mercato elettrico dal 1° luglio,

propone norme per una gestione chiara ed uniforme dei rapporti tra venditore, clienti

finali ed operatori dei servizi di trasporto (aziende di distribuzione elettrica e Terna

S.p.A.) in caso di mancato pagamento degli importi dovuti dal cliente finale (morosità). Il

documento prevede e regola, con le dovute garanzie spettanti al consumatore, la

sospensione della fornitura in caso di mancato pagamento, sia per gli utenti del mercato

libero sia per quelli che usufruiscono dei nuovi regimi di tutela (servizi di maggior tutela

e di salvaguardia, previsti nel settore elettrico dalla legge n. 125 del 3 agosto 2007). In

particolare, vengono proposte:

• condizioni che devono verificarsi prima che il venditore possa richiedere l’eventuale

sospensione della fornitura ai consumatori;

• un adeguato preavviso per gli stessi clienti morosi;

• modalità specifiche per la tempestiva sostituzione del venditore (switching), nel caso

in cui il cliente finale si trovi sprovvisto di certezza di fornitura per cause

indipendenti dalla propria volontà e riconducibili a inadempimenti del venditore,

garantendo la continuità della fornitura, attraverso l’accesso al servizio di maggior

tutela o di salvaguardia del consumatore;

• l’istituzione di un apposito elenco di utenze che per le criticità sociali che potrebbero

derivare da una loro disalimentazione non possono essere sospese (ospedali, impianti

con possibile rischio ambientale, impianti di segnalamento pubblici e per i trasporti

etc).


36/07, con scadenza fissata al 1° ottobre 2007 – “Proposte per la regolazione della qualità

dei servizi elettrici nel III periodo di regolazione (2008-2011)”. Il presente documento per

la consultazione illustra le proposte dell’Autorità per la regolazione della qualità dei

servizi elettrici, tenendo conto delle osservazioni pervenute rispetto al primo documento

di consultazione (atto n. 16/07 AEEG) che conteneva, per ciascuno degli aspetti più

rilevanti, alcune opzioni alternative di regolazione. Tra la principali novità, le regole sulla

qualità di trasmissione sono state inserite tra le norme complessive sulla qualità dei


servizi e l’applicazione di quest’ultima viene estesa a tutela anche dei clienti serviti dalle

piccole imprese. Il procedimento sulla qualità del servizio si svolge in parallelo

all’analogo procedimento per le tariffe dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura

dell’energia elettrica per il medesimo periodo regolatorio (avviato con la deliberazione in

pari data n. 208/06) e come quello sulle tariffe è sottoposto all’analisi di impatto della

regolazione (AIR).

3 agosto 2007 – L’Autorità, con delibera n. 208/07, ha avviato un procedimento per la

definizione delle disposizioni relative al mercato della vendita al dettaglio di energia

elettrica e di gas naturale in attuazione della legge recante la conversione, con

modificazioni, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73. Ricordiamo come il decreto-

legge menzionato ha disposto un nuovo assetto del mercato della vendita di energia

elettrica ai clienti finali, operativo dall’1° luglio 2007 e fino al completo recepimento

della direttiva 2003/54/CE, stabilendo in particolare l’istituzione dei regimi di tutela dei

clienti finali nella vendita al dettaglio; il TIV ha definito le disposizioni urgenti e

transitorie per l’erogazione del servizio di maggior tutela e del servizio di salvaguardia

per i clienti finali nella vendita al dettaglio di energia elettrica. L’Autorità ritiene

necessario avviare, per l’attuazione della legge di conversione, un procedimento per la

valutazione della necessità di interventi e la successiva eventuale formazione di

provvedimenti aventi ad oggetto le modifiche al TIV.

3 agosto 2007 – L’Autorità, con delibera n. 210/07, ha intimato ad adempiere alla

deliberazione n. 83/07 recante “Attuazione della direttiva per la trasparenza dei

documenti di fatturazione dei consumi di elettricità ai sensi della deliberazione 19 luglio

2006, n. 152/06".

14 settembre 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

37/07, con scadenza fissata al 31 ottobre 2007 – “Aggiornamento annuale del fattore di

correzione Csa, di cui all’articolo 49 dell’allegato A alla deliberazione n. 5/04”. Il

documento per la consultazione espone gli orientamenti dell’Autorità in relazione alle

modalità applicative dell’aggiornamento annuale del fattore di correzione specifico

aziendale che, come stabilito al comma 49.5 del Testo integrato per il servizio di trasporto

(TIT), deve avvenire in coerenza con i criteri di aggiornamento annuale della quota parte


delle componenti tariffarie per il servizio di distribuzione a copertura della remunerazione

del capitale investito.

18 settembre 2007 – L’Autorità, con la delibera n. 226/07, ha modificato l’Allegato A

alla deliberazione n. 5/04. L’obiettivo è quello di;

• procedere al consolidamento delle prescrizioni relative agli oneri gravanti sulle

disponibilità del Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili ed assimilate, mediante

un aggiornamento delle disposizioni del Testo integrato;

• prevedere un adeguamento delle disposizioni in vigore, che renda esplicito il

riconoscimento degli oneri finanziari netti dovuti a squilibri temporali nei flussi

finanziari connessi alla gestione delle partite relative all’incentivazione delle fonti

rinnovabili e assimilate che trovano copertura nelle disponibilità del Conto.

18 settembre 2007 – L'Autorità ha pubblicato il documento per la consultazione – atto n.

38/07, con scadenza fissata al 31 ottobre 2007 – “Perequazione della remunerazione

riconosciuta al servizio di misura in bassa tensione nell’anno 2007” In particolare

vengono formulate proposte circa i meccanismi finalizzati a garantire che la

remunerazione connessa agli investimenti in misuratori elettronici e sistemi di

telegestione per le utenze in bassa tensione sia riconosciuta esclusivamente alle imprese

distributrici che hanno realizzato tali investimenti nel periodo fino al 31 dicembre 2005. Il

documento si inquadra nell’ambito del procedimento avviato con deliberazione n. 275/06.

26 settembre 2007 – L’Autorità, con delibera n. 231/07, ha emanato disposizioni in

materia di aggiornamento del contributo tariffario per il conseguimento degli obiettivi di

risparmio energetico di cui ai decreti ministeriali 20 luglio 2004. Tale delibera ha accolto

la richiesta pervenuta dalla gran parte dei soggetti interessati di posticipare, al 30

novembre 2007, la decisione sull’eventuale revisione del contributo tariffario,

limitatamente all’anno in corso, in considerazione dell’imminente aggiornamento dei

decreti ministeriali di riferimento e al fine di effettuare ulteriori approfondimenti.

26 settembre 2007 – L’Autorità, con delibera n. 235/07, ha emanato direttive per la

messa in servizio dei misuratori elettronici e dei sistemi di telegestione (di cui alla

deliberazione n. 292/06) e ha previsto l’introduzione di indicatori di prestazione e di

grado di utilizzo dei sistemi di telegestione stessi.


27 settembre 2007 – L’Autorità, con delibera n. 236/07, ha predisposto modifiche

all’Allegato A alla deliberazione n. 156/07 (TIV), ritenendo opportuno che:

• gli esercenti la salvaguardia che erogano il servizio a uno o più clienti finali e che non

hanno acquisito per tempo la qualifica di utente del dispacciamento in prelievo, con

decorrenza 1° ottobre 2007, possano eccezionalmente continuare ad approvvigionarsi

dell’energia elettrica destinata al servizio di salvaguardia dall’Acquirente unico,

limitatamente a detto mese, pagando un prezzo definito dall’Autorità;

• gli esercenti la salvaguardia, di cui al punto precedente, debbano richiedere

l’acquisizione della qualifica di utente del dispacciamento entro e non oltre il 15

ottobre 2007.

Tale delibera, inoltre, ha previsto la sospensione dei termini previsti all’articolo 22 del

TIV, riguardanti l’ordine di priorità che l’esercente la maggior tutela è tenuto a seguire ai

fini dell’identificazione delle piccole imprese, in quanto il procedimento, avviato con la

deliberazione n. 208/07, e le richieste da parte degli operatori comportano ulteriori

interventi, da parte dell’Autorità, non compatibili con i termini sinora previsti dal predetto

articolo.

27 settembre 2007 – L’Autorità, con la deliberazione n. 237/07, ha emanato disposizioni

in materia di condizioni economiche del servizio di maggior tutela basate

sull’introduzione di prezzi biorari e ha, conseguentemente, modificato la deliberazione n.

156/07 (TIV)

27 settembre 2007 – L’Autorità, con delibera n. 238/07, ha aggiornato, per il trimestre

ottobre - dicembre 2007, le componenti della tariffa elettrica e definito le condizioni

economiche di maggior tutela e del prezzo di salvaguardia, oltre ad emanare disposizioni

in materia di regimi tariffari speciali.

4 ottobre 2007 – L’Autorità, con la deliberazione n. 253/07, ha provveduto ad integrare

la deliberazione n. 11/07, in materia di obblighi di separazione amministrativa e contabile

(unbundling) per le imprese operanti nel settore dell’energia elettrica e del gas e ha

previsto:

1. la proroga al 30 giugno 2007 dei termini per dare attuazione agli obblighi di

separazione funzionale delle attività;


2. la distinzione dell’attività di vendita di energia elettrica tra “clienti liberi” e “clienti

tutelati”; questa ultima distinta nei comparti di separazione contabile: del “mercato

della maggior tutela” e del “mercato di salvaguardia”;

3. l’introduzione di una esenzione dagli obblighi di unbundling funzionale per i soli casi

in cui soggetti giuridici separati gestiscano infrastrutture in regime di esenzione per

legge dagli obblighi di diritto di accesso non discriminatorio di terzi per almeno il

50% della loro capacità;

4. l’introduzione di un metodo alternativo e opzionale in merito alla governance

societaria ed al gestore indipendente della distribuzione.

Tariffe per il servizio di trasporto

L’anno 2007 rappresenta l’ultimo anno in cui trova applicazione la struttura tariffaria

definita dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (Autorità) nel “Testo integrato delle

disposizioni […] per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e

vendita dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2004 - 2007”, allegato alla


Si ricorda che la predetta struttura tariffaria, a differenza della precedente (periodo di

regolazione 2000-2003), ha previsto la contemporanea introduzione di due meccanismi di

perequazione, finalizzati a riconoscere le specificità delle diverse imprese di distribuzione

che operano sul territorio nazionale.

I meccanismi sono in parte basati su analisi di costi parametrici (regime generale di

perequazione: obbligatorio) ed in parte su analisi specifiche condotte dall'Autorità

impresa per impresa (regime di perequazione specifico aziendale: facoltativo).

Il regime generale di perequazione è conseguenza del vincolo della tariffa unica

nazionale, che determina la necessità di definire parametri tariffari basati sulle

caratteristiche medie dell’utenza e del territorio serviti.

In realtà, i costi effettivamente sostenuti dalle singole imprese per lo svolgimento del

servizio sono influenzati sia dalla specificità della clientela servita, che da fattori

ambientali fuori dal proprio controllo.

Pertanto, la tutela della economicità e della redditività delle stesse imprese richiede

l’adozione di misure compensative dei maggiori costi sostenuti rispetto al livello

riconosciuto mediante le tariffe.

A riguardo, sono previsti i seguenti meccanismi di perequazione:


• perequazione dei costi di acquisto dell’energia elettrica destinata ai clienti del

mercato vincolato;

• perequazione dei costi diretti di distribuzione sulle reti AT;

• perequazione dei costi diretti di trasformazione AT/MT;

• perequazione dei costi diretti di distribuzione sulle reti MT e BT;

• perequazione dei ricavi per la fornitura dell’energia elettrica ai clienti domestici.

A partire dal 1° gennaio 2007, con deliberazione n 203/06 è stato soppresso il

meccanismo di perequazione generale dei costi relativi al servizio di trasmissione, in

quanto è stato disposto l’aggiornamento della componente CTR e del corrispettivo di

trasmissione TRAS in maniera indifferenziata nelle diverse fasce orarie.

Con successiva deliberazione n. 286/06 l’Autorità ha comunque previsto che la copertura

dei costi sostenuti dalle imprese distributrici per il servizio di trasmissione destinato ai

fabbisogni degli usi propri della trasmissione e della distribuzione, già compensati

mediante il meccanismo di perequazione soppresso, abbia luogo nell’ambito della

perequazione dei costi di distribuzione sulle reti di media e bassa tensione, appositamente

integrato.

Inoltre, la deliberazione n. 275/06 ha avviato un procedimento per la formazione di

provvedimenti in materia di perequazione del servizio di misura in bassa tensione

nell’anno 2007 che si aggiunge, pertanto, ai meccanismi sopra elencati.

Tale procedimento si rende necessario in quanto l’aggiornamento dei corrispettivi per

l’erogazione del servizio di misura ha tenuto conto anche degli investimenti effettuati

negli anni 2002-2005 per l’installazione dei misuratori elettronici e dei relativi sistemi di

telegestione alle utenze in bassa tensione, eccedenti quelli già precedentemente

riconosciuti; pertanto risulta necessario garantire, esclusivamente alle imprese che hanno

effettuato tali investimenti, il riconoscimento della remunerazione del relativo capitale

investito.

A tal fine le imprese distributrici devono accantonare una quota parte delle componenti di

misura che, secondo modalità oggetto di prossima definizione, saranno destinate alla

remunerazione degli investimenti in misuratori digitali e sistemi di telegestione per le

utenze in bassa tensione realizzati nel periodo fino al 31 dicembre 2005.

Con il documento di consultazione pubblicato il 18 settembre (atto n. 38/07 con scadenza

il 31 ottobre 2007) l’Autorità ha proposto i propri orientamenti in relazione alla


perequazione del servizio di misura dell’energia elettrica dell’anno 2007 e, in particolare,

ha ipotizzato un meccanismo teso a garantire che la remunerazione connessa agli

investimenti in misuratori/sistemi di telegestione sia riconosciuta esclusivamente alle

imprese distributrici che li abbiano effettuati entro il 31 dicembre 2005.

L’Autorità ha, infatti, individuato un driver di riferimento connesso al numero dei

misuratori elettronici installati al 31 dicembre 2005, indipendentemente dal fatto che

siano già in regime di telegestione/telelettura e non ha considerato eventuali differenze

nei costi sostenuti per i diversi tipi di strumenti installati (monofase, trifase, ecc.).

Il regime specifico di perequazione aziendale si propone di cogliere tutte le peculiarità

dell’impresa, non intercettate dai meccanismi del regime generale, che comportano livelli

di costo difformi dalla media nazionale.

A tale scopo, sono previste apposite istruttorie, avviate su richiesta delle singole imprese,

finalizzate a riscontrare la presenza di situazioni estranee al controllo di queste ultime,

che determinano livelli di costo superiori a quelli recepiti in tariffa e non compensati dalla

perequazione generale.

Le ulteriori novità di rilievo introdotte dal nuovo testo integrato riguardano la separazione

dei:

• costi del servizio di misura (precedentemente compresi tra quelli di trasporto), con la

fissazione di una tariffa amministrata (in previsione della liberalizzazione del

servizio);

• costi dell’attività di trasmissione (precedentemente compresi tra quelli di trasporto),

con la fissazione di una tariffa amministrata;

• costi del servizio di commercializzazione dei costi del servizio di trasporto ai clienti

finali (precedentemente compresi in quelli di trasporto) con determinazione di

apposita componente tariffaria.

• costi dell’attività di commercializzazione della vendita di energia elettrica ai clienti

del mercato vincolato (precedentemente compresi tra quelli di trasporto), con

l’individuazione di un’apposita componente tariffaria, che si aggiunge al corrispettivo

per il servizio di vendita dell’energia elettrica (comprensivo della componente a

copertura degli oneri di dispacciamento).


La nuova normativa ha anche modificato il criterio di aggiornamento delle componenti

tariffarie, in quanto la quota delle componenti tariffarie di trasmissione e di distribuzione,

che copre i costi operativi e gli ammortamenti, è aggiornata con il meccanismo del price-

cap, mentre la restante parte, a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale

investito, con il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del

servizio erogato ed il riconoscimento degli investimenti.

La deliberazione n. 5/04 ha anche modificato la normativa relativa alla copertura dei costi

riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio: con decorrenza 1° febbraio 2004,

è stata posta a carico di tutti i clienti finali, ad eccezione dei clienti domestici, una

specifica componente tariffaria (UC6) a copertura di tali costi.

L'Autorità, inoltre, in materia di contributi di allacciamento e di diritti fissi, ha avviato

un’indagine specifica sui costi sostenuti dalle imprese, in vista di una riforma

complessiva della regolazione dei contributi di connessione.

Intanto, nella deliberazione n. 203/06, ha previsto una riduzione dei corrispettivi del

1,6%, rispetto a quelli in vigore nell’anno 2006.

I ricavi riconosciuti per i servizi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica,

nonché gli oneri connessi al recupero della continuità del servizio e agli interventi

finalizzati alla promozione dell’efficienza energetica nel settore elettrico per l’anno 2007,

sono stati aggiornanti dalla deliberazione n. 203/06, mentre le tariffe per il servizio di

misura sono state aggiornate con la già menzionata deliberazione n. 275/06.

Le tariffe per i clienti domestici, definite nella deliberazione n. 203/06, sono state

aggiornate, a partire dal 1° luglio con quelle definite nella deliberazione n. 135/07, in

quanto l’Autorità ha introdotto le cosiddette “tariffe di transizione” per l’energia elettrica,

in attesa della definizione del futuro assetto tariffario comprensivo della tariffa sociale.

L’introduzione delle tariffe di transizione valide fino al 31 dicembre 2007 risponde

all’esigenza di:

• non modificare radicalmente l’attuale struttura tariffaria per l’utenza domestica, così

da renderla compatibile con i tempi necessari per l’adattamento dei sistemi di

fatturazione da parte delle imprese distributrici di energia elettrica;

• mantenere nella sostanza invariata l’articolazione per scaglioni di consumo e la

distinzione residente/non residente prevista dalle attuali tariffe;


• eliminare i sussidi incrociati nella componente a copertura dei costi di acquisto e

vendita dell’energia elettrica, così da rendere il sistema compatibile con la

liberalizzazione;

• prevedere una rimodulazione dei corrispettivi tariffati a copertura dei costi di

trasmissione, distribuzione, misura e oneri di sistema tale da compensare

l’eliminazione dei sussidi incrociati per la parte di acquisto e vendita dell’energia

elettrica. In questo modo si ottiene il risultato di minimizzare la variazione di spesa

per la generalità dell’utenza domestica.

Le opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione, applicate ai clienti finali, diversi da

quelli domestici, valide per l’anno 2007, sono state approvate dall’Autorità con


Il bilancio dell’energia

Al 30 settembre 2007 ACEA Distribuzione ha immesso in rete 8.774,4 GWh registrando

un aumento pari allo 0,97% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

Il tutto come meglio illustrato nella tabella che segue.

GWh 30.09.2007 30.09.2006

Fornitura A.U. 4.308,6 5.117,9

Fornitura estera 333,4 316,4

Totale mercato vincolato 4.642,0 5.434,3

Mercato libero 4.095,7 3.219,1

Totale generale 8.737,7 8.653,4

Per quanto riguarda i ricavi del periodo quelli derivanti dal servizio di trasporto e misura

ai clienti del mercato vincolato e libero si sono attestati a € 212,9 milioni e risultano

aumentati di circa € 13,2 milioni (pari al 6%). La crescita dei ricavi è essenzialmente

legata all’effetto combinato del diverso valore dei parametri tariffari, della maggiore

energia elettrica distribuita e della sua ripartizione tra le tipologie; è altresì influenzata dal


riconoscimento da parte dell’AEEG dalla metodologia delle misure dell’energia elettrica

immessa.

I ricavi derivanti dal servizio di trasporto e misura vengono ridotti di € 5,1 milioni per

effetto della perequazione la quale, rispetto al 30 settembre 2006, registra un maggiore

impatto pari ad € 1,3 milioni essenzialmente attribuibile agli usi domestici e alla formula

perequativa del servizio di trasmissione.

La perequazione specifica aziendale ammonta a € 25,1 milioni. L’importo si è ridotto

rispetto ai primi nove mesi del 2006 di € 2,3 milioni (era pari a € 27,4 milioni) in

conseguenza delle disposizioni contenute nella delibera AEEG n. 30/2007 valide per gli

ammontari di perequazione specifica degli esercizi 2004 e 2005.

I costi variabili ammontano complessivamente a € 35,9 milioni e risultano aumentati di €

3 milioni di cui (i) € 0,9 milioni relativi alla stima della nuova componente di

perequazione relativa alla quota tariffaria di misura applicata ai clienti finali nelle

tipologie BT - altri usi e BT – IP e (ii) € 1,7 milioni relativi alla variazione in aumento

degli oneri di continuità del servizio.

In sintesi il primo margine si attesta complessivamente a € 202,1 milioni registrando un

aumento di € 10,1 milioni rispetto al 30 settembre 2006.

Personale

Andamento del numero medio del personale in forza Numero medio al 30 settembre 2007 1.619Numero medio al 30 giugno 2007 1.621Numero medio al 31 marzo 2007 1.620Numero medio al 31 dicembre 2006 1.657Numero medio al 30 settembre 2006 1.665

Si precisa che la tabella sopra riportata evidenzia l’andamento del numero medio

complessivamente considerato ovvero esso contiene anche le risorse destinate all’attività

di pubblica illuminazione.

Il costo del personale relativo al terzo trimestre del 2007, al lordo dei costi capitalizzati, è

pari a € 64,7 milioni: rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio si riduce di €

1,3 milioni in conseguenza essenzialmente delle iniziative di esodo e mobilità adottate nei

precedenti esercizi.


AREA MERCATO DELL’ENERGIA

PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA (i valori economici e le quantità fisiche

non tengono conto delle percentuali di consolidamento e si riferiscono al 100% della

Società)

Andamento della produzione

Nel periodo il Gruppo AceaElectrabel Produzione ha realizzato un volume di produzione

netta pari a 3.221,1 GWh. Tale valore, confrontato con i volumi di produzione realizzati

nel medesimo periodo dell’anno precedente, mostra un aumento pari al 56%. In

particolare:

GWh 30.09.2007 30.09.2006 Variazione %

AEP - termoelettrica 452,7 400,1 52,6 13,2%

AEP – idroelettrica 169,3 345,5 -176,2 -51%

Totale AEP 622,0 745,6 -123,6 -16,6%

Voghera 1.148,1 1.308,6 -160,5 -12,3%

Roselectra 1.442 11,31 1.430,7 100,0%

LONGANO - eolico 9 0 9 100,0%

Totale produzione netta 3.221,1 2.065,5 1.155,6 56%

Andamento economico

Nel periodo il Gruppo AceaElectrabel Produzione ha conseguito ricavi relativi alla

cessione di energia elettrica per € 297,7 milioni. I ricavi registrano un incremento di €

104,2 milioni; tale incremento passa attraverso un aumento dei ricavi di Roselectra che ha

iniziato a produrre a pieno regime (+ € 114 milioni) ed una diminuzione dei ricavi di

AceaElectrabel Produzione che da € 189,2 milioni del 30 settembre 2006 passano ad €

177,8 milioni al 30 settembre 2007 essenzialmente in conseguenza della consistente


riduzione della produzione idroelettrica sia a causa della minore idraulicità sia per la

fermata per guasto della centrale di Salisano.

I ricavi da teleriscaldamento ammontano a € 2,5 milioni.

Nel periodo di osservazione si registrano costi di approvvigionamento del combustibile

per € 164,5 milioni di cui € 92,9 relativi al fabbisogno di AceaElectrabel Produzione e

Voghera e € 71,6 milioni relativi alla centrale di Roselectra.

Il margine operativo lordo del periodo del Gruppo AceaElectrabel Produzione si attesta a

€ 51,9 milioni contro € 51,3 milioni del corrispondente periodo del 2006.

Personale

Il numero medio del personale impiegato in AceaElectrabel Produzione al 30 settembre

2007 risulta pari a 179 unità (53 quota Gruppo ACEA).

VENDITA DI ENERGIA ELETTRICA AL MERCATO VINCOLATO E LIBERO E

VENDITA GAS (i valori economici e le quantità fisiche non tengono conto delle

percentuali di consolidamento e si riferiscono al 100% della Società)

Andamento economico

I ricavi conseguiti nel periodo ammontano complessivamente a € 1.887,5 milioni e

risultano aumentati del 39% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio in

conseguenza dell’acquisizione di Alpenergie e dell’avvio delle attività di

commercializzazione di Elettria (società operante in Toscana).

Per quanto riguarda i costi di acquisto dell’energia destinata al mercato vincolato si

registra nel periodo una riduzione del 10% rispetto al terzo trimestre 2006 al netto della

componente perequativa. Tale variazione è determinata dai minori volumi acquistati

nonché dall’andamento dei prezzi di mercato.

L’Acquirente Unico, cha ha sostituito ENEL Distribuzione al momento di avvio della

Borsa, determina i prezzi di vendita su base mensile in relazione ai costi effettivamente

sostenuti e secondo le modalità definite dall’AEEG nella delibera n. 5/04. Il costo

d’acquisto del periodo è pari a € 371,8 milioni.


E’ altresì allocata in questa voce la stima della perequazione energia che rappresenta

quella componente a copertura delle differenze tra profilo di acquisto e quello di vendita:

tale forma perequativa è obbligatoria per la vendita dell’energia elettrica sul mercato

vincolato. L’importo positivo di € 9 milioni riduce i costi di approvvigionamento del

periodo e rappresenta la migliore stima delle differenze di profilo relative ai nove mesi

dell’esercizio 2007: tale importo verrà determinato in via definitiva solo alla fine

dell’esercizio e potrà risultare diverso da quello stimato per il periodo in relazione

all’andamento dei prezzi di mercato.

Il margine operativo lordo delle Società di vendita è pari a € 14,2 milioni contro € 6

milioni del terzo trimestre 2006.

Il numero medio del personale impiegato nell’attività di commercializzazione di energia

elettrica e gas è di 262 unità (quota Gruppo 151). Al 30 settembre 2006 era di 231 unità

(quota Gruppo 135).


AREA GESTIONI IDRICHE

REGIONE LAZIO

ACEA Ato2

Dal 1° Gennaio 2003, in applicazione della Legge Galli, Acea ATO2 cura la gestione del

servizio idrico integrato per l’Ambito Territoriale Ottimale n°2 della Regione Lazio, con

una concessione di durata trentennale.

L’avvio del servizio idrico integrato sta avvenendo gradualmente secondo un programma

approvato dalla Conferenza dei Sindaci che prevede un’acquisizione progressiva fino a

raggiungere un bacino d’utenza di circa 3.600.000 abitanti.

Nel corso dei primi 9 mesi del 2007 sono state acquisite le gestioni dei Comuni di

Filacciano, Ariccia, Bellegra, Roiate, San Vito Romano, Castel San Pietro e Gallicano nel

Lazio, Genazzano, Poli, Riano, Torrita Tiberina e Marino nonché i servizi di fognatura e

di depurazione dei Comuni di Capranica Prenestina (servizio idrico tutelato e quindi

affidato ad altro gestore), Olevano Romano (servizio idrico tutelato e quindi affidato ad

altro gestore), Rocca di Cave, Colonna (servizio idrico acquisito con la Doganella),

Palestrina (servizio idrico acquisito con la Doganella), San Cesareo (servizio idrico

acquisito con la Doganella) e Zagarolo (servizio idrico acquisito con la Doganella). Infine

è stato acquisito il servizio idrico del Comune di Rocca di Cave. Tali Comuni facevano

parte del C.E.P. (Consorzio Ecologico Prenestino).

Le suddette gestioni vanno ad aggiungersi a quelle acquisite negli anni:

2003 - riguardanti i Comuni di Roma, Monterotondo, Tivoli, Guidonia-Montecelio,

Grottaferrata, Ciampino e Fiumicino oltre il Consorzio del Simbrivio, sistema

acquedottistico che, all’interno dell’ATO 2, fornisce acqua all’ingrosso a 45 comuni e 2

consorzi;

2004 - riguardanti i Comuni di Castel Madama, Mentana, Fonte Nuova, Marcellina, San

Gregorio da Sassola, Ciciliano, Pisoniano, Rocca S.Stefano, Montelanico, Albano Laziale

ed il sistema acquedottistico del Consorzio ex Cassa per il Mezzogiorno,

precedentemente gestito dalla Regione Lazio, per l’approvvigionamento idrico dei

Comuni di Pomezia, Ardea e Lanuvio;

2005 - riguardanti i Comuni di Casape, Carpineto Romano, Sambuci, Affile, Arcinazzo

Romano - ad esclusione del Consorzio CO.RE.CALT. - , Gavignano, Gorga, Cervara di

Roma, Subiaco, Castel Gandolfo, Vicovaro, Artena, Trevignano Romano, Santa

Marinella.


2006 – riguardanti il Consorzio Acquedotto Doganella nonché dei servizi di fognatura e

di depurazione di 3 degli 8 Comuni aderenti al CAD (Frascati, Montecompatri e

Monteporzio Catone), i Comuni di Fiano Romano, Jenne, Nemi (solo servizio idrico),

Vejano, Segni, Saracinesco, Lariano, Lanuvio, Sacrofano, Tolfa, Allumiere, Pomezia

(acquisizione provvisoria dei servizi di fognatura e di depurazione), Sant’Oreste,

Nazzano, Castelnuovo di Porto, Velletri e il Consorzio Nemi-Genzano (fognatura e

depurazione).

Complessivamente, al 31.03.2007, i Comuni acquisiti sono 74, equivalenti a 3.383.963

abitanti residenti (fonte ISTAT 2001), pari al 92,21% del totale; a ciò sono da aggiungere

i sistemi acquedottistici dei Consorzi Simbrivio, ex Cassa per il Mezzogiorno, Doganella,

nonchè i sopra citati Consorzi Nemi-Genzano e C.E.P..

Nel “Programma per il completamento delle prese in carico”, approvato dalla Conferenza

dei Sindaci del 23.02.2006, sono stati, infine, individuati gli ulteriori Comuni – al

momento non acquisibili - per i quali, durante l’anno 2006, sarà definito in quale

trimestre dell’anno 2007 potranno essere presi in carico:

- i Comuni di Agosta, Arsoli e Marano Equo, che si sono dichiarati disponibili

all’acquisizione solo dopo la risoluzione del contenzioso legale con ACEA S.p.A.;

- Comuni che non hanno approvato la convenzione di gestione: Morlupo, Riofreddo,

Roviano, Rocca Priora, Bracciano e Cerveteri;

- Comuni con gestioni tutelate: Rocca Canterano, Rocca di Papa e Valmontone;

- Comuni con entrambe le criticità: Ardea, Canterano e Gerano.

Il Comune di Colleferro, pur non avendo una gestione tutelata, deve risolvere alcune

problematiche con Italcogim Reti S.p.A., attuale gestore del S.I.I. del Comune stesso.

Tariffa

La tariffa del S.I.I. è stata determinata secondo quanto approvato della Conferenza dei

Sindaci con determinazione 4/02 del 10-12-02 che prevede un progressivo avvicinamento

delle tariffe pre-esistenti delle gestioni dei Comuni acquisiti a quella di piano d’ambito,

entro il termine massimo di sei anni a partire dal 2003.

Il Margine Operativo Lordo di ACEA Ato2 al 30 settembre 2007 si attesta a € 109,4

milioni (€ 113,6 milioni al 30 settembre 2006).


Personale

Andamento del numero medio del personale in forza Numero medio al 30 settembre 2007 1.547Numero medio al 30 giugno 2007 1.548Numero medio al 31 marzo 2007 1.537Numero medio al 31 dicembre 2006 1.457Numero medio al 30 settembre 2006 1.433

ACEA Ato5

L’attività della Società è iniziata nell’ultimo trimestre del 2003 e al 30 settembre 2007

registra un margine operativo lordo di € 3,5 milioni aumentato rispetto al medesimo

periodo dell’anno precedente di € 1,3 milioni.

Le attività di avvio della gestione del Servizio Idrico Integrato nell’Ambito Territoriale

Ottimale n. 5 risultano ultimate, nel pieno rispetto di quanto previsto dal programma

operativo delle acquisizioni concordato con la Segreteria Tecnica Operativa.

Va segnalata la conclusione positiva, nel corso del mese di febbraio, del processo di

revisione delle tariffe con l’Autorità d’Ambito. Tale revisione, adottata sulla base delle

conoscenze maturate nei primi quattro anni di gestione e dei bilanci degli esercizi 2003,

2004 e 2005, ha fissato la tariffa per l’anno 2006 nonché la sua evoluzione fino al termine

della concessione (2032). L’evoluzione tariffaria considera la dinamica dei costi operativi

e degli investimenti da sostenere in relazione all’evoluzione prevedibile dei volumi con la

duplice finalità di raggiungere gli obiettivi quali – quantitativi del servizio idrico integrato

posti dall’Autorità d’Ambito e di rispettare i vincoli di equilibrio economico – finanziario

del gestore. Nell’ambito del medesimo processo è stato altresì sottoscritto tra la Società e

l’Autorità d’Ambito un atto di transazione avente ad oggetto la definizione della

problematica relativa ai maggiori costi operativi sostenuti nel triennio 2003 – 2005: tale

atto contiene il riconoscimento di tali maggiori costi al netto delle somme relative (i) alla

quota di tariffa - corrispondente agli ammortamenti ed alla remunerazione del capitale

investito inflazionato – relativa agli investimenti previsti dal Piano d’Ambito e non

realizzati nel primo triennio (ii) alla quota di inflazione maturata sugli oneri di

concessione e (iii) alle penalità per inadempimenti contrattuali verificatisi nel triennio.

Il credito verso l’Autorità d’Ambito, con riferimento all’atto di transazione sopra

richiamato, è complessivamente pari a € 10.700mila che verrà pagato dalla medesima


Autorità in tre annualità in ragione di un terzo di tale importo da corrispondere entro il 31

dicembre di ogni anno, con la prima rata in scadenza il 31 dicembre 2007 (pari a €

3.567mila).

Il numero medio dei dipendenti al 30 settembre 2007 è pari a 161 risorse.

REGIONE TOSCANA

Acque e sue controllate

Le Società chiudono il periodo con un margine operativo lordo complessivamente di € 29

milioni (il 45% è pari a € 13 milioni); rispetto al precedente esercizio si registra un

incremento di € 8 milioni.

Gli abitanti serviti sono pari a circa 720.000 e distribuiti in 57 Comuni delle province di

Pisa, Firenze, Siena, Pistoia e Lucca.

Il numero medio del personale impiegato dal Gruppo Acque al 30 settembre 2007 risulta

pari a 501 unità che influenza il consolidato per una quota pari al 45% (225 unità).

La società partecipata Acque S.p.A., titolare della gestione, ha iniziato a usufruire del

finanziamento di 255 milioni di euro sottoscritto nel mese di ottobre 2006 con una

cordata di banche e destinato a coprire le esigenze finanziarie del piano di investimenti di

circa 650 milioni di euro.

Publiacqua

Nell’ATO 3 Medio Valdarno, prosegue l’azione di risanamento e riorganizzazione della

società partecipata Publiacqua S.p.A. L’azione si è concentrata sul recupero dei crediti e

su modifiche organizzative interne volte a elevare la qualità del servizio e a ridurre i costi

operativi. Nel corso del mese di luglio, l’Assemblea dell’Ambito Territoriale Ottimale 3

Medio Valdarno ha approvato le modifiche al Piano di Ambito, che prevedono l’ingresso

nell’ATO dei comuni del Chianti e la revisione della tariffa allo scopo di mantenere un

elevato livello di investimenti nel territorio dell’ATO 3. Proseguirà così il vasto

programma di sostituzione, rinnovamento e estensione delle infrastrutture volto ad

assicurare i adeguati livelli di servizio a tutti gli utenti del servizio idrico integrato.

Il Gruppo Publiacqua contribuisce al Gruppo ACEA con un margine operativo lordo di €

34,3 milioni (il 40% è pari a € 13,7 milioni); ovviamente il confronto con il medesimo

periodo dell’esercizio precedente è poco indicativo in quanto al 30 settembre 2006


Publiacqua contribuiva al Gruppo ACEA solo per cinque mesi avendo ACEA acquisito il

controllo della Società il 1° aprile 2006.

Il numero medio del personale impiegato al 30 settembre 2007 risulta pari a 713 unità che

influenza il consolidato per una quota pari al 40% (285 unità).

REGIONE CAMPANIA

GORI

Nel mese di luglio la Sarnese Vesuviano ha acquistato ulteriori 9.266 azioni della Gori

portando cosi la quota detenuta dal Gruppo al 37,03%. La società contribuisce al margine

operativo lordo consolidato per € 5,2 milioni contro € 2,3 milioni del precedente periodo

quindi con un aumento a parità di quota di possesso del 73%.

Il numero medio del personale impiegato da GORI è pari a 586 unità (quota gruppo 217).

Gruppo Sigesa

Tale Gruppo consegue nel periodo un margine operativo lordo di € 0,4 milioni.

Il numero medio del personale impiegato al 30 settembre 2007 risulta pari a 101 unità.


AREA TERMOVALORIZZAZIONE

Gruppo TEA

L’acquisizione del Gruppo Tad Energia Ambiente avvenuta nel luglio 2006 ha consentito

ad ACEA S.p.A. di inserirsi con un ruolo rilevante tra gli operatori del waste to energy.

Tad Energia Ambiente S.p.A. è proprietaria di 2 termovalorizzatori con una potenza

installata complessiva di 20 MW, di un impianto di produzione di combustibili da rifiuti

(CDR) sito in Paliano e di una discarica localizzata ad Orvieto.

Sono state ottenute le autorizzazioni per il raddoppio dell’impianto di S. Vittore.

Il Gruppo contribuisce al margine operativo lordo consolidato per € 17,9 milioni ed il

numero medio del personale impiegato è pari a 160 unità.

Si riporta di seguito una sintetica descrizione delle attività svolte dalle principali società

del Gruppo.

Terni En.A.

Il settore in cui opera la società, è quello della produzione di energia da fonti rinnovabili

ed in particolare quello della termovalorizzazione delle biomasse.

La Società ha messo in esercizio una centrale Waste To Energy (W.T.E.) a Terni per la

produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in piena coerenza con gli obiettivi

Comunitari derivanti dal protocollo di Kyoto per la riduzione dei gas “serra” le cui

emanazioni sono peraltro descritte nella “Posizione Comune” approvata dal parlamento

Europeo, nella quale viene contemplata la richiesta nei confronti dei Paesi Membri ad

attuare delle semplificazioni rispetto alle procedure autorizzative in modo da promuovere

tali realizzazioni.

L’impianto, concepito a fronte delle leggi 9/10 1991 e CIP6 1992, prevede l’utilizzo di

circa 100.000 ton/anno di BIOMASSE provenienti prevalentemente da pulper di cartiera.

Sull’impianto di Terni è in corso la realizzazione di un impianto di disidratazione del

pulper che, una volta ultimato, contribuirà ad aumentare la redditività e l’efficienza

dell’impianto.

Nel terzo trimestre 2007 l’impianto ha prodotto energia per 60,6 GWh.


EALL

Il settore in cui opera la società, e cioè quello della produzione di energia da fonti

rinnovabili ed in particolare quello della termovalorizzazione di CDR (Combustibile Da

Rifiuto).

La Società ha messo in esercizio una centrale Waste To Energy (W.T.E.) a San Vittore

del Lazio (FR) per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in piena coerenza

con gli obiettivi Comunitari derivanti dal protocollo di Kyoto per la riduzione dei gas

“serra” le cui emanazioni sono peraltro descritte nella “Posizione Comune” approvata dal

parlamento Europeo, nella quale viene contemplata la richiesta nei confronti dei Paesi

Membri ad attuare delle semplificazioni rispetto alle procedure autorizzative in modo da

promuovere tali realizzazioni.

L’impianto, concepito a fronte delle leggi 9/10 1991 e CIP6 1992, prevede l’utilizzo di

circa 100.000 ton/anno di “CDR” (Combustibile Da Rifiuti) le cui caratteristiche sono

definite dal Decreto Ronchi del 1997; seppure nel contesto di un sistema normativo

incerto, tale combustibile è reperibile sul mercato in eccedenza rispetto alle attuali

capacità installate di smaltimento.

L’Impianto cede al gestore nazionale energia elettrica a regime CIP6.

Al 30 settembre 2007 l’impianto ha prodotto energia per 58,5 GWh in discesa di 5,5

GWh in conseguenza della fermata per guasto dell’impianto avvenuta nel mese di luglio.

SAO

La società SAO, proprietaria della discarica localizzata nel territorio del Comune di

Orvieto, opera nell’ambito della gestione dei rifiuti urbani e speciali.

Detta attività è stata interessata negli ultimi anni da un progressivo processo di

regolamentazione con l’obiettivo esplicito di assicurare un’elevata tutela ambientale e

controlli efficaci.

Nel corso del 2007 la SAO ha ottenuto dalla Provincia di Terni l’autorizzazione

decennale per l’abbancamento dei rifiuti speciali ed è stata svolta un’intensa attività

finalizzata all’approvazione del Piano di adeguamento delle tariffe di conferimento in

linea con quanto previsto dalla normativa.

Enercombustibili


Gestisce un impianto di produzione CDR (Combustibile da Rifiuto) in loc. castellaccio di

Paliano (FR). L’impianto è autorizzato a trattare Frazione Secca derivante da selezione di

RSU e Rifiuti Speciali, per un quantitativo di produzione annuale massima pari a 120.000

ton CDR rispondente ai requisitidi legge e, attualmente, ad alto potere calorifero.

L’impianto è composto da due linee capaci di assicurare una potenzialità pari a circa

60t/h di CDR prodotto.

La produzione di CDR viene smaltito esclusivamente nel Termovalorizzatore di EALL.


FORMA, STRUTTURA E PERIMETRO DI RIFERIMENTO DELLA

RELAZIONE TRIMESTRALE CONSOLIDATA AL 30 SETTEMBRE

2007.

Informazioni generali

La Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2007 del Gruppo ACEA è stata

approvata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 14 novembre 2007. La

Capogruppo ACEA S.p.A. è una società italiana le cui azioni sono negoziate alla borsa di

Milano.

I principali settori di attività in cui opera il Gruppo ACEA sono descritti nel paragrafo

“Andamento della Gestione nel periodo”.

Conformità agli IAS/IFRS

La Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2007 è stata redatta, in osservanza

di quanto previsto dall’articolo 81 del Regolamento Emittenti n. 11971/1999 e successive

modifiche, in conformità al Principio Contabile Internazionale n. 34 applicabile per

l’informativa finanziaria infrannuale. Essa è predisposta in conformità agli International

Financial Reporting Standards (IFRS) efficaci alla data di redazione del bilancio,

compresi gli IFRS recentemente adottati dall’International Accounting Standards Board

(IASB), gli International Accounting Standards (IAS) e le interpretazioni

dell’International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello

Standing Interpretations Committee (SIC).

Il Gruppo ACEA adotta i principi contabili internazionali, International Financial

Reporting Standards (IFRS), a partire dall’esercizio 2005, con data di transizione agli

IFRS al 1° gennaio 2004. L’ultimo bilancio consolidato redatto secondo i principi

contabili italiani è relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2004.

Basi di presentazione

La Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2007 è costituita dallo Stato

patrimoniale, dal Conto economico, dal Rendiconto finanziario e dal Prospetto delle

variazioni del Patrimonio netto - tutti redatti secondo quanto previsto dallo IAS 1 –

nonché dalle Note illustrative ed integrative, redatte secondo quanto previsto dagli

IAS/IFRS vigenti.


Si specifica che il Conto economico è classificato in base alla natura dei costi, mentre il

rendiconto finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto.

La Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2007 è redatta in euro; i valori dei

prospetti di conto economico e stato patrimoniale sono arrotondati alle migliaia di euro

mentre quelli delle note di commento sono arrotondati in milioni di euro.

Uso di stime

La redazione della Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2007, in

applicazione agli IFRS, richiede l’effettuazione di stime ed assunzioni che hanno effetto

sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull’informativa relativa ad attività e

passività potenziali alla data di riferimento. I risultati di consuntivo potrebbero differire

da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti,

per obsolescenza di magazzino, svalutazioni di attivo, benefici ai dipendenti, imposte ed

altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli

effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.

La relazione trimestrale non è sottoposta a revisione contabile.

Criteri e procedure di consolidamento

L’area di consolidamento comprende la Capogruppo ACEA S.p.A. e le società nelle quali

la stessa esercita direttamente o indirettamente un controllo attraverso la maggioranza dei

diritti di voto oppure con un’influenza dominante, nonché le società a controllo

congiunto.

I bilanci delle controllate sono redatti adottando per ciascuna chiusura contabile i

medesimi principi contabili della controllante; eventuali rettifiche di consolidamento sono

apportate per rendere omogenee le voci che sono influenzate dall’applicazione di principi

contabili differenti.

Tutti i saldi e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da

rapporti intrattenuti tra società del Gruppo, sono completamente eliminati. Le perdite non

realizzate sono eliminate a eccezione del caso in cui esse non potranno essere recuperate

in seguito.

Il valore contabile della partecipazione in ciascuna delle controllate è eliminato a fronte

della corrispondente quota di patrimonio netto di ciascuna delle controllate comprensiva


degli eventuali adeguamenti al fair value alla data di acquisizione; la differenza

emergente deve essere trattata come un avviamento e come tale contabilizzata ai fini

dell’IFRS 3.

Le società controllate sono consolidate a partire dalla data in cui il controllo è stato

effettivamente trasferito al Gruppo, e cessano di essere consolidate dalla data in cui il

controllo è trasferito al di fuori del Gruppo. Laddove si riscontri una perdita di controllo

di una società rientrante nell'area di consolidamento, la Relazione Trimestrale

Consolidata include il risultato dell'esercizio in proporzione al periodo dell'esercizio nel

quale il Gruppo ACEA ne ha mantenuto il controllo.

La quota di interessenza degli azionisti di minoranza nelle attività nette delle controllate

consolidate è identificata separatamente rispetto al patrimonio netto di Gruppo. Tale

interessenza viene determinata in base alla percentuale da essi detenuta nei fair value

delle attività e passività iscritte alla data dell’acquisizione originaria e nelle variazioni di

patrimonio netto dopo tale data. Successivamente le perdite attribuibili agli azionisti di

minoranza eccedenti il patrimonio netto di loro spettanza sono attribuite al patrimonio

netto di Gruppo ad eccezione dei casi in cui le minoranze hanno un’obbligazione

vincolante e sono in grado di fare ulteriori investimenti per coprire le perdite.

L’elenco delle società incluse nell’area di consolidamento è riportato in allegato e

costituisce parte integrante della presente Relazione.

Nel corso del periodo l’area di consolidamento non ha subito sostanziali modifiche

rispetto a quanto risultante alla fine del precedente esercizio fatta eccezione per quanto di

seguito descritto.

Nel corso del primo semestre:

1. Interpark S.r.l. è stata ceduta nel mese di gennaio 2007. Il prezzo di cessione è pari a

€ 1,9 milioni soggetto a conguaglio sulla base delle variazioni del patrimonio netto

della società intervenute tra la data di riferimento (30 settembre 2006) e quella del

closing (31 gennaio 2007),

2. ACEA S.p.A. ha acquistato un ulteriore 30% della Società Aquaser già detenuta al

27%.


3. Nel mese di luglio la Sarnese Vesuviano ha acquistato da A.R.I.P.S. 9.266 azioni pari

al 7,95% del capitale sociale della Gori portando cosi la percentuale di possesso

detenuta dal 29,08% al 37,03%

4. sono state incluse nell’area di consolidamento le Società Longano Eolica (controllata

al 51% da AceaElectrabel Produzione) e Elettria e Elga Sud partecipate da

AceaElectrabel Elettricità entrambe al 49%.

Si informa che sono escluse dall’area di consolidamento per irrilevanza e/o in operatività

le seguenti società controllate e collegate:

1. Consorzio Energy Molise partecipata da AceaElectrabel Elettricità al 50%;

2. Energy Lazio, controllata al 49% da AceaElectrabel S.p.A.;

3. Consorzio Italiano Gestione Energia partecipata da AceaElectrabel Elettricità al 50%.

Si segnala che il Consorzio è stato posto in liquidazione;

4. Montenero Energia S.r.l. in liquidazione posseduta al 50% da ACEA;

5. Dyna Green S.r.l partecipata al 33% da ACEA;

6. Umbria Distribuzione Gas S.p.A. partecipata al 15% da ACEA;

7. Luce Napoli, posseduta da ACEA al 70%;

8. VoiNoi S.p.A. in liquidazione posseduta da ACEA al 100%;

9. Utilitas S.r.l. in liquidazione partecipata al 100% da ACEA;

10. Ecoenergie S.r.l. posseduta al 64,8% da TAD Energia e Ambiente e al 25,2% da

Enercombustibili;

11. Enerdepurazioni S.c.a.r.l. in liquidazione posseduta al 99% da Enercombustibili e

all’1% da TAD Energia e Ambiente;

12. Recupera S.r.l. posseduta al 90% da Enercombustibili;

13. Sorepla S.r.l. in liquidazione posseduta al 90% da Enercombustibili;

14. Tirana Acque S.c.a.r.l. in liquidazione posseduta al 40% da ACEA;

15. Armenian Utility S.c.a.r.l. in liquidazione posseduta al 55% da ACEA;

16. Aguas de San Pedro SA partecipata al 31% da ACEA;

17. Amatrice Servizi S.c.a.r.l. partecipata al 100% da AceaRieti;

18. Umbriadue Servizi S.c.a.r.l. partecipata al 34% da AceaRieti;

19. Ecogena SpA partecipata al 51% da ARSE;

20. Acea Ricerca Perdite S.c.a.r.l partecipata al 67% da Laboratori;

21. Acea Ato5 Servizi S.c.a.r.l partecipata al 60% da Laboratori.


RISULTATI ECONOMICI

Rif. Nota In €/migliaia 30.09.2007 30.09.2006 Variazione %

1 Ricavi netti consolidati 1.809.071 1.546.612 262.459 17,0%

2 Costi operativi consolidati 1.451.340 1.222.940 228.401 18,7%

Margine Operativo Lordo 357.731 323.673 34.058 10,5%

3 Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni 160.945 128.488 32.456 25,3%

Risultato operativo 196.786 195.184 1.602 0,8%

4 (Oneri)/Proventi Finanziari (51.820) (38.345) (13.475) 35,1%

5 (Oneri)/Proventi da Partecipazioni 39.942 9.518 30.424 319,7%

Risultato ante imposte 184.907 166.357 18.550 11,2%

6 Imposte sul Reddito 75.009 69.779 5.231 7,5%

Risultato netto Attività in Funzionamento 109.898 96.579 13.319 13,8%

7 Risultato netto Attività Discontinue 0 1.469 (1.469) -100,0%

Risultato Netto 109.898 98.048 11.850 12,1%

Utile/(Perdita) di competenza di terzi 4.530 3.199 1.331 41,6%

Risultato netto di Competenza del gruppo 105.368 94.849 10.519 11,1%

8 Utile (perdita) per azione (in euro)

di base 0,4948 0,4454 0,0494 11,1%

diluito 0,4948 0,4454 0,0494 11,1%


NOTE AL CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

1. Ricavi netti consolidati

Al 30 settembre 2007 ammontano complessivamente a € 1.809,1 milioni e registrano una

variazione in aumento di € 262,5 milioni (+ 17%) rispetto al medesimo periodo del

precedente esercizio. La variazione dell’area di consolidamento (ovvero quella determinata dal differente

accumulo delle componenti economiche in conseguenza dell’epoca di acquisizione)

interessa tale voce complessivamente per € 86,4 milioni di cui (i) € 28,1 milioni relativi ai

ricavi del Gruppo TAD acquisito il 1° luglio 2006, (ii) € 18,8 milioni quale variazione

apportata dal Gruppo Publiacqua rispetto a quanto consolidata nella relazione trimestrale

al 30 settembre 2006. Infatti si ricorda che la società idrica di Firenze è entrata a far parte

del Gruppo dal 1° aprile 2006, (iii) € 1,8 milioni relativi a Aquaser consolidata per la

prima volta nel 2007 e (iv) € 0,9 milioni di AceaRieti (ex Omnia) quale variazione

apportata dalla società rispetto a quanto consolidato al 30 settembre 2006.

A quanto sopra detto si aggiunge la variazione complessiva apportata da Elettria, Elga

Sud e Alpenergie (quest’ultima acquistata nel mese di agosto 2006 e incorporata in

AceaElectrabel Elettricità alla fine del precedente esercizio) pari a € 34,7 milioni: tale

variazione è formata sia da ricavi aggiuntivi sia da proventi derivanti dalla riallocazione

di contratti precedentemente facenti capo ad AceaElectrabel Elettricità.

Infine si segnala che, in conseguenza della riduzione di quota di possesso nelle Società

CESAP e CESAP Vendita Gas (prodotta dalla fusione per unione intervenuta con data di

efficacia dal 1° gennaio 2007 tra CESAP e CONAP) è stato modificato il criterio di

consolidamento delle citate Società: tale modifica produce una variazione negativa di €

5,5 milioni corrispondente ai ricavi iscritti nella relazione trimestrale al 30 settembre

2006.

Quindi a parità di perimetro si registra una positiva variazione dei ricavi netti consolidati

di € 176 milioni pari all’11,4% essenzialmente determinata dall’incremento dei volumi di

energia elettrica tenuto conto dell’andamento dei prezzi medi. Alla positiva variazione

concorre anche l’andamento delle Società di gestione del servizio idrico.

I ricavi netti consolidati sono composti come illustrato dalle tabelle che seguono.


€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazioni Ricavi da Vendita e Prestazione Energia Elettrica 1.141,3 929,7 211,6Ricavi da Vendita Gas 73,1 70,0 3,1Ricavi da Vendita Certificati e Diritti 8,6 14,0 (5,5)Ricavi da Servizio Idrico Integrato 413,8 360,9 52,8Ricavi da conferimento biomasse e gestione discarica 17,0 3,3 13,6Ricavi estero 10,9 8,3 2,7Ricavi da Prestazioni a Clienti 105,8 93,5 12,3Contributi Allacciamento 19,0 21,4 (2,4)Altri Ricavi 26,8 48,2 (21,4)Fair Value Contratti Finanziari (7,3) (2,7) (4,6) Ricavi Netti Consolidati 1.809,1 1.546,6 262,5

I ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica sono essenzialmente composti come di

seguito indicato:

− € 87,9 milioni relativi all’attività di generazione con particolare riferimento a tutti gli

impianti termolettrici ivi compreso Roselectra; si ricorda che tale impianto ha avviato

nel mese di luglio 2006 il primo parallelo alla Rete Nazionale. Tale tipologia di ricavi

aumenta di € 38,7 milioni essenzialmente in conseguenza dei volumi prodotti (+

56%) con particolare riferimento a quelli delle centrali termolettrici (GWh 3.042,8

contro GWh 1.720 al 30 settembre 2006) che hanno compensato la riduzione (- 51%)

registrata dagli impianti idroelettrici (GWh 169,3 contro GWh 345,5 alla fine del

terzo trimestre 2006) in conseguenza della minore idraulicità e della fermata per

guasto occorsa alla centrale di Salisano. Le centrali di Roselectra e di Leinì hanno

immesso in rete nel periodo rispettivamente 1.442 e 141 GWh,

− € 212,9 milioni (€ 199,6 milioni al 30 settembre 2006) relativi all’attività di trasporto

e misura dell’energia destinata al mercato vincolato e libero: tale tipologia di ricavi

risulta aumentata del 6,7% rispetto a quella del medesimo periodo del precedente

esercizio essenzialmente per l’effetto combinato delle maggiori quantità distribuite

(0,97%), dalla sua diversa ripartizione tra le tipologie, dalla crescita delle utenze

nonché dall’aggiornamento tariffario; è altresì influenzata dal riconoscimento da

parte dell’AEEG dalla metodologia delle misure dell’energia elettrica immessa. La

perequazione generale – che come noto è divenuta obbligatoria a partire dal secondo

ciclo tariffario – riduce i ricavi del periodo di € 5,1 milioni e registra, rispetto al 30

settembre 2006, un maggiore impatto di € 1,3 milioni essenzialmente attribuibile agli


usi domestici e alla formula perequativa del servizio di trasmissione. Tale andamento

è dovuto sia alle minori quantità distribuite, alla sua diversa ripartizione tra le

tipologie di utenza nonché all’aggiornamento tariffario; è infine determinato dalla

soppressione dal 1° gennaio 2007 della perequazione relativa alla trasmissione che

era positiva per 0,8 milioni nel medesimo periodo del precedente esercizio. Si segnala

inoltre che la stima di tale componente è influenzata dall’aggiornamento delle

procedure di calcolo degli ammontari in base alle nuove interpretazioni fornite

dall’AEEG nonché, in quella di trasformazione AT/MT, del diverso valore del fattore

di correzione dei costi utilizzato.

Con riferimento ai mercati serviti si informa che, per quanto riguarda il mercato

libero (comprensivo di quello di salvaguardia a partire dal 1° luglio 2007), si registra

una crescita delle quantità distribuite del 20,76% essendo passate dai 3.080,1 GWh al

30 settembre 2006 agli attuali 3.904,2 GWh.

L’energia distribuita ai clienti del mercato vincolato (GWh 4.288,9) si riduce invece

del 14,9% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio essenzialmente in

conseguenza della diminuzione delle dimensioni del mercato vincolato e della totale

liberalizzazione avvenuta il 1° luglio 2007,

- € 25,1 milioni relativamente alla stima per la perequazione specifica aziendale. Tali

proventi rappresentano un’integrazione ai ricavi tariffari che non consentono la

copertura dei costi effettivi rispetto ai costi riconosciuti, per la presenza di variabili

esogene che ne determinano lo scostamento. L’importo si è ridotto rispetto ai primi

nove mesi del 2006 di € 2,3 milioni (era pari a € 27,4 milioni) in conseguenza delle

disposizioni contenute nella delibera AEEG n. 30/2007 valide per gli ammontari di

perequazione specifica degli esercizi 2004 e 2005,

- € 789 milioni derivanti dall’attività di vendita dell’energia al mercato vincolato (ivi

compreso quello di maggior tutela) e libero (ivi compreso quello di salvaguardia) (€

643,4 milioni al 30 settembre 2006): anche questa attività fa registrare un incremento

di € 145,6 milioni (+ 22,6%) attribuibile allo sviluppo delle vendite sul mercato libero

(+ € 169 milioni) con particolare riferimento ai ricavi della ex Alpenergie (€ 150,1

milioni relativo alla quota di spettanza del Gruppo ACEA). Le quantità vendute sul

mercato libero sono pari a GWh 8.389 e risultano aumentate di GWh 4.041,

− € 0,7 milioni relativi alla vendita di calore sostanzialmente invariata rispetto al 30

settembre 2006.


I ricavi da misura e trasporto al mercato vincolato e libero nonché i ricavi da vendita al

mercato vincolato e di maggior tutela rappresentano i ricavi massimi ammessi

comprensivi della perequazione generale. Si informa inoltre che la determinazione degli

ammontari di perequazione generale è basata su parametri tecnici ed economici legati al

sistema elettrico nazionale (fattore k), la cui definizione avviene da parte dell’AEEG,

secondo le normative vigenti, negli esercizi successivi a quelli di riferimento.

La quantificazione degli ammontari di perequazione rappresenta, quindi, la migliore

stima sulla base delle informazioni a disposizione; tali stime potrebbero subire

modificazioni in conseguenza delle determinazioni dell’AEEG.

Sono inclusi tra i ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica i proventi derivanti

dall’energia prodotta dagli impianti di proprietà del Gruppo TEA (Terni ENA e EALL)

pari a € 25,6 milioni. Tali ricavi sono rappresentati essenzialmente dalla cessione al GSE

dell’energia prodotta nel periodo gennaio – settembre. Si informa che in conseguenza

dell’annullamento della delibera AEEG 249/2006 la tariffa di vendita è superiore di

€/kWh 0,127 rispetto a quella applicata nella relazione semestrale consolidata: tale fatto

produce l’iscrizione di maggiori ricavi del periodo pari a € 1,3 milioni.

Le quantità prodotte nel periodo sono pari a GWh 119,1 e risultano inferiori di GWh 3,8

(- 3,1%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio in conseguenza delle

maggiori ore di fermata della centrale di EALL.

Per quanto attiene gli altri ricavi relativi a tale comparto si informa che essi trovano

allocazione nella voce ricavi da conferimento biomasse e gestione discarica.

Con riferimento alla vendita di gas (€ 73,1 milioni) si segnala un aumento dei ricavi di €

3,1 milioni essenzialmente imputabile all’effetto combinato (i) della crescita delle

cessioni all’esterno del Gruppo effettuate da AceaElectrabel Trading (+ € 7,2 milioni), (ii)

della positiva variazione delle vendite effettuate dalle Società del Gruppo AceaElectrabel

Elettricità (+ € 0,8 milioni) nonché (iii) del decremento (€ 4,9 milioni) prodotto dalla

modifica del criterio di consolidamento delle Società CESAP e CESAP Vendita Gas in

conseguenza della riduzione della quota di possesso determinata dalla fusione per unione

di CESAP con CONAP.

Al 30 settembre 2007 i ricavi da vendita certificati e diritti ammontano a € 8,6 milioni e

presentano una variazione in diminuzione di € 5,1 milioni essenzialmente per effetto


dell’inclusione della componente diritti CO2 nel prezzo di trasferimento dell’energia

elettrica. Tale voce di ricavo comprende la valorizzazione (i) dei certificati verdi per € 2,8

milioni e (ii) certificati bianchi (TEE Titoli di Efficienza Energetica) ottenuti tramite la

realizzazione di progetti di risparmio energetico per € 5,7 milioni; l’ammontare di tali

proventi è prevalentemente conseguito dalla controllata ARSE.

Al 30 settembre 2007 il Fair Value sui contratti finanziari è complessivamente negativo

per € 6,1 milioni (di cui € 7,3 milioni allocati a riduzione dei ricavi netti consolidati e €

1,2 milioni allocati tra i costi operativi). Tale importo riguarda la variazione della

valutazione effettuata in ossequio a IAS39 dei contratti aventi natura finanziaria stipulati

essenzialmente da AceaElectrabel Trading, da Alpenergie e da AceaElectrabel Elettricità.

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo “Risk Management” della

Relazione Semestrale Consolidata 2007.

L’ammontare complessivo netto della valutazione a fair value di tali contratti (che

esplicheranno i loro effetti nell’ultimo trimestre dell’esercizio 2007 e nell’esercizio 2008

con riferimento ai contratti relativi all’anno termico già iniziato) è pari a € 3,9 milioni.

La tabella che segue evidenzia i ricavi da contratti differenziali (al netto degli oneri)

distinti tra realizzati e valutati a fair value.

€/migliaia 30.09.2007 Proventi Realizzati su contratti differenziali 15.991Realizzati su altri contratti 2.873

Totale proventi realizzati 18.863 Da valutazione al netto degli effetti del precedente esercizio (7.284) Totale proventi 11.579 Oneri Realizzati 6.256 Da valutazione al netto degli effetti del precedente esercizio (1.227) Totale oneri 5.029 Ricavi netti 6.550


I ricavi da Servizio Idrico Integrato sono prodotti dalle Società che gestiscono il servizio

in Toscana e Umbria, Lazio e Campania.

Tali proventi ammontano complessivamente a € 413,8 milioni e risultano aumentati di €

52,8 milioni (+ 14,6%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

Tale variazione, a parità di perimetro di consolidamento, si attesta a + 9,4%

(corrispondenti a + € 34 milioni) essenzialmente derivanti dalle gestioni idriche laziali in

conseguenza sia dei maggiori volumi venduti che degli incrementi tariffari.

Come noto, rispetto al 30 settembre 2006, contribuisce a tale voce la variazione – rispetto

alla quota consolidata nella precedente relazione trimestrale - dei proventi di Publiacqua

(€ 17,7 milioni) e di AceaRieti (€ 1,1 milioni).

Complessivamente quindi alla variazione dell’area di consolidamento conseguono ricavi

aggiuntivi per complessivi € 18,8 milioni.

Nel seguito vengono fornite informazioni di dettaglio relativamente alla composizione.

ACEA Ato2 consegue nel periodo € 278,3 milioni maggiori – rispetto a quelli del

medesimo periodo del precedente esercizio – di € 18,2 milioni (€ 260,1 milioni al 30

settembre 2006). La variazione discende dalla progressiva acquisizione dei nuovi Comuni

dell’Ambito Territoriale Ottimale e dalle variazioni tariffarie di ogni esercizio.

ACEA Ato5 Frosinone realizza un volume di ricavi pari a € 31,3 milioni maggiore di €

6,3 milioni rispetto al 30 settembre 2006 (erano pari a € 25 milioni). La significativa

variazione è determinata dal processo di revisione delle tariffe conclusosi positivamente

nel mese di febbraio 2007. Tale revisione, adottata sulla base delle conoscenze maturate

nei primi quattro anni di gestione e dei bilanci degli esercizi 2003, 2004 e 2005, ha fissato

la tariffa per l’anno 2006 nonché la sua evoluzione fino al termine della concessione

(2032). L’evoluzione tariffaria considera la dinamica dei costi operativi e degli

investimenti da sostenere in relazione all’evoluzione prevedibile dei volumi con la

duplice finalità di raggiungere gli obiettivi quali – quantitativi del servizio idrico integrato

posti dall’Autorità d’Ambito e di rispettare i vincoli di equilibrio economico – finanziario

del gestore.


GORI ed il Gruppo Sigesa conseguono un volume di ricavi rispettivamente pari a € 22,6

milioni e € 8 milioni superiori rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio di €

6,3 milioni e € 0,8 milioni.

Publiacqua chiude il periodo registrando un volume di ricavi di € 44,7 milioni la cui

variazione rispetto al periodo precedente (+ € 17,7 milioni) è influenzata essenzialmente

dal diverso peso temporale di accumulo delle componenti economiche.

Il Gruppo Acque contribuisce al consolidato del Gruppo ACEA con un volume di ricavi

di € 27,7 milioni aumentati di € 2,3 milioni rispetto al 30 settembre 2006 (erano pari a €

25,4 milioni).

I ricavi derivanti dalle gestioni idriche all’estero ammontano a € 10,9 milioni e

aumentano di € 2,7 milioni essenzialmente per effetto della riallocazione dei proventi

conseguiti nel periodo da Consorcio Agua Azul (€ 1,7 milioni al 30 settembre 2007) tra i

ricavi caratteristici: infatti al 30 settembre 2006 i ricavi di tale società erano classificati

tra le attività discontinue.

Tali ricavi sono conseguiti per (i) € 7,6 milioni da Agua Azul Bogotà (+ € 1 milione) e

(ii) € 1,6 milioni da Acea Dominicana (sostanzialmente invariati rispetto al medesimo

periodo del precedente esercizio).

I ricavi da conferimento biomasse e gestione discarica ammontano complessivamente a €

17 milioni e sono conseguiti dalle Società facenti capo al Gruppo TAD. In particolare

trovano inclusione in tale voce i ricavi: (i) della società SAO per € 7,5 milioni, (ii) di

Enercombustibili per € 3,8 milioni, (iii) di Terni Ena e Eall complessivamente per € 3,9

milioni e (iv) di Aquaser per € 1,8 milioni.

La variazione rispetto al 30 settembre 2006 è pari a € 12,5 milioni e dipende

essenzialmente dal diverso periodo temporale di accumulo delle componenti economiche.

Per quanto riguarda SAO – che gestisce l’attività di selezione, trattamento e smaltimento

dei rifiuti urbani prodotti dai Comuni dell’Ambito Territoriale Ottimale n. 4 “Ternano –

Orvietano – si segnala che nel mese di agosto è stata sottoscritta la Convenzione di

Gestione con la quale è stato, tra l’altro, stabilito:


- l’efficacia vincolante, decorrente dalla sottoscrizione, della convenzione nei confronti

di tutti i Comuni dell’Ambito e dei gestori del servizio di raccolta dei rifiuti urbani

prodotti dai medesimi Comuni,

- la facoltà per SAO di ricevere in discarica anche rifiuti speciali (facoltà già concessa

dalla Provincia di Terni con Determinazione Dirigenziale del maggio 2007),

- la nuova struttura tariffaria avente decorrenza dal 1° gennaio 2007 (prevista

nell’apposito schema di modulazione tariffaria allegato alla Convenzione) con

obbligo di SAO di fatturare ai Comuni e/o ai soggetti conferitori i maggiori

corrispettivi dovuti in relazione alla menzionata decorrenza.

La Convenzione prevede altresì che, fermo restando l’equilibrio economico finanziario

del Gestore previsto dallo schema di modulazione tariffaria (e quindi ferma restando la

tariffa media), entro trenta giorni dalla sottoscrizione le Parti procederanno alla revisione

delle singole tariffe di conferimento relative alle diverse tipologie di rifiuto. Tale

revisione non è avvenuta nei termini previsti.

La durata di tale Convenzione è prevista fino ad esaurimento della discarica ovvero fino

alla scadenza dell’autorizzazione all’esercizio della medesima.

I ricavi derivanti da prestazioni a clienti ammontano a € 105,8 milioni (€ 92,8 milioni al

30 settembre 2006).

A tale voce contribuiscono le società consolidate per la prima volta nel 2006 e nel 2007

complessivamente per € 1,2 milioni di cui (i) € 0,4 milioni del Gruppo TEA e (ii) € 1,0

milioni di Publiacqua.

Si fornisce nel seguito la composizione delle principali voci.

Illuminazione Pubblica

Al 30 settembre 2007 sono stati conseguiti ricavi per un ammontare complessivo di €

60,4 milioni di cui € 53,9 milioni essenzialmente discendenti dai contratti della

Capogruppo per la gestione nei Comuni di Roma e Napoli.

Rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio si registra un aumento di € 6,5

milioni derivante (i) dai maggiori ricavi (€ 1,7 milioni) relativi all’illuminazione pubblica

nel Comune di Roma connessi allo svolgimento di maggiori volumi di attività comprese

nel contratto di servizio firmato nel mese di febbraio 2007 ed avente validità a far data dal

1° giugno 2005, (ii) dai maggiori ricavi (€ 3,5 milioni) derivanti dall’esercizio della


commessa nel Comune di Napoli (tali maggiori ricavi comprendono l’importo di € 2,6

milioni relativi al riaddebito dei costi di energia elettrica) e (iii) dalla positiva variazione

di tale voce di ricavo registrata da ACEA Luce per le attività di pubblica illuminazione

svolte in diversi Comuni (+ € 0,4 milioni) e da ACEA Distribuzione per le attività di

realizzazione di nuovi impianti verso costruttori privati (+ € 0,8 milioni).

Si segnala che con sentenza n. 1774/2007 il TAR della Campania ha dichiarato

l’annullamento del provvedimento di ammissione dell’ATI ACEA – GRADED -

ALFANO alla gara per il servizio di gestione ed adeguamento normativo degli impianti di

Pubblica Illuminazione nel Comune di Napoli e di tutti gli altri provvedimenti successivi

impugnati, ivi compresi la determinazione dirigenziale n. 25 del 27 settembre 2006 di

affidamento del servizio alla suddetta ATI e il successivo contratto di appalto sottoscritto

tra il Comune di Napoli e l’ATI in data 9 febbraio 2007.

Il 13 luglio il Consiglio di Stato, con ordinanza n. 3754/07, ha respinto l’istanza di ACEA

di sospensione della sentenza del TAR Campania, che è ora esecutiva.

In data 14 settembre 2007 ACEA, assicurando la continuità del pieno e completo

espletamento dei propri obblighi contrattuali, ha chiesto al Comune di Napoli un

intervento per accelerare presso gli organi preposti la definizione del giudizio di merito

del Consiglio di Stato, ad oggi fissato per il 22 aprile 2008.

Il 9 ottobre l’apposita Commissione Comunale ha dato esecuzione alla sentenza del TAR

Campania, escludendo dalla gara l’ATI con capogruppo ACEA e aggiudicando

provvisoriamente la gestione degli impianti di illuminazione pubblica all’ATI con

capogruppo ENEL Sole.

Sono in corso di espletamento le verifiche tecnico - organizzative ed economico -

amministrative, rispettivamente da parte del Responsabile del Procedimento e

dell’Ufficio Gare del Comune di Napoli, al fine di procedere all’assegnazione definitiva

della gestione degli impianti di illuminazione pubblica all’ATI con capogruppo ENEL

Sole.

Per quanto riguarda il Comune di Fiumicino, terminata anche la proroga al 30 giugno

2007 del contratto scaduto il 31 agosto 2006, la commessa è ormai sostanzialmente

conclusa. Si stanno completando alcuni nuovi impianti, la cui realizzazione era stata

affidata ad ACEA Luce, nonché l’adeguamento degli impianti di terra asserviti ai circuiti

IP. Gli impianti, ad eccezione di quelli oggetto d’interventi di adeguamento, sono stati

comunque riconsegnati al Comune di Fiumicino, con il quale si mantiene uno stretto

coordinamento per il completamento delle attività precedentemente citate.


Distribuzione

Ammontano complessivamente a € 12,4 milioni (+ € 1 milione rispetto al 30 settembre

2006) e risultano principalmente composti come segue:

− i ricavi derivanti dalla gestione di impianti di illuminazione cimiteriale per € 5,4

milioni sostanzialmente invariati rispetto al medesimo periodo del precedente

esercizio,

− i ricavi da lavori effettuati su richiesta di terzi (€ 6,7 milioni), prevalentemente

conseguiti sulla base di specifiche convenzioni stipulate con lottizzatori di nuove aree

da urbanizzare (contro € 5,5 milioni al 30 settembre 2006).

ACEA Ato2

Ammontano complessivamente a € 11,4 milioni (- € 0,2 milioni rispetto al medesimo

periodo del precedente esercizio).

Si tratta essenzialmente di ricavi derivanti da prestazioni richieste da terzi nonché quelle

rese al Comune di Roma tra le quali meritano menzione quelle derivanti dalla gestione e

realizzazione di impianti idrici e delle reti fognarie per € 7,6 milioni.

Gruppo Acque

Ammontano complessivamente a € 5,4 milioni e risultano aumentati di € 4 milioni

rispetto al 30 settembre 2006 che chiudeva con un ammontare di € 1,4 milioni.

ACEA

Contribuisce al consolidato con un volume di tale tipologia di ricavi pari a € 10,8 milioni.

Tali ricavi riguardano prevalentemente il corrispettivo dei contratti di servizio verso le

Società consolidate proporzionalmente oltre a prestazioni eseguite su richiesta specifica.

I contributi di allacciamento ammontano a € 6,7 milioni e si riducono di € 1,1 milioni.

Sono conseguiti come segue:

− mercato libero e vincolato: € 17,3 milioni (- € 2,6 milioni rispetto al 30 settembre

2006). La variazione è essenzialmente imputabile alla diversa tipologia di allacci

effettuati nel periodo,

− idrici: € 1,7 milioni (+ € 0,2 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente

esercizio).


Gli altri ricavi e proventi ammontano complessivamente a € 26,8 milioni e risultano

diminuiti di € 21,4 milioni rispetto al 30 settembre 2006 (€ 48,2 milioni). La variazione a

parità di perimetro di consolidamento si attesta a - € 22,1 milioni.

Nella tabella seguente viene fornita la composizione di tale voce confrontata con il

medesimo periodo del 2006.

€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazioni

Proventi immobiliari 1,1 1,3 (0,3)

Proventi da utenze 3,2 4,0 (0,8)

Plusvalenze da cessione beni 0,2 3,5 (3,3)

Bollino Blu 0,7 1,3 (0,6)

Caldaie 0,7 0,9 (0,3)

Sopravvenienze attive e altri ricavi 11,0 21,7 (10,8)

Rimborsi per danni, penalità e rivalse 2,9 9,6 (6,7)

Contributo statale ex DPCM 23/04/04 2,8 2,5 0,2

Contributi regionali 2,1 1,7 0,4

Personale distaccato 2,2 1,6 0,6

TOTALE 26,8 48,2 (21,4)

Per quanto riguarda le plusvalenze si segnala che la riduzione deriva essenzialmente

dall’iscrizione nel medesimo periodo del precedente esercizio del risultato della cessione

a terzi da parte di ACEA Distribuzione del diritto d’uso del brevetto generato

internamente relativo ai contatori digitali per € 2,1 mila. Si segnala inoltre che registrano

una naturale diminuzione le plusvalenze derivanti dalle cessioni effettuate dalla

Capogruppo di immobili civili (erano € 1,2 milioni al 30 settembre 2006).

La riduzione registrata dalle sopravvenienze attive ed altri ricavi è dovuta per € 9 milioni

dall’iscrizione nella relazione trimestrale del precedente esercizio del provento relativo

alla parziale esecuzione da parte della Regione Abruzzo della sentenza del Tribunale

Superiore delle Acque Pubbliche intervenuta nel mese di giugno 2006.


Tale voce comprende, tra gli altri, gli importi netti relativi a rettifiche di stime intervenute

sui bilanci 2006 delle società controllate per effetto di fatti successivi all’approvazione

del bilancio consolidato della Capogruppo.

Sono inoltre ricompresi in tale voce sopravvenienze derivanti da accantonamenti

eccedenti per stime di costi relativi ad esercizi precedenti.

La variazione in diminuzione registrata dalla voce rimborsi per danni, penalità e rivalse è

essenzialmente derivante dall’iscrizione nella trimestrale al 30 settembre 2006 della

penale riconosciuta ad AceaElectrabel Trading da Electrabel per la mancata fornitura di

gas (€ 2,2 mila). Inoltre il decremento è determinato dai proventi conseguiti da Sigesa per

€ 1,1 milioni al 30 settembre 2006 in conseguenza dei servizi resi verso Società del

Gruppo non consolidate: nel 2007 tali servizi vengono svolti dalla Capogruppo ACEA e

sono allocati tra i Ricavi da prestazioni a clienti.

2. Costi operativi consolidati

Ammontano complessivamente a € 1.451,3 milioni e sono composti € 171 milioni dal

costo del lavoro ( + € 0,5 milioni rispetto al 30 settembre 2006) e per € 1.280,4 milioni da

costi esterni ( + € 227,9 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio).

Al 30 settembre 2007 il costo del lavoro si è attestato complessivamente a € 171 milioni e

registra un incremento di € 0,5 milioni rispetto al 30 settembre 2006 (€ 170,5 milioni).

Si informa che, in conseguenza delle modifiche apportate al TFR dalla Legge 27

dicembre 2006, n. 296 (“Legge Finanziaria 2007”) e successivi decreti e regolamenti

emanati nei primi mesi del 2007, tale voce contiene l’effetto derivante dall’applicazione

del paragrafo 109 dello IAS 19. Il curtailment – ovvero l’importo corrispondente alla

differenza tra il calcolo attuariale effettuato al 31 dicembre 2006 (sulla base della

normativa precedente alle citate modifiche) e quello applicato alla data di chiusura della

presente relazione (che esclude gli incrementi salariali futuri e non considera le quote di

TFR maturate a partire dal 1° gennaio 2007) – ammonta a € 7,3 milioni e riduce il costo

del lavoro.

Escludendo tale effetto il costo del lavoro, al netto dei costi capitalizzati, si attesta a €

178,3 milioni e registra una variazione in aumento di € 7,8 milioni. Tale variazione

rappresenta l’effetto dell’aumento prodotto dalle modifiche del perimetro di


consolidamento (per € 7 milioni incluse le differenze derivanti dall’epoca di acquisizione

del controllo) e di quello a parità di perimetro (€ 0,8 milioni). La variazione a parità di

perimetro è composto per € 4,9 milioni dall’incremento del costo lordo e per € 4,1 milioni

dall’aumento della quota di costo del lavoro destinata agli investimenti.

€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazioni

Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati 199,4 194,5 4,9

Costi capitalizzati (28,1) (24,0) (4,1)

Costo del lavoro a parità di perimetro 171,3 170,5 0,8

Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati 6,6 6,6

Costi capitalizzati 0,4 0,4

Variazione dell'area di consolidamento 7,0 0,0 7,0

Costo del lavoro prima della modifica TFR 178,3 170,5 7,8

Effetto modifica TFR (7,3) 0,0 (7,3)

Costo del lavoro 171,0 170,5 0,5

La variazione del costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati, a parità di perimetro, è

prevalentemente determinata da: (i) ACEA Ato2 (+ € 2,3 milioni) in conseguenza della

crescita del perimetro conseguente alla progressiva acquisizione dei Comuni, (ii) Società

estere (+ € 0,9 milioni), (iii) Gruppo AceaElectrabel (+ € 1,1 milioni), (iv) Gruppo Acque

(+ € 0,7 milioni), (v) GORI (+ € 1,5 milioni), (vi) ACEA Ato5 (+ 0,3 milioni), (vii)

ACEA Distribuzione (- € 1 milione), (viii) Gruppo Sigesa – Crea (- € 1 milione) in

conseguenza essenzialmente delle uscite per mobilità ed esodo.

La Capogruppo chiude il periodo con un costo del lavoro lordo sostanzialmente invariato

rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio precisando tuttavia che all’interno

di tale voce trova allocazione la stima dell’onere derivante dal piano di incentivazione a

lungo termine dedicato al top management (€ 0,8 milioni).

Il costo del lavoro lordo, comprensivo delle società non consolidate nella precedente

relazione trimestrale, ammonta complessivamente a € 206 milioni e, con riferimento alle

diverse aree di business, si segnala la seguente ripartizione:

◊ Reti dell’Energia € 66,2 milioni (- € 1 milione)


◊ Mercato dell’Energia € 8,5 milioni (+ € 1,1 milioni)

◊ Gestioni Idriche Italia € 97 milioni (+ 7,1 milioni)

◊ Gestioni Idriche Estero € 3,0 milioni (+ € 0,9 milioni)

◊ Termovalorizzazione € 5,2 milioni (+ € 3,5 milioni)

◊ Capogruppo – struttura € 26,1 milioni (+ € 0,1 milioni)

La variazione delle Gestioni Idriche Estero è determinata essenzialmente da Aguazul

Bogotà.

Con riferimento alle variazioni intervenute nell’area di consolidamento si segnala che

contribuiscono essenzialmente a tale voce: (i) Publiacqua per € 2,8 milioni, (ii) AceaRieti

per € 0,3 milioni e (iii) Gruppo TAD per € 3,5 milioni.

Si informa che nella relazione trimestrale al 30 settembre 2006 tale voce conteneva gli

oneri conseguenti alle iniziative di esodo agevolato dipendenti e dirigenti non rientranti

nei piani pluriennali di ristrutturazione approvati. Tali costi erano pari a € 1,5 milioni.

Si informa infine che il contratto di lavoro del settore gas e acqua – scaduto il 31

dicembre 2005 – è stato sottoscritto nel primo trimestre 2007.

Nel prospetto che segue è evidenziata la consistenza media dei dipendenti per categoria di

appartenenza, confrontata con quella del corrispondente periodo del precedente esercizio.

E’ altresì riportata la consistenza effettiva alla fine del periodo.

Consistenza media del periodo Consistenza

30.09.2007 30.09.2006 Variazione al 30.09.2007

Dirigenti 122 115 6 121

Quadri 322 314 8 329

Impiegati 3.114 3.029 85 3.060

Operai 2.338 1.956 382 2.449

TOTALE 5.896 5.414 482 5.959


I costi esterni al 30 settembre 2007 ammontano complessivamente a € 1.280,4 milioni e

presentano un incremento complessivo di € 227,9 milioni (+ 21,6%) rispetto al medesimo

periodo del precedente esercizio.

La variazione dell’area di consolidamento (escludendo l’effetto prodotto dalla ex

Alpenergie) interessa tale voce complessivamente per € 20,4 milioni di cui (i) € 12,1

milioni relativi ai ricavi del Gruppo TAD, (ii) € 4,6 milioni relativi a Publiacqua e (iii) €

0,3 milioni di AceaRieti (ex Omnia), (iv) € 2,8 milioni conseguiti da Aquaser e (v) € 0,2

milioni relativi a Elettria e Elga Sud.

Quindi a parità di perimetro si registra una positiva variazione dei costi operativi

consolidati di € 207,5 milioni pari al 19,6% essenzialmente determinata dall’incremento

dei volumi di energia elettrica e gas e tenuto conto dell’andamento dei prezzi medi. La

crescita dei costi è inoltre correlata all’incremento dei ricavi delle gestioni idriche in

conseguenza della variazione dell’ambito territoriale di operatività.

€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazioni Energia, gas e combustibili 963,9 788,1 175,8 Materie 30,3 23,3 7,0 Servizi 218,1 177,9 40,2 Canone di concessione 40,4 35,6 4,8 Godimento beni di terzi 14,3 14,6 (0,3) Oneri diversi di gestione 14,5 13,8 0,7 Fair Value contratti finanziari (1,2) (0,9) (0,3)

Costi esterni consolidati 1.280,4 1.052,4 227,9

I costi di energia, gas e combustibili sono essenzialmente rappresentati da:

− gli oneri relativi all’approvvigionamento dell’energia elettrica per il mercato

vincolato ed i relativi costi di trasporto (complessivamente € 246 milioni contro €

278,6 milioni al 30 settembre 2006). I costi relativi all’Acquirente Unico ammontano

a € 215,5 milioni (erano pari a € 248,2 milioni) al netto della perequazione che nei

primi nove mesi del 2007 riduce i costi per € 5,3 milioni (€ 12,3 milioni al 30

settembre 2006),

− gli oneri relativi all’approvvigionamento dell’energia elettrica per il mercato libero ed

i relativi costi di trasporto (complessivamente € 584,4 milioni). Nel medesimo


periodo del precedente esercizio tali costi ammontavano a € 393,9 milioni e risultano

quindi aumentati del 45,8% in conseguenza essenzialmente dell’incremento delle

vendite determinato anche dall’acquisizione della ex Alpenergie e dall’avvio delle

attività di Elettria,

− il costo di acquisto del gas destinato alla rivendita (€ 73,5 milioni contro € 73 milioni

al 30 settembre 2006),

− l’ammontare dei combustibili consumati nel periodo dalle centrali di produzione (€

49,6 milioni). Tali costi sono incrementati di € 19,7 milioni rispetto al medesimo

periodo dell’esercizio 2006 essenzialmente per le maggiori quantità acquistate in

conseguenza delle maggiori quantità prodotte nonchè per la dinamica dei prezzi dei

combustibili.

Completano l’analisi di tale voce gli oneri relativi all’acquisto dei certificati verdi e dei

diritti CO2 (€ 4,6 milioni contro € 9,4 milioni del medesimo periodo del precedente

esercizio) e gli altri costi legati all’acquisto di energia, gas e combustibili (€ 4,8 milioni).

Trovano inoltre allocazione in tale voce anche i costi di acquisto dei certificati bianchi

correlati ai progetti di risparmio energetico (€ 0,8 milioni).

Come indicato è altresì allocata in questa voce la stima della perequazione energia che

rappresenta quella componente a copertura delle differenze tra profilo di acquisto e quello

di vendita: tale forma perequativa è obbligatoria per la vendita dell’energia elettrica sul

mercato vincolato. L’importo positivo di € 5,3 milioni (pro quota di quanto iscritto in

AceaElectrabel Elettricità) riduce i costi di approvvigionamento del periodo e rappresenta

la migliore stima delle differenze di profilo relative al periodo gennaio – settembre 2007

sulla base degli elementi a disposizione. Tale importo potrà essere determinato in via

definitiva solo alla fine dell’esercizio e potrà risultare diverso da quello stimato per il

periodo di osservazione in relazione all’andamento dei prezzi di mercato.

Si segnala che l’ammontare della perequazione del periodo gennaio – settembre 2006 era

positivo per € 12,3 milioni. La variazione discende dalla riduzione delle quantità

acquistate e dall’andamento dei prezzi di mercato.

Fair value contratti finanziari

Al 30 settembre 2007 riduce i costi per € 1,2 milioni e rappresenta la variazione di fair

value rispetto alla valutazione effettuata alla fine del precedente esercizio.


Si rinvia per maggiori dettagli a quanto illustrato nella medesima voce inclusa nei Ricavi

netti consolidati.

I costi per materie ammontano a € 30,3 milioni e rappresentano i consumi di materiali del

periodo al netto dei costi destinati ad investimento; il tutto come illustrato dalla tabella

che segue.

€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazioni Acquisti di materiali 76,9 65,6 11,3Variazione delle rimanenze (4,1) (7,1) 3,0

Totale 72,8 58,5 14,3 Costi capitalizzati (42,5) (35,2) (7,3)

TOTALE 30,3 23,3 7,0

L’incremento degli acquisti di materiali prima dei costi capitalizzati (+ € 14,3 milioni) è

l’effetto combinato dei volumi apportati dalle società non consolidate nella precedente

relazione trimestrale (complessivamente + € 0,9 milioni) nonché, a parità di perimetro di

consolidamento, dell’incremento degli acquisti (+ € 10,6 milioni) e del risultato della

variazione delle rimanenze che producono maggiori costi per € 2,8 mila.

I maggiori acquisti sono registrati principalmente per € 7,4 milioni complessivamente da

ACEA, ACEA Distribuzione e ACEA Ato2 e per € 3,5 milioni dal Gruppo Acque.

Con riferimento alla variazione delle rimanenze la differenza è sostanzialmente

attribuibile ad ACEA Distribuzione e ACEA Ato2 (per € 1,7 milioni) e alle società estere

(per € 0,8 milioni).

Tale andamento incrementale viene parzialmente assorbito dalla crescita della quota di

acquisti destinati ad investimenti (+ € 7,3 milioni) essenzialmente attribuibile ad ACEA

Distribuzione (+ € 7,6 milioni).

I costi per servizi ammontano a € 218,1 milioni e risultano aumentati complessivamente

di € 40,2 milioni essendo pari a € 177,9 milioni alla fine dei primi nove mesi del 2006.

La variazione dell’area di consolidamento contribuisce a tale voce complessivamente per

€ 13,9 milioni essenzialmente imputabili a Publiacqua che apporta € 1 milione, AceaRieti

€ 0,1 milioni, Aquaser € 2,7 milioni ed il Gruppo TEA € 9,4 milioni.


A parità di perimetro tale voce ammonta a € 204,2 milioni ed è essenzialmente composta

come segue:

− lavori eseguiti in appalto per € 56 milioni (+ € 11,2 milioni). La variazione è

determinata sostanzialmente da ACEA Ato2 (+ € 8,1 milioni), dal Gruppo Acque (+ €

2,2 milioni) ed il Gruppo AceaElectrabel Produzione (+ € 0,7 milioni),

− consumi elettrici ed idrici per € 38,2 milioni (+ € 8,1 milioni). La significativa

variazione è influenzata dai maggiori consumi registrati dalla capogruppo (+ € 3,8

milioni) e dalle controllate di maggiori dimensioni con particolare riferimento a

ACEA Ato2, Gori ed Acque (€ 3,8 milioni). I motivi della variazione risiedono nelle

maggiori quantità consumate oltre che nel fattore prezzo influenzato dall’andamento

del costo dei combustibili. Per ACEA la variazione è determinata anche dagli oneri

relativi alla pubblica illuminazione del Comune di Napoli (€ 2,6 milioni) che trovano

copertura tra i ricavi,

− servizi infragruppo per € 11,1 milioni: sono compresi in tale voce i costi relativi alle

prestazioni rese dalla Società Marco Polo con riferimento ai servizi di facility

management: il costo complessivo di tali servizi è pari a € 9,8 milioni. Trovano

allocazione tra i servizi infragruppo anche i servizi ribaltati dalla società Luce Napoli

che gestisce la commessa di pubblica illuminazione nel Comune di Napoli: i servizi

ricevuti ammontano a € 3,1 milioni,

− servizi al personale per € 11,1 milioni (- € 0,3 milioni rispetto al 30 settembre 2006),

− spese telefoniche, tipografiche, postali e bancarie per € 11,9 milioni sostanzialmente

invariate rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (+ € 0,4 milioni),

− smaltimento fanghi per € 11,7 milioni (+ € 2 milioni). La variazione discende dalle

maggiori quantità smaltite,

− assicurazioni per € 7,2 milioni (+ € 1,1 milioni),

− prestazioni tecniche e amministrative (ivi comprese consulenze e collaborazioni) per

€ 27,3 milioni (+ € 9 milioni). La variazione è generata prevalentemente da ACEA (+

€ 7,9 milioni) e dal Gruppo AceaElectrabel (+ € 1,4 milioni),

− sottendimento energia per € 4,3 milioni (+ € 0,9 milioni),

− spese pubblicitarie e sponsorizzazioni per € 5,1 milioni (+ € 1,6 milioni),

− rilevazione letture per € 2,3 milioni (+ € 0,9 milioni),

− canoni di manutenzione per € 3,9 milioni,

− personale distaccato da Società del Gruppo non consolidate e/o società terze per € 2,5

milioni,


− spese di pulizia, trasporto e facchinaggio per € 1,2 milioni.

In tale voce sono contenuti altresì i compensi spettanti agli organi sociali del Gruppo

(complessivamente € 2,1 milioni).

Gli oneri per canone di concessione ammontano complessivamente a € 40,5 milioni (+ €

4,8 milioni rispetto al 30 settembre 2006) è riferito alle Società che gestiscono in

concessione alcuni Ambiti Territoriali nel Lazio, in Toscana e nella Campania. In

particolare:

− € 22,5 milioni da ACEA Ato2 (+ € 1,3 milioni),

− € 4,6 milioni da ACEA Ato5 aumentato di € 0,7 milioni rispetto al medesimo periodo

del precedente esercizio in conseguenza della revisione del Piano d’Ambito

intervenuta nel mese di febbraio 2007,

− € 4,6 milioni che rappresenta la quota di spettanza del Gruppo ACEA relativamente

all’onere in capo al Gruppo Acque; l’ammontare è sostanzialmente in linea con le

risultanze del medesimo periodo del 2006,

− € 7,5 milioni da Publiacqua (+ € 2,7 milioni in conseguenza del diverso periodo

temporale di accumulo delle componenti economiche consolidate),

− € 0,8 milioni da GORI.

Complessivamente la variazione dell’area di consolidamento influenza tale voce per € 2,7

milioni corrispondenti alla variazione apportata da Publiacqua rispetto a quanto

consolidato nelle relazione trimestrale al 30 settembre 2006.

La voce Godimento Beni di Terzi ammonta a € 14,3 milioni e risulta diminuita di € 0,2

milioni. La variazione dell’area di consolidamento è pari a € 0,6 milioni e, quindi, a parità

di perimetro la diminuzione si attesta a € 0,8 milioni.

Tale voce non contiene oneri relativi a canoni di leasing.

Gli oneri diversi di gestione sono pari a € 14,4 milioni e risultano aumentati di € 0,6

milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (€ 13,8 milioni) di cui € 1,9

milioni relativi alle Società non consolidate (o consolidate per un periodo inferiore) nella

relazione trimestrale al 30 settembre 2006.

Tale voce comprende essenzialmente imposte e tasse per € 4,8 milioni (ICI, Cosap,

TARI, …) e spese generali per € 9,6 milioni.


3. Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazione

Ammortamenti imm.ni immateriali 22,0 19,6 2,4

Ammortamenti imm.ni materiali 106,9 89,0 17,9

Svalutazione crediti 15,6 8,8 6,8

Accantonamento per rischi 16,4 11,0 5,3

TOTALE 160,9 128,4 32,5

La variazione del perimetro di consolidato influenza gli ammortamenti delle

immobilizzazioni immateriali per € 3,6 milioni e, quindi, a parità di perimetro tale voce

diminuisce di € 1,2 milioni. Il decremento è sostanzialmente determinato dalla

Capogruppo (- € 1,6 milioni) in conseguenza del completamento del processo di

ammortamento di alcuni cespiti.

Si informa che sono iscritti in tale voce gli ammortamenti delle concessioni iscritte in

Publiacqua e SAO (Società del Gruppo TAD) in conseguenza dell’attribuzione di quota

parte del maggior costo rispetto alle attività nette acquisite. Tali ammortamenti sono pari

rispettivamente a € 0,4 milioni per Publiacqua e € 0,6 milioni per SAO.

La variazione degli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali a parità di perimetro

ammonta a € 13,3 milioni così ripartita per area di business:

- Reti dell’Energia: sono pari a € 65,1 milioni e registrano un incremento di € 0,9

milioni tutto imputabile ad ACEA Distribuzione,

- Mercato dell’Energia: le Società appartenenti a tale area accumulano ammortamenti

per complessivi € 9,9 milioni. L’incremento di € 7,6 milioni deriva essenzialmente (i)

dall’inizio del processo di ammortamento della Centrale di Roselectra (€ 3,7 milioni),

(ii) dall’aumento di € 3,2 milioni degli ammortamenti della Centrale di Voghera (per

effetto del diverso peso temporale) e (iii) dall’aumento di AceaElectrabel Produzione

(+ € 0,4 milioni),

- Gestioni Idriche Italia: ammontano a € 16,8 milioni (+ 4 milioni): l’aumento è

essenzialmente determinato da ACEA Ato2 per € 1,5 milioni, da GORI per € 0,6


milioni, dal Gruppo Acque per € 1,8 milioni. Tali variazioni sono legate agli

investimenti previsti dai rispettivi Piani di Ambito,

- Gestioni Idriche Estero: € 0,2 milioni sostanzialmente invariati rispetto al 30

settembre 2006,

- Capogruppo – struttura (+ € 0,8 mila)

Le Società non consolidate nella Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre 2006

contribuiscono complessivamente agli ammortamenti materiali per € 4,5 milioni di cui il

Gruppo TEA per € 4,3 milioni.

Si informa che sono iscritti in tale voce gli ammortamenti derivanti dall’allocazione agli

impianti e macchinari di Terni Ena e Eall (Società del Gruppo TAD) di quota parte del

maggior costo rispetto alle attività nette acquisite. Tali ammortamenti sono pari a € 825

mila.

Per quanto riguarda la svalutazione dei crediti l’incremento di € 6,8 milioni è imputabile

per € 0,8 milioni alla variazione dell’area di consolidamento e per € 6 milioni ai maggiori

accantonamenti delle Società consolidate nella Relazione Trimestrale Consolidata al 30

settembre 2006 con particolare riferimento a (i) il Gruppo AceaElectrabel Elettricità (+ €

3,4 milioni in conseguenza dell’elevato ammontare dei crediti derivanti dalla vendita di

energia elettrica soprattutto sul mercato vincolato e (ii) ACEA Ato2 (+ € 2 milioni)

essenzialmente per la copertura dei rischi di inesigibilità derivanti dai clienti privati.

Per quanto riguarda gli accantonamenti si rileva che sono essenzialmente connessi alle

problematiche legate alle questioni contributive nonché agli accantonamenti effettuati per

tener conto della procedura di mobilità volontaria e obbligatoria nonché delle iniziative di

esodo agevolato.

Nel periodo il Gruppo ha iscritto accantonamenti essenzialmente per coprire rischi

relativi: (i) al personale per € 9,2 mila (comprensivo delle passività potenziali relative alle

problematiche contributive), (ii) alle partecipate in liquidazione per € 1,8 milioni, (iii) ai

rapporti con i Comuni per € 1,7 milioni, (iv) alle controversie legali per € 2,9 milioni e

(v) alle passività potenziali derivanti dagli accertamenti di natura fiscale per € 0,2 milioni.

Per maggiori dettagli sulle principali controversie si rinvia a quanto illustrato nel

paragrafo “Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali” della Relazione

Semestrale Consolidata 2007.


4. (Oneri) / Proventi Finanziari

Gli oneri finanziari netti ammontano complessivamente a € 51,8 milioni e registrano un

aumento di € 13,5 milioni.

Tale variazione essenzialmente deriva (i) per € 1,5 milioni dal contributo delle Società

non consolidate (o consolidate per un periodo inferiore ai nove mesi) nella precedente

relazione trimestrale, (ii) per € 10,2 milioni dal peggioramento registrato dalla

Capogruppo con riferimento sia agli oneri maturati sui debiti finanziari a medio – lungo

termine (+ € 4 milioni) essenzialmente derivanti dal finanziamento erogato dal Banco

Bilbao sia agli interessi generati dal fabbisogno a breve termine nonché dall’aumento dei

tassi di interesse (+ € 6,2 milioni) e (iii) per € 2 milioni dalle commissioni di cessione del

credito relativo alla perequazione specifica.

€/milioni 30.09.2007 30.09.2006 Variazione Oneri finanziari 70,9 52,4 18,5 Oneri su Interest Rate Swap 0,7 0,0 0,7 Interessi su prestiti obbligazionari 11,4 10,9 0,5 Interessi su indebitamento a medio – lungo termine 33,8 25,2 8,6 Interessi su indebitamento a breve termine 15,8 6,9 8,9 Interessi verso utenti 0,5 0,8 (0,3) Interest cost al netto degli utili attuariali (IAS 19) 4,3 3,8 0,5 Commissioni di cessione 2,1 0,0 2,1 Altro 2,3 4,8 (2,5) Proventi finanziari 19,1 14,1 5,0 Proventi su Interest Rate Swap 2,8 0,0 2,8 Interessi su crediti verso clienti 7,1 7,1 0,0 Interessi su crediti finanziari 5,6 4,5 1,1 Interessi bancari 2,2 0,9 1,3 Interessi su altri crediti 0,2 1,2 (1,0) Dividendi 0,2 0,3 (0,1) Altro 1,0 0,1 0,9

TOTALE (51,8) (38,3) (13,5)

Gli oneri e proventi su Interest Rate Swap influenzano positivamente per € 2,1 milioni il

conto economico consolidato e sono essenzialmente relativi alla valutazione a fair value

dello swap di Voghera Energia (€ 2,1 milioni).


La crescita degli oneri su indebitamento a breve, medio e lungo termine deriva

dall’aumento del fabbisogno a breve delle maggiori società del Gruppo nonché nella

stipula di nuovi contratti di finanziamento a medio – lungo termine.

Gli interessi su crediti finanziari accolgono i proventi maturati da ACEA sui

finanziamenti erogati alle Società collegate e alle controllate consolidate

proporzionalmente.

Si informa che trovano allocazione in tale sezione del conto economico (nella voce oneri

finanziari – altro) i costi relativi allo smontaggio dei project financing (e dei correlati

strumenti derivati) delle Società Terni Ena e Eall avvenuta alla fine del primo semestre:

tali oneri sono pari complessivamente a € 1,3 milioni comprensivo della cancellazione dei

cespiti e dei risconti correlati all’accensione dei due project (€ 0,7 milioni).

5. (Oneri) / Proventi da partecipazioni

Il saldo positivo di € 39,9 milioni (contro € 9,5 milioni al 30 settembre 2006) riguarda

principalmente:

proventi (€ 40,4 milioni al 30 settembre 2007 e € 9,7 milioni al 30 settembre 2006):

riguardano (i) la valutazione a patrimonio netto di Eblacea e Tirreno Power (€ 20,2

milioni al 30 settembre 2007 contro € 6 milioni al 30 settembre 2006). La variazione è

relativa ai diversi ammontari dei fair value dei contratti finanziari con riferimento alla

tipologia e all’andamento dei prezzi di mercato e (ii) la quota di prezzo riconosciuta da

Electrabel sulla base del Joint Venture Agreement stipulato nel 2002 legata al

raggiungimento di soglie di liberalizzazione del mercato (€ 19,9 milioni).

La restante parte riguarda sostanzialmente la valutazione a patrimonio netto delle Società

Azga, Umbria Acque e CESAP appartenenti al Gruppo Sigesa – Crea.

oneri (€ 0,4 milioni al 30 settembre 2007 e € 0,2 milioni al 30 settembre 2006):

trattasi essenzialmente della valutazione a patrimonio netto di Acquedotto del Fiora.


6. Imposte sul reddito

Sono pari a € 75 milioni (€ 69,8 milioni al 30 settembre 2006) e sono così dettagliate:

o Imposte correnti: € 84,5 milioni

o Imposte differite / (anticipate) nette: - € 9,5 milioni

Tra le imposte correnti sono inclusi € 63 milioni per IRES e € 21,5 milioni per IRAP.

Il tax rate di periodo è pari al 40,6% in linea con quello di chiusura dell’esercizio 2006.

Le stima delle imposte è influenzata dall’allargamento del perimetro di consolidato

fiscale per il quale è stata effettuata l’opzione per il triennio 2007 – 2009 includendo le

Società del Gruppo TAD e quelle del Gruppo Sigesa – Crea per le quali ricorrono i

presupposti di legge.

Si informa che a partire dal corrente periodo di imposta è vigente il divieto di

compensazione delle perdite fiscali dei soci, relative ad esercizi anteriori l’inizio della

tassazione per trasparenza, per compensare i redditi della partecipata nel periodo di

opzione prodotti dalle società. Alla luce di tale circostanza il management di ACEA

ritiene che saranno disponibili eventuali operazioni di pianificazione e ottimizzazione

strategica e fiscale nell’ambito del Gruppo, per realizzare i benefici delle perdite fiscali

pregresse ad oggi maturati ed iscritti nella presente relazione per circa € 20 milioni.

Si informa infine che, sulla base dell’articolo 1 del decreto legge n. 10/2007 convertito il

6 aprile 2007 nella legge n. 46 in data 13 aprile 2007, l’Agenzia delle Entrate ha

notificato ad ACEA le comunicazioni – ingiunzioni di pagamento per gli anni 1998 e

1999: tali ingiunzioni prevedono il recupero di € 6,4 milioni a titolo di aiuti equivalenti

alle imposte non pagate e di € 3 milioni a titolo di interessi. ACEA ha pagato nei termini

previsti dalla legge gli importi notificati.

L’effetto di tali ingiunzioni è stato completamente assorbito dalla fiscalità differita come

descritto nel bilancio consolidato 2006 al quale si rinvia per maggiori informazioni.

Nella tabella che segue viene riportata la riconciliazione tra tax rate teorico e quello

effettivo.


30.09.2007 30.09.2006 €/milioni % €/milioni % Risultato ante imposte delle attività in funzionamento 184,9 166,3 Imposte teoriche calcolate al 33% sull'utile ante imposte 61,1 33% 54,9 33% Differenze permanenti 1,9 1% 1,0 1% IRES corrente 63,0 34% 55,8 34% IRAP corrente 21,5 12% 18,6 11% Fiscalità differita netta (9,5) -5% (4,7) -3% Imposte sul reddito di esercizio delle attività in funzionamento 75,0 41% 69,8 42%


7. Risultato netto Attività Discontinue

Alla data di chiusura del periodo il Gruppo ACEA non possiede attività possedute per la

vendita avendo completato le operazioni di cessione di Interpark e non ravvisandosi

ulteriori opportunità di cessione (oltre quelle già attuate nel terzo trimestre 2006) della

controllata estera Consorcio Agua Azul.


8. Utile per azione

L’utile per azione determinato secondo le modalità dello IAS 33 è indicato nella seguente

tabella:

al 30.09 2007 al 30.09 2006 Utile del periodo di Gruppo (€/000) 105.368 94.849

Utile del periodo di Gruppo di spettanza delle azioni ordinarie (€/000) (A) 105.368 94.849

Numero medio ponderata delle azioni ordinarie in circolazione ai fini del calcolo dell’utile per azione

- di base (B) 212.964.900 212.964.900 - diluito (C) 212.964.900 212.964.900 Utile per azione (in €) - di base (A/B) 0,4948 0,4454 - diluito (A/C) 0,4948 0,4454

Il risultato netto di spettanza del Gruppo del periodo risente degli effetti derivanti dalle

modifiche intervenute con decorrenza 1° gennaio 2007 sull’istituto del TFR.

Tali modifiche hanno comportato la revisione della passività valutata ai sensi dello IAS

19 con conseguente iscrizione di una riduzione del costo del lavoro di € 7,3 milioni:

escludendo tale effetto l’utile di periodo del Gruppo si sarebbe attestato a € 100,5 milioni

(+ 6,3%) registrando un utile per azione pari a 0,4719.


RISULTATI PATRIMONIALI E FINANZIARI

GRUPPO ACEA

STATO PATRIMONIALE 30.09.2007 31.12.2006 Variazioni Variazioni

(importi in migliaia di €) (a) (b) (a) - (b) %

CIRCOLANTE NETTO 240.796 173.248 67.548 38,99%

Crediti correnti 1.145.462 1.035.983 109.479 10,57%

- di cui Utenti/clienti 941.088 814.553 126.535 15,53%

- di cui Comune di Roma 178.023 198.580 (20.557) -10,35%

Rimanenze 70.568 53.155 17.413 32,76%

Altre attività correnti 175.626 174.010 1.616 0,93%

Debiti correnti (813.045) (825.644) 12.599 -1,53%

- di cui Fornitori (639.320) (617.976) (21.344) 3,45%

- di cui Comune di Roma (165.458) (190.106) 24.648 -12,97%

Altre passività correnti (337.815) (264.256) (73.559) 27,84%

ATTIVITA' E PASSIVITA' NON CORRENTI 2.553.358 2.401.238 152.120 6,34%

Immobilizzazioni materiali/immateriali 2.845.573 2.696.226 149.347 5,54%

Partecipazioni 97.061 90.961 6.100 6,71%

Altre attività non correnti 171.043 143.018 28.025 19,60%

Tfr e altri piani a benefici definiti (142.906) (147.435) 4.529 -3,07%

Fondi rischi e oneri (146.865) (141.641) (5.225) 3,69%

Altre passività non correnti (270.548) (239.890) (30.658) 12,78%

CAPITALE INVESTITO 2.794.154 2.574.486 219.668 8,53%

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (1.418.989) (1.197.609) (221.380) 18,49%

Crediti finanziari medio lungo termine 93.318 118.350 (25.032) -21,15%

Debiti finanziari a medio lungo termine (1.150.218) (1.151.282) 1.064 -0,09%

Crediti finanziari a breve termine 213.673 132.495 81.178 61,27%

Disponibilità liquide 121.295 126.291 (4.995) -3,96%

Debiti finanziari a breve termine (697.059) (423.464) (273.595) 64,61%

Totale Patrimonio Netto (1.375.165) (1.376.877) 1.712 0,00

COPERTURE (2.794.154) (2.574.486) (219.668) 8,53%

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 valori dello schema riclassificato trovano corrispondenza nelle voci di dettaglio

utilizzate per predisporre gli schemi di bilancio in conformità agli IFRSs.

La situazione patrimoniale del Gruppo ACEA evidenzia un incremento del capitale

investito rispetto al 31 dicembre 2006 pari a € 219,7 milioni (+ 8,5%) che è la risultanza

dell’aumento sia dell’attivo fisso netto che del capitale circolante netto.

Il saldo delle attività e delle passività non correnti risulta in aumento rispetto all’esercizio

precedente di € 152,1 milioni pari al 6,3%; in particolare:

− le immobilizzazioni materiali e immateriali crescono di € 149,3 essenzialmente per

l’effetto algebrico: degli investimenti che ammontano a € 252,6 milioni (come può

desumersi dalla tabella sotto riportata) e degli ammortamenti del periodo (€ 128,9

milioni). La restante parte della variazione è essenzialmente spiegata dal

consolidamento per la prima volta di Longano Eolica (€ 8,5 milioni comprensivo del

maggior costo pagato in sede di acquisizione) e dalla definizione della business

combination dell’acquisizione del Gruppo TAD che comporta un crescita delle

immobilizzazioni di € 15,8 milioni,

− le partecipazioni si incrementano di € 6,1 milioni essenzialmente per l’effetto

combinato; (i) del consolidamento a patrimonio netto di Eblacea / Tirreno Power (+

€ 20 milioni); (ii) della riduzione del costo della partecipazione per effetto

dell’incasso dei dividendi ricevuti da Eblacea (- € 11,9 milioni); (iii) della

valutazione al presunto valore di realizzo delle partecipazioni possedute da TAD in

sede di definizione della business combination (- € 1,4 milioni); (iv) del

consolidamento nel periodo delle società neocostituite al 31 dicembre 2006 (- € 1,2

milioni); (v) della costituzione di tre nuovi soggetti giuridici: Ecogena controllata da

Arse e Acea Ricerca perdite e Ato5 Servizi controllati da Laboratori

complessivamente per € 0,5 milioni,

− le altre attività non correnti (+ € 28 milioni) si incrementano principalmente per

l’accantonamento netto delle imposte anticipate ( + € 14,3 milioni), ove trova

allocazione il tax asset conseguente alla definizione della procedura di recupero degli

aiuti di stato e per l’aumento dei risconti attivi di Arse (+ 13,7 milioni);


− la variazione dei piani a Benefici Definiti (pari - € 4,5 milioni) riflette in larga parte,

le modifiche apportate al TFR dalla Legge 27 dicembre 2006, n. 296 (“Legge

Finanziaria 2007”) e successivi decreti e regolamenti emanati nei primi mesi del

2007. Infatti il curtailment – ovvero l’importo corrispondente alla differenza tra il

calcolo attuariale effettuato al 31 dicembre 2006 (sulla base della normativa

precedente alle citate modifiche) e quello applicato alla data di chiusura della

presente relazione trimestrale (che esclude gli incrementi salariali futuri e non

considera le quote di TFR maturate a partire dal 1° gennaio 2007) – ammonta a € 7,3

milioni (prima dell’effetto imposte). La variazione è altresì determinata dalla stima

dell’onere derivante dal piano di incentivazione a lungo termine dedicato al top

management (€ 0,8 milioni),

− la variazione del fondo per rischi ed oneri (+ € 5,2 milioni) discende dagli

accantonamenti al netto degli utilizzi del periodo. La variazione si riferisce agli

accantonamenti relativi alle questioni contributive nelle quali sono coinvolte le

maggiori Società del Gruppo nonché agli accantonamenti effettuati per tener conto

della procedura di mobilità volontaria e delle iniziative di esodo agevolato. Per

quanto attiene la composizione si segnala che esso accoglie: (i) per € 14,2 milioni la

valutazione di rischi di natura legale (contenziosi, vertenze, ecc…); (ii) per € 39

milioni la stima dei rischi connessi alla gestione delle partecipazioni

(prevalentemente IPSE); (iii) per € 57,6 milioni i potenziali rischi ed oneri relativi al

personale ivi comprese le controversie di natura contributiva; (iv) per € 5 milioni i

rischi di natura regolamentare con particolare riferimento all’area energia; (v) per €

16 milioni essenzialmente la valutazione degli oneri post mortem connessi alla

gestione della discarica di SAO (Orvieto); (vi) per € 6 milioni i rischi relativi alle

Società del Gruppo Sigesa; (vii) per € 7 milioni i rischi legati a crediti diversi.

ACEA ritiene che dalla definizione del contenzioso in essere e delle altre potenziali

controversie non dovrebbero derivare per le Società del Gruppo ulteriori oneri

rispetto agli stanziamenti effettuati. Questi ultimi rappresentano la migliore stima

possibile sulla base degli elementi oggi a disposizione.

Le altre passività non correnti contribuiscono alla riduzione del capitale investito netto

per € 30,7 milioni e derivano essenzialmente da due fenomeni: la movimentazione

dell’imposizione differita (+ € 20,2 milioni) e l’incremento dei contributi di

allacciamento idrici delle gestioni idriche in Lazio e Campania ( + € 7,3 milioni) ed in


Toscana e Umbria ( + € 2,3 milioni). La crescita delle imposte differite nel trimestre

deriva essenzialmente dalla definizione delle business combination di Publiacqua e del

Gruppo TAD, infatti l’attribuzione di quota parte del maggior costo rispetto al prezzo

pagato ha comportato l’iscrizione di € 17,1 milioni al fondo imposte differite.

Gli investimenti del periodo ammontano complessivamente a € 252,6 milioni e, rispetto

al 30 settembre 2006, registrano una variazione positiva di € 55 milioni.

La variazione è determinata essenzialmente dall’incremento degli investimenti effettuati

dal settore idrico; in particolare gli investimenti: (i) di ACEA Ato2 aumentano di € 30,6

milioni; (ii) del Gruppo Acque di € 10,1 milioni; (iii) di ACEA Ato5 di € 3,6 milioni; (iv)

di Gori di € 1,3 milioni e (v) di Publiacqua di € 4,3 milioni. Contribuiscono alla

variazione per € 11 milioni i maggiori investimenti effettuati da ACEA Distribuzione. Di

segno opposto le variazioni registrate dalle Società del Gruppo AceaElectrabel (- € 9,8

milioni): in particolare si riducono di € 8 milioni gli investimenti di Roselectra per effetto

del completamento della centrale.

La tabella che segue evidenzia il livello degli investimenti realizzati nei primi nove mesi

2007 confrontati con il medesimo periodo del precedente esercizio.

€/milioni

30.09.2007 30.09.2006 Variazioni

Acea Distribuzione 87,3 76.3 11,0

Acea S.p.A. - IP 6,5 6,4 0,1

Acea Luce 0,0 0,0 Reti Energia

TOTALE 93,8 82,7 11,1

AceaElectrabel Produzione 19,2 22,7 (3,5)

Voghera 0,0 0,2 (0,2)

Longano Eolica 1,9 0 1,9

Roselectra 2,9 10,9 (8,0)

AceaElectrabel Elettricità 0,6 0,0 0,6

AceaElectrabel 0,0 0,8 (0,8)

AceaElectrabel Trading 1,1 0,1 1,0

Mercato Energia

TOTALE 25,7 34,7 (9,0)

Termovalorizzazione 3,9 0,6 3,3

Acea Ato2 75,8 45,2 30,6 Lazio/Campania

ATO5 Frosinone 10,3 6,7 3,6


Gori 5,4 4,1 1,3

Minori 0,3 0,3 0,0

TOTALE 91,8 56,3 35,5

Acque 20,9 10,8 10,1

Publiacque 11,3 7,0 4,3

Minori 0,3 0,5 (0,2) Toscana/Umbria

TOTALE 32,5 18,3 14,2

LaboratoRi 0,3 0,3 0,0

Estero Società Estere 1,2 0,4 0,8

STRUTTURA Acea S.p.A. - Struttura 3,4 4,3 (0,9)

TOTALE GRUPPO ACEA 252,6 197,6 55,0

L’incremento del capitale investito è legato per € 67,5 milioni (+ 39%) all’aumento del

circolante netto. Tale aumento deriva da fenomeni di segno opposto, da un lato,

l’incremento dei crediti del circolante (+ € 109,5 milioni pari al 10,57%), delle rimanenze

(+ € 17,4 milioni), la diminuzione dei debiti correnti (- € 12,6 milioni pari all’1,5%),

l’aumento delle altre attività correnti (+ 1,6 milioni pari al 1%); dall’altro l’aumento delle

altre passività correnti (+ € 73,6 milioni pari al 27,8%).

Per quanto riguarda la composizione dei crediti si segnala: (i) l’aumento degli utenti e

clienti (+ € 126,5 milioni pari al 15,5%); (ii) la diminuzione dei crediti verso il Comune di

Roma (- € 20,6 milioni pari al 10,4%), la quale è da imputare principalmente all’incasso

dei corrispettivi derivanti dal contratto di servizio di pubblica illuminazione relativamente

al periodo 1° giugno 2005 – 31 dicembre 2006 pari ad € 94,7 milioni. Tali corrispettivi al

31 dicembre 2006 erano allocati tra le prestazioni da fatturare per € 51,5 milioni e tra le

prestazioni fatturate per € 28 milioni.

L’incremento delle rimanenze (+ € 17,4 milioni pari al 32,8%) è da imputare per € 12

milioni alle maggiori quantità di gas naturale a stoccaggio acquistate da AceaElectrabel

Trading e dai maggiori acquisti a magazzino da parte di Acea Distribuzione per € 5,6

milioni.

Le altre attività correnti aumentano di € 1,6 milioni. Tale variazione passa attraverso: (i)

la diminuzione dei crediti per effetto della cessione pro - soluto della perequazione

specifica effettuata da ACEA Distribuzione (- € 31,5 milioni) e di segno opposto (+ € 8,3

milioni) l’iscrizione nel corso del terzo trimestre di ulteriori crediti per la perequazione

energia; (ii) la diminuzione dei crediti relativi alla valutazione al fair value dei contratti

differenziali sottoscritti da AceaElectrabel Trading e da AceaElectrabel Elettricità (- € 6,7


milioni), (iii) l’aumento dei crediti tributari per versamenti effettuati nel mese di giugno

relativi all’acconto IRES ed IRAP ( + € 22 milioni) e (iv) l’iscrizione del credito

derivante dal riconoscimento da parte dell’AEEG della metodologia di misura (€ 6,4

milioni). Con riferimento alla cessione della perequazione specifica si informa che sono

stati ceduti crediti del quarto trimestre 2005 per € 6,9 milioni, dell’intero esercizio 2006

per € 33 milioni e del primo trimestre 2007 per € 8,4 milioni.

Con riferimento ai debiti del circolante si informa che la variazione discende:

(i) dall’aumento dei debiti verso fornitori ( + € 21,3 milioni); di seguito viene riportata

l’analisi delle variazioni per area di business:

- Reti dell’energia + € 45,6 milioni,

- Mercato dell’energia - € 40,3 milioni,

- Gestioni idriche Lazio Campania + € 31,9 milioni (+ € 25 milioni a parità di

percentuale di consolidamento della Gori),

- Gestioni idriche Toscana Umbria + € 6,9 milioni,

- Termovalorizzazione + 3,5 milioni,

- Corporate - € 25,2 milioni,

Si precisa che all’interno del mercato dell’energia la riduzione dei debiti verso

l’Acquirente Unico (per effetto della diminuzione delle dimensioni del mercato vincolato)

e gli altri fornitori è parzialmente compensato dai maggiori debiti conseguenti

all’andamento dei prezzi di mercato con riferimento al gas;

(ii) di segno opposto la diminuzione dei debiti verso il Comune di Roma (- € 24,6 milioni)

tale diminuzione è dovuta: alla riduzione di quanto dovuto dal Gruppo a titolo di canone di

fognatura e depurazione (- € 6,4 milioni), alla riduzione delle addizionali comunali (- €

10,3 milioni) ed alla compensazione amministrativa (- € 7,8 milioni) effettuata nel mese

di agosto e relativa al canone di locazione della sede. Si precisa che il saldo si riferiva ai

canoni maturati dal marzo 2005 al 7 dicembre 2006: a tale data il Comune di Roma ha

ceduto l’immobile a Beni Stabili al quale è stato quindi trasferito anche il contratto di

locazione.

Infine, l’incremento delle altre passività correnti (+ € 73,6 milioni) è essenzialmente da

attribuire all’iscrizione della fiscalità del periodo.

Di seguito si analizza la variazione dei crediti verso utenti e clienti (+ € 126,5 milioni

rispetto alla fine del precedente esercizio) per settori di attività. Le società dell’area di


business Reti dell’Energia aumentano lo stock di € 19,6 milioni (in particolare ACEA

Distribuzione per € 16,2 milioni ed Arse per € 2,9 milioni). Le società idriche registrano

un aumento di € 109,6 milioni di cui € 108,2 milioni generato da quelle operanti nel

Lazio; in particolare: ACEA Ato2 (+ € 79,2 milioni), ACEA Ato5 (+ € 14,3 milioni),

Gori (+ € 12,7 milioni, + 3,8 milioni a parità di percentuale di consolidamento).

A completamento si segnala che le società idriche della Toscana aumentano i crediti di €

0,4 milioni e quelle estere di € 1 milione.

Le Società di vendita dell’energia elettrica registrano una riduzione di € 10,8 milioni (- €

14,6 milioni escludendo Elettria).

Completano l’analisi le variazioni in aumento dell’area termovalorizzazione (+ € 10,5

milioni): tale aumento è influenzato da una parte dal consolidamento di Aquaser (della

quale è stato acquistato nel corso del periodo un’ulteriore quota pari al 30%) che

contribuisce per € 1,9 milioni e dalla crescita dei crediti di SAO e delle Società di

termovalorizzazione (anche per effetto della revisione delle tariffe) complessivamente per

€ 8,2 milioni.

Infine si evidenzia l’aumento dei crediti della Capogruppo (+ € 2,2 milioni), quest’ultimo

è principalmente attribuibile ai crediti verso il comune di Napoli.

Al 30 settembre 2007 il rapporto crediti (comprese le fatture da emettere) su ricavi verso

utenti è il seguente:

30.09.2007 30.09.2006 Variazione

Acea Distribuzione

Crediti 15.339 29.805 (14.465)

Ricavi 39.764 19.350 20.414

38,6% 154,0% -115,5%

AE Elettricità

Crediti 232.073 228.388 3.685

Ricavi 779.477 544.882 234.594

29,8% 41,9% -12,1%

Umbria Energy

Crediti 7.949 7.754 195

Ricavi 15.051 12.804 2.247

52,8% 60,6% -7,7%

Voghera Energia Vendite

Crediti 5.823 3.886 1.937

Ricavi 17.729 10.182 7.547

32,8% 38,2% -5,3%

AE Produzione

Crediti 138 321 (184)


Ricavi 748 380 368

18,4% 84,5% -66,1%

Elettria

Crediti 4.456 0 4.456

Ricavi 12.210 0 12.210

36,5% 0,0% 36,5%

Totale Area Energia

Crediti 265.778 270.153 (4.376)

Ricavi 867.615 392.814 474.801

Crediti/Ricavi 30,6% 68,8% -38,1%

Area Idrica 30.09.2007 30.09.2006 Variazione

Acea Ato2

Crediti 262.702 176.850 85.852

Ricavi 278.341 263.478 14.863

94,4% 67,1% 27,3%

Acea Ato5

Crediti 69.933 42.819 27.114

Ricavi 31.321 21.634 9.687

223,3% 197,9% 25,4%

Gruppo Acque

Crediti 23.266 25.702 (2.436)

Ricavi 27.680 25.415 2.265

84,1% 101,1% -17,1%

Publiacqua

Crediti 53.428 72.243 (18.815)

Ricavi 44.703 40.746 3.957

119,5% 177,3% -57,8%

Gori

Crediti 40.256 23.260 16.996

Ricavi 22.608 16.308 6.300

178,1% 142,6% 35,4%

Gruppo Sigesa

Crediti 12.487 15.633 (3.146)

Ricavi 7.996 16.388 (8.392)

156,2% 95,4% 60,8%

Totale Area Idrica

Crediti 462.073 356.507 105.566

Ricavi 412.649 383.968 28.680

Crediti/Ricavi 112,0% 92,8% 19,1%

Crediti 727.850 626.660 101.190

1.280.264 776.782 503.482

56,9% 80,7% -23,8%

Si informa che il Gruppo – nell’ambito del contratto quadro stipulato nel mese di giugno

2006 (cessione pro – soluto rotativa) - ha ceduto nel corso del periodo crediti emessi e


scaduti verso Pubbliche Amministrazioni nominativamente individuate per l’importo

complessivo di € 45,6 milioni (quota Gruppo) riguardanti le società ACEAElectrabel

Elettricità, ACEA Luce e ACEA Ato2. Le commissioni corrisposte al Factor sono state

pari a € 1,1 milioni corrispondenti a circa il 2,5%.

Inoltre sono state altresì poste in essere:

- la cessione pro - soluto dei crediti emessi e scaduti alla data di cessione vantati verso

aziende sanitarie e ospedaliere. L’ammontare dei crediti ceduti è di € 11,3 milioni

(pro quota Gruppo) riguardanti le Società ACEAElectrabel Elettricità e ACEA Ato2.

Il costo di tale cessione è pari a circa il 4,6% (€ 0,5 milioni),

- la cessione pro – soluto dei crediti vantati verso la correlata Metro S.p.A. da

ACEAElectrabel Elettricità e ACEA Ato2 per l’importo complessivo di € 5,2 milioni

(quota Gruppo) al costo di circa il 3% (€ 0,2 milioni).

Per quanto riguarda i crediti ed i debiti verso il Comune di Roma – al netto delle partite

finanziarie – si rileva un saldo netto a credito del Gruppo ACEA di € 12,6 milioni: alla

fine del precedente esercizio tale saldo netto era a credito del Gruppo ACEA per € 8,6

milioni.

Le seguenti tabelle dettagliano la composizione del credito e del debito del Gruppo nei

confronti del Comune di Roma.

A credito del Comune di Roma (migliaia di €) 30.09.2007 31.12.2006 Variazione

Crediti per utenze 36.660 29.632 7.028

Crediti per lavori 34.806 29.207 5.599

Crediti per servizi 57.993 44.316 13.677

Crediti diversi 981 698 284

Totale prestazioni fatturate 130.440 103.852 26.588

Crediti per contributi 15.080 17.843 (2.763)

Crediti per addizionali 0 0 0

Totale prestazioni richieste 145.520 121.695 23.825

Totale prestazioni da fatturare 27.053 73.972 (46.919)

Nuovo regolamento cavi stradali 5.449 2.900 2.549

Totale 178.023 198.568 (20.545)

Debiti verso il Comune di Roma (migliaia di €) 30.09.2007 31.12.2006 Variazione


Debiti per canoni fognature e depurazione 71.854 78.222 (6.369)

Debiti per canone in contestazione Città del Vaticano 20.516 20.516 0

Debiti per addizionali energia elettrica 10.532 20.859 (10.327)

Debiti diversi 1.640 1.756 (116)

Nuovo Regolamento Cavi Stradali 4.208 2.181 2.026

Debiti per Cosap 411 515 (103)

Debiti per affitto sede aziendale 0 7.770 (7.770)

Debiti per canone di Concessione 56.297 58.285 (1.988)

Totale debiti commerciali 165.458 190.106 (24.648)

Debiti finanziari 2.213 2.213 0

Totale 167.671 192.318 (24.648)

Si informa che nel corso del periodo sono state effettuate compensazioni amministrative

relativamente a crediti vantati verso il Comune di Roma complessivamente per € 133,4

milioni che hanno riguardato principalmente la Capogruppo (€ 100,5 milioni), la

controllata ACEA Ato2 (€ 25,1 milioni) e AceaElectrabel Elettricità (€ 7,7 milioni). Si

precisa che le compensazioni hanno riguardato sia i crediti derivanti da lavori e

prestazioni (€ 105,1 milioni) sia quelli derivanti da utenze idriche ed elettriche (€ 28,3

milioni). Le partite di debito oggetto di compensazione (complessivamente pari a € 120,3

milioni) sono relative a addizionali elettriche per € 26,8 milioni, canoni di depurazione e

fognatura per € 6,4 milioni, canoni di concessione per € 19,6 milioni, canone di locazione

della sede per € 6,6 milioni e dividendi per € 61,1 milioni.

Nel corso dei mese di ottobre e novembre sono state effettuate ulteriori compensazioni

per complessivi € 13,4 milioni.

La posizione finanziaria netta alla fine del trimestre mostra un peggioramento di €

221,4 milioni passando da € 1.197,6 milioni della fine dell’esercizio 2006 ad € 1.419

milioni alla fine del periodo di osservazione.

Si illustra di seguito la composizione della posizione finanziaria netta:

in € migliaia 30.09.2007 31.12.2006 variazioni

Attività (Passività) finanziarie non correnti 35.185 35.388 (203)

Attività (Passività) finanziarie non correnti infragruppo 58.133 82.962 (24.829)

Debiti e passività finanziarie non correnti (1.150.218) (1.151.282) 1.064


Posizione finanziaria a medio - lungo termine (1.056.899) (1.032.931) (23.968)

Disponibilità liquide e titoli 121.295 126.291 (4.995)

Indebitamento a breve verso banche (559.487) (275.659) (283.828)

Attività (Passività) finanziarie correnti (41.381) (56.004) 14.623

Attività (Passività) finanziarie correnti infragruppo 110.919 39.432 71.487

Attività (Passività) finanziarie da valutazione strumenti derivati 6.564 1.261 5.303

Posizione finanziaria a breve termine (362.090) (164.679) (197.412)

Totale Posizione finanziaria netta (1.418.989) (1.197.610) (221.379)

Alla fine dei primi nove mesi di ciascun anno – a meno di operazioni di tipo straordinario

– storicamente l’indebitamento finanziario netto è più elevato rispetto a quello registrato

alla fine del periodo precedente.

Tale fenomeno è stato rilevato anche alla fine del terzo trimestre 2006 laddove la

variazione peggiorativa era pari a € 425,3 milioni compresi € 256,2 milioni relativi agli

esborsi per le acquisizioni del 2006 e all’indebitamento delle società acquisite. Infatti:

Posizione Finanziaria Netta Variazione

Al 31 dicembre 2005 (936,1)

Al 30 settembre 2006 (1.361,31) (425,3)

Al 31 dicembre 2006 (1.197,6)

Al 30 settembre 2007 (1.419) (221,4)

La variazione dell’indebitamento è influenzata dall’andamento dei prezzi dell’energia

che, oltre ad influenzare le performance economiche, determinano una notevole

variabilità del fabbisogno legato al volume degli approvvigionamenti necessari a far

fronte alle vendite l’incasso delle quali avviene naturalmente con tempistiche differite

rispetto al pagamento dei debiti correlati.

Inoltre, la regolazione del mercato non favorisce la riduzione del fabbisogno finanziario

derivante dal capitale circolante dei venditori in conseguenza della tempistica di

accertamento e correlato pagamento delle formule di perequazione (specifica e generale

con particolare riferimento a quella dell’energia). Si segnala inoltre il fabbisogno del

periodo è fortemente influenzato dagli investimenti che crescono di € 55 milioni rispetto

al 30 settembre 2006.


Passando all’analisi della posizione finanziaria, per quanto riguarda la componente a

medio – lungo termine, si informa che:

− la voce “attività / (passività) finanziarie non correnti” presenta un saldo in linea con

l’esercizio precedente. Tuttavia la movimentazione passa attraverso una serie di

fenomeni di segno opposto: da un lato il piano di rientro di quota parte (- € 4,3

milioni) dei crediti vantati da SAO verso il Consorzio Napoli 3 (tutti garantiti da

Enertad nell’ambito del contratto di compravendita delle azioni di TEA), la

riclassifica tra le attività a breve di quota parte dei crediti (- € 3,6 milioni) vantati da

ACEA Ato5 verso l’Autorità d’Ambito che ha riconosciuto – sulla base di un atto di

transazione stipulato nel mese di febbraio 2007 – l’importo di € 10,7 milioni a titolo

di copertura dei maggiori costi sostenuti nel triennio 2003 – 2005; dall’altro

l’iscrizione di € 7,8 milioni relativi ad AceaElectrabel Elettricità di cui € 3 milioni per

il credito IVA chiesto a rimborso nel corso del periodo (e incassato nel mese di

ottobre) e per la restante parte si tratta di depositi cauzionali,

− il decremento delle attività / (passività) finanziarie infragruppo (+ € 24,8 milioni) è

determinato essenzialmente dalla riclassifica nella parte a breve termine dei crediti

finanziari verso Roselectra,

− la diminuzione dei debiti e passività non correnti per € 1,1 milioni è dovuto da un lato

ai minori oneri relativi al prestito obbligazionario (- € 3,7 milioni) in conseguenza del

diverso periodo temporale di accumulo rispetto alla data di liquidazione dall’altro alla

variazione nella composizione dei mutui, ossia: (i) l’ulteriore tiraggio effettuato da

ACEA per € 40 milioni relativamente al finanziamento con il Banco Bilbao e da

Acque per € 10,8 milioni, (ii) l’estinzione avvenuta nel mese di giugno dei Project

Financing di Terni Ena ed Eall (- € 28 milioni), (iii) l’aumento di € 1,7 milioni

dovuto alla variazione della percentuale di possesso della Gori. La voce inoltre si

riduce per la riclassifica delle rate correnti dei mutui.

Per le condizioni dei finanziamenti a medio – lungo termine si rinvia a quanto illustrato

nella Relazione semestrale 2007.

Per quanto riguarda la componente a breve termine, si precisa che:

− le disponibilità liquide e titoli diminuiscono di € 5 milioni rispetto al 31 dicembre

2006 con particolare riferimento ad ACEA,


− l’indebitamento verso banche a breve registra un aumento di € 283,8 milioni di cui €

291,8 milioni riconducibili all’indebitamento bancario della Capogruppo conseguente

all’erogazione dei nuovi finanziamenti alle società di produzione, alla crescita del

fabbisogno per gli investimenti delle società di rete nonché al peggioramento del

capitale circolante netto con particolare riferimento all’aumento dei crediti verso

clienti,

− le attività e passività finanziarie correnti mostrano una variazione netta che

diminuisce l’indebitamento di € 14,6 milioni che rappresenta essenzialmente l’effetto

combinato (i) dell’incasso del credito iscritto nel bilancio consolidato 2006 relativo

alla cessione di Via Laurentina (€ 18 milioni al 31 dicembre 2006) (ii) dell’iscrizione

nel periodo di ulteriori crediti per € 19,9 milioni verso Electrabel Italia sulla base

degli accordi del Joint Venture Agreement che riconosce quote aggiuntive di prezzo

in corrispondenza del raggiungimento di determinate soglie di liberalizzazione del

mercato. I crediti complessivamente vantati a tale titolo sono pari a € 28,2 milioni

(iii) dell’accensione di un ulteriore finanziamento di € 10,7 milioni verso Electrabel

Italia relativo alla centrale di Piemonte Energia, (iii) la riclassifica a breve di crediti

per € 3,6 milioni vantati da ACEA Ato5 verso l’Autorità d’Ambito, (iv) della

riduzione dei debiti verso le Società di factoring per la restituzione delle somme

incassate dai clienti ceduti (- € 19,7 milioni). Si informa che trova allocazione in tale

voce l’importo di € 9,7 milioni relativo al riconoscimento di quota parte del provento

straordinario derivante dalla sentenza del Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche

che ha definitivamente condannato la Regione Abruzzo al risarcimento in favore di

ACEA dei danni per la sottrazione di acqua concessa alla stessa ACEA per la

produzione idroelettrica delle centrali site in Abruzzo. La questione risale al periodo

1974 – 1991,

− le attività e passività finanziarie nette infragruppo riducono l’indebitamento di € 66,1

milioni rispetto alla fine del precedente esercizio. Tale variazione è sostanzialmente

determinata dall’aumento dei crediti finanziari derivanti dai rapporti di tesoreria

accentrata intrattenuti con le Società consolidate proporzionalmente,

− le attività e passività finanziarie da valutazione strumenti derivati ammontano ad €

6,6 milioni con una variazione di + € 5,3 milioni rispetto al precedente esercizio, di

cui € 4,4 relativa alla valutazione degli swap montati sul finanziamento di Acque (€

1,3 milioni al 31 dicembre 2006) e € 2,1 milioni alla valutazione dello swap montato

sul finanziamento di Voghera Energia.


Si informa che tra le disponibilità liquide sono allocati: (i) il conto corrente vincolato

gravato da pegno (€ 30,1 milioni) costituito in esecuzione del cash collateral per gli

impegni legati ad Atlanet/IPSE; (ii) il conto corrente di € 2,9 milioni iscritto nel bilancio

di Voghera Energia che, ai sensi del contratto di finanziamento, è indisponibile in quanto

posto a servizio del rimborso del debito concesso.


RENDICONTO FINANZIARIO

€ migliaia 30.09.07 30.09.06 Variazioni

Disponibilità monetaria netta iniziale 126.291 99.826 26.465

Flusso monetario per attività di esercizio

Utile prima delle imposte e della gestione finanziaria 235.518 199.323 36.195

Ammortamenti 128.911 109.308 19.603

Rivalutazioni/Svalutazioni (24.333) (731) (23.602)

Variazione fondo rischi 5.140 (6.486) 11.625

Variazione netta del TFR (8.950) 536 (9.486)

Plusvalenze da realizzo 0 (3.358) 3.358

Imposte corrisposte (52.648) (38.646) (14.002)

Flussi finanziari generati da attività operativa ante variazioni 283.639 259.946 23.693

Incremento dei crediti inclusi nell'attivo circolante (62.789) (179.769) 116.980

Incremento /decremento dei debiti inclusi nel passivo circolante (15.579) 52.187 (67.766)

Incremento/(Decremento) scorte (17.413) (8.437) (8.976)

0

Variazione di altre attività/passività di carattere operativo (989) 15.821 (16.811)

Variazione del capitale circolante (96.770) (120.198) 23.427

TOTALE FLUSSO MONETARIO ATTIVITA' ESERCIZIO 186.869 139.749 47.120

Flusso monetario per attività di investimento

Acquisto/cessione immoblizzazioni materiali ed immateriali (270.841) (192.065) (78.776)

Partecipazioni 33.733 2.169 31.564

Acquisto/Cessione partecipazioni in imprese controllate (128) (15.292) 15.164

Incassi/pagamenti derivanti da altri investimenti finanziari (49.034) (113.927) 64.893

Dividendi incassati (181) 531 (712)

Interessi attivi incassati 9.190 11.403 (2.213)

TOTALE (277.260) (307.181) 29.920

Flusso monetario da e per attività finanziarie

Quota di terzi aumento capitale società controllate 0

Rimborso/Erogazione mutui e debiti finanziari a lungo (8.685) 138.164 (146.849)

Diminuzione/Aumento di altri debiti finanziari a breve 278.532 162.312 116.220

Interessi passivi pagati (67.436) (45.011) (22.425)

TOTALE 202.412 255.465 (53.053)

Pagamento dividendi (117.016) (96.793) (52.719)

Variazioni di patrimonio netto al netto dell'utile 0 0 0

Flusso monetario del periodo (4.995) (8.760) 3.764

Disponibilità monetaria netta finale 121.295 91.066 30.229


PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

Capitale Sociale

Riserva Legale

Altre Riserve

Utili del periodo

Totale Patrimonio

Netto di Terzi

Totale Patrimonio

Netto

Saldi al 31 dicembre 2006 1.098.899 76.982 (8.640) 147.425 1.314.666 62.211 1.376.877

Destinazione risultato eserczio 2006

Distribuzione Dividendi (114.776) (114.776) (2.240) (117.016)

Riserva Valutazione a PN Collegate 14.636 (14.636) 0 0

0 0

Altre Riserve/Utili a Nuovo 8.704 9.964 (18.013) 655 655

Riserva Cash Flow Hedge 3.184 3.184 3.184

Riserva di Consolidamento/Traduzione 512 512

Variazione Area Di consolidamento 1.054 1.054 1.054

0 0

Utili di periodo 105.368 105.368 4.530 109.898

Saldi al 30 settembre 2007 1.098.899 85.686 20.710 105.368 1.310.664 64.501 1.375.165


ACQUISIZIONE DI PUBLIACQUA S.P.A.

Il Gruppo ACEA ha sostanzialmente acquisito il controllo della Società in data 1° aprile

2006 pur avendo sottoscritto l’aumento di capitale riservato al Socio Privato in data 27

giugno 2006.

L’acquisizione è avvenuta in contanti tramite il veicolo Acque Blu Fiorentine S.p.A. che

ha sottoscritto e versato l’importo di € 60 milioni rappresentante il 40% del capitale

sociale. ACEA possiede il 68,5% di Acque Blu Fiorentine S.p.A.

€ migliaia

Attività Nette Acquisite

Valori di

carico

dell'impresa

Acquisita

Valori di carico

dell'impresa

Acquisita

Rettifiche di Fair

Value Fair Value

Fabbricati impianti macchinari 151.398,00 60.559,20 60.559,20

Immobilizzazioni Immateriali 90.800,00 36.320,00 3.593,60 39.913,60

Partecipazioni 238,00 95,20 95,20

Imposte differite Attive 0,00

Rimanenze di Magazzino 5.529,00 2.211,60 2.211,60

Crediti 195.370,09 78.148,03 78.148,03

Altri Crediti 24.469,00 9.787,60 9.787,60

Attività finanziarie 0,00

Cassa e banche 739,00 295,60 295,60

Disponibilità liquide vincolate 60.134,16 24.053,66 24.053,66

Fondi Pensione (9.033,00) (3.613,20) (3.613,20)

Debiti Finanziari (171.951,00) (68.780,40) (68.780,40)

Debiti (76.845,00) (30.738,00) (30.738,00)

Altre Passività (116.968,61) (46.787,45) (1.338,62) (48.126,06)

Passività potenziali (11.863,00) (4.745,20) (4.745,20)

Saldo netto 59.061,64

Saldo netto di spettanza del Gruppo ACEA 59.061,64

Avviamento 1.448,36

Prezzo di Acquisizione * 60.510,00

Rimborso debiti finanziari 0,00

Totale esborso 60.510,00

Flusso di cassa netto in uscita a fronte dell'acquisizione:

Pagamento in contanti del prezzo di acquisto (60.510,00)

Cassa e banche acquisiti 24.349,26

(36.160,74)


La transazione è stata contabilizzata secondo il metodo dell’acquisizione ed è definitiva.

La rettifica di fair value attiene all’iscrizione del valore della concessione determinato dal

confronto tra l’equity value (calcolato sulla base dell’attualizzazione dei flussi di cassa

scontati) ed il saldo netto della attività e passività acquisite.

* Il prezzo comprende l’importo di € 376 mila a titolo di transaction costs.


ACQUISIZIONE DI ACEARIETI (EX OMNIA) S.R.L.

Il 1° giugno 2006 ACEA ha acquisito il 100% di Omnia S.r.l.

L’acquisizione è avvenuta in contanti per un ammontare pari a € 1,7 milioni di cui € 0,6

milioni in conto prezzo.

€ migliaia 1° giugno 2006


Valori di carico

dell'impresa

Acquisita

Presunto Valore di

Realizzo Fair Value

Fabbricati impianti macchinari 10,20 10,20

Immobilizzazioni Immateriali 9,80 9,80

Partecipazioni 1.194,03 1.194,03

Rimanenze di Magazzino 28,54 28,54

Crediti 2.168,07 2.168,07

Altri Crediti 204,69 204,69

Cassa e banche 17,27 17,27

Fondi Pensione (245,36) (245,36)

Debiti Finanziari (1.280,94) (1.280,94)

Debiti (659,33) (659,33)

Altre Passività (573,97) (573,97)

Passività potenziali 0,00

Saldo netto 872,99

di cui di spettanza di terzi

Saldo netto di spettanza del Gruppo ACEA 872,99

Avviamento (428,30)

Prezzo di Acquisizione 444,69

Rimborso debiti finanziari 1.049.414



Pagamento in contanti del prezzo di acquisto (444,69)

Cassa e banche acquisiti 17,27

(427,42)

La transazione è stata contabilizzata secondo il metodo dell’acquisizione. Si informa che

tale contabilizzazione è da ritenersi definitiva.


ACQUISIZIONE DEL GRUPPO TEA

Il 4° luglio 2006, con efficacia 1° luglio, ACEA ha acquisito il 100% di Tad Energia

Ambiente S.p.A.

Il Gruppo TAD è formato dalle Società controllate e collegate il cui elenco è riportato al

paragrafo “Società incluse nell’area di consolidamento”.

Il prezzo di acquisizione comprende la revisione del prezzo per € 6,3 milioni oltre

all’importo di € 1,2 milioni che rappresenta l’earn out relativo al rimborso assicurativo di

un danno occorso nel 2004 all’impianto di termovalorizzazione di EALL.

€ migliaia 30/06/2006


Valori di carico

dell'impresa

Acquisita

Rettifiche di Fair

Value Fair Value

Fabbricati impianti macchinari 111.228,01 33.136,58 144.364,58

Immobilizzazioni Immateriali 1.870,44 8.734,31 10.604,75

Partecipazioni 2.579,45 (1.393,91) 1.185,54

Imposte differite Attive 2.183,16 2.183,16

Rimanenze di Magazzino 2.262,67 2.262,67

Crediti 28.762,21 28.762,21

Altri Crediti 3.931,22 3.931,22

Attività finanziarie 951,64 951,64

Cassa e banche 9.747,98 9.747,98

Fondi Pensione (1.427,60) (1.427,60)

Debiti Finanziari (135.532,64) (135.532,64)

Debiti (13.219,17) (13.219,17)

Altre Passività (5.912,65) (15.766,52) (21.679,17)

Passività potenziali (18.214,72) (18.214,72)


di cui di spettanza di terzi (10,00)


Avviamento 8.155,36

Prezzo di Acquisizione 22.085,81

Rimborso debiti finanziari 0,00





(12.337,83)



Le rettifiche di fair value attengono:

- al maggior valore rispetto a quello acquisito delle centrali possedute da Terni

Ena e Eall. Tale maggior valore, pari complessivamente a € 33.137 mila, è stato

determinato sulla base di apposita perizia che ha determinato il valore di

ricostruzione a nuovo di tali impianti nonché confrontato con i piani redatti per

la determinazione del prezzo di acquisizione,

- al valore riconosciuto alla concessione di SAO per la gestione del servizio di

trasporto e smaltimento rifiuti (€ 8.734 mila),

- al minore valore riconosciuto ad alcune società collegate (€ 1.393 mila) sulla

base dell’andamento economico degli ultimi esercizi.

Sui valori sopra esposti è stata calcolata la fiscalità differita correlata complessivamente

pari a € 15.767 mila.

L’avviamento residuo è pari a € 8.155 mila comprensivo della quota attribuibile ad

Interpark ceduta nel mese di gennaio 2007 (€ 1.297 mila). Al netto di tale componente

l’ammontare dell’avviamento è di € 6.859 mila e corrisponde a quanto iscritto nella

relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2007.


ACQUISIZIONE DI ALPENERGIE S.P.A.

Il 31° luglio 2006 Acea Electrabel Elettricità ha acquisito il 100% di Alpenergie Italia

S.p.A. L’acquisizione è avvenuta in contanti per un ammontare pari a € 3,2 milioni

comprensivo del conguaglio prezzo di € 1,9 milioni (pro quota di spettanza del Gruppo)

per il quale sono ancora in corso le attività volte all’effettiva definizione dell’importo.

€ migliaia


Valori di carico

dell'impresa

Acquisita

Presunto Valore di

Realizzo Fair Value

Fabbricati impianti macchinari 61,73 61,73

Immobilizzazioni Immateriali 62,60 62,60

Partecipazioni 0,00

Imposte differite Attive 24,19 24,19

Rimanenze di Magazzino 0,00

Crediti 34.408,59 34.408,59

Altri Crediti 8.218,18 8.218,18

Attività finanziarie 0,00

Cassa e banche 8.099,86 8.099,86

Fondi Pensione (104,43) (104,43)

Debiti Finanziari V/Electrabel (14.240,58) (14.240,58)

Debiti (31.862,25) (31.862,25)

Altre Passività (1.887,99) (1.887,99)

Passività potenziali 0,00 0,00


di cui di spettanza di terzi


Avviamento 384,98

Prezzo di Acquisizione 3.164,88

Rimborso debiti finanziari





4.934,98



ALTRE INFORMAZIONI

L’andamento del titolo ACEA in Borsa

Al 30 settembre 2007 (rispetto al 31 dicembre 2006) gli indici della Borsa Italiana hanno

evidenziato le seguenti variazioni: Mibtel -2,73%, Mib30 -2,87%, Midex -4,26% e

S&P/MIB -3,73%.

Il titolo ACEA ha registrato al 30 settembre 2007 un prezzo di riferimento pari a 13,82

euro (capitalizzazione: 2.943,2 milioni di euro) in flessione, rispetto al 31/12/06, del

5,22%. Nei primi nove mesi dell’anno in corso il valore massimo di 17,263 euro è stato

raggiunto il 23 maggio, mentre il valore minimo di 12,143 euro il 17 agosto. I volumi

medi giornalieri del periodo oggetto di analisi sono stati pari a 387.527 (457.104 nei

primi nove mesi del 2006).

11,011,512,012,513,013,514,014,515,015,516,016,517,017,518,0

29/12/06 19/1/07 8/2/07 28/2/07 20/3/07 11/4/07 2/5/07 22/5/07 11/6/07 29/6/07 19/7/07 8/8/07 29/8/07 18/9/07

Acea

Si riportano di seguito i grafici normalizzati sull’andamento del titolo ACEA, confrontato

con gli indici di Borsa e con i principali comparables nazionali.

(euro)


11,011,512,012,513,013,514,014,515,015,516,016,517,017,518,0

29/12/06 19/1/07 8/2/07 28/2/07 20/3/07 11/4/07 2/5/07 22/5/07 11/6/07 29/6/07 19/7/07 8/8/07 29/8/07 18/9/07

Acea

Midex

Mibtel

Var.% 30/09/07

(rispetto al 31/12/06)

Acea -5,22%

Mibtel -2,73%

Midex -4,26%

(grafico normalizzato ai valori di Acea)

(euro)


10,3

10,8

11,3

11,8

12,3

12,8

13,3

13,8

14,3

14,8

15,3

15,8

16,3

16,8

17,3

17,8

18,3

29/12/06 22/1/07 12/2/07 5/3/07 26/3/07 18/4/07 10/5/07 31/5/07 21/6/07 12/7/07 2/8/07 24/8/07 14/9/07

Aem MiIride

Acea

Enel

Snam Rete Gas

Asm Brescia

Acegas

Hera

Terna

Ascopiave

Società

Var.% 30/09/07


Acea -5,22%

Aem Milano +3,63%

Asm Brescia +3,87%

Hera -12,12%

Iride +4,37%

Ascopiave -15,21%

Acegas -11,01%

Enel +1,60%

Snam Rete Gas +1,51%

Terna +0,89%

Media esclusa Acea -2,50%

Nel corso dei primi nove mesi del 2007 sono stati pubblicati circa 45 studi e/o note sul

titolo ACEA.

(euro)

(grafico normalizzato ai valori di ACEA)


Al 30 settembre 2007, rispetto al 30 giugno 2007, il titolo ACEA ha registrato una

flessione del 6,81% inferiore a quella evidenziata dal Midex pari all’8,44%.

Nel terzo trimestre 2007 (1/7-30/9/07), il valore massimo di 14,85 euro è stato raggiunto

il 4 luglio mentre, il valore minimo di 12,143 euro il 17 agosto. I volumi medi giornalieri

sono stati pari a 297.368 (338.307 nel terzo trimestre 2006).

Si riportano di seguito due tabelle riepilogative dell’andamento del titolo Acea, degli

indici di Borsa e dei principali comparables nazionali nel terzo trimestre 2007.

Società

Var.% 30/09/07


Acea -6,81%

Aem Milano -3,60%

Asm Brescia -3,72%

Hera -6,55%

Iride -2,16%

Ascopiave -1,86%

Acegas -16,00%

Enel -0,44%

Snam Rete Gas -0,50%

Terna +1,29%

Media esclusa Acea -3,73%

Var.% 30/9/07


Acea -6,81%

Mibtel -5,67%

Midex -8,44%


Istruttoria Antitrust su acquisto Publiacqua

In data 8 giugno 2006 è stata notificata ad ACEA da parte dell’Autorità Garante della

Concorrenza e del Mercato l’apertura di un’istruttoria per presunta violazione

dell’articolo 81 del Trattato di Roma (intese restrittive della concorrenza) in relazione

all’acquisizione di una quota del 40%, congiuntamente con SUEZ, della società

Publiacqua che gestisce l’ATO di Firenze.

In data 8 giugno 2006 ACEA ha fornito la documentazione relativamente all’operazione.

L’istruttoria ha vissuto alcuni suoi momenti significativi nel corso del primo semestre

2007 con l’audizione di alcuni esponenti aziendali di fronte agli Uffici dell’Autorità ed il

deposito di memorie defensionali (redatte con il supporto dei consulenti cui la Società si è

rivolta) ed un passaggio ancor più rilevante nella seconda metà del mese di luglio, con la

notificazione della Comunicazione delle Risultanze Istruttorie, l’atto con cui il

procedimento viene trasmesso dagli Uffici dell’Autorità al Collegio dei suoi componenti

per la decisione finale.

A dispetto della realtà dei fatti, delle interpretazioni e ricostruzioni offerte dalla Società ai

funzionari inquirenti, la CRI assume – dalla lettura ed estrapolazione di alcuni documenti

acquisiti nel corso dell’attività istruttoria, prevalentemente da soggetti terzi rispetto ad

ACEA S.p.A: - di poter considerare provata l’esistenza di una intesa, che assumerebbe il

profilo della grave violazione alle regole del mercato non già per gli effetti prodotti sul

medesimo (in verità nulli), bensì per il pericolo che essa può determinare nella

distorsione del gioco competitivo.

L’attività difensiva può ancora svolgersi, con la replica alla CRI e l’audizione dei vertici

dinanzi al Collegio, sicché ogni quantificazione del rischio appare, allo stato, prematura e

puramente speculativa. La disponibilità di elementi che ancora possono essere presentati,

in fatto ed in diritto, per rappresentare una prospettazione diversa della situazione, e

conseguentemente far emergere l’assenza della logica spartitoria che viene imputata alle

parti del procedimento, danno ancora ragione della possibilità di contenere, se non anche

abbattere, il profilo di rischiosità della vicenda.

In data 17 ottobre si è tenuta l’Audizione finale; la decisione è prevista per il mese di

novembre.


Dichiarazione del dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

a norma delle disposizioni dell’articolo 154-bis, 2° comma, del D.Lgs. 58/1998

Il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari Roberta Neri

dichiara, ai sensi dell’articolo 154-bis, 2° comma del Testo Unico della Finanza, che

l’informativa contenuta nella presente Relazione Trimestrale Consolidata al 30 settembre

2007 corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.


EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE E DELLA

SITUAZIONE FINANZIARIA

Nel settore della generazione elettrica, l’apertura del mercato elettrico ha favorito

l’instaurarsi di condizioni concorrenziali nel comparto. Perseguendo l’ambizioso

obiettivo di sviluppare la propria capacità produttiva sul territorio italiano attraverso i

progetti acquisiti, il Gruppo ACEA è stato impegnato nel periodo e lo sarà anche nella

restante parte dell’anno nella gestione delle attività di completamento della Centrale di

Leinì e del parco eolico di Capracotta, nonché nel conseguimento delle autorizzazioni alla

costruzione delle centrali turbogas a ciclo combinato relative ai progetti promoter. In tale

contesto di sviluppo, in base agli accordi di Joint Venture e con l’adeguato supporto da

parte dei soci, la società AceaElectrabel Produzione S.p.A. sosterrà i necessari

investimenti nelle nuove infrastrutture, adeguando i nuovi impianti e gli impianti esistenti

ad una realtà sempre più competitiva. Con riferimento al comparto idroelettrico sono stati

superati i problemi tecnici che hanno condotto al guasto della centrale di Salisano e sono

state avviate le pratiche per gli indennizzi assicurativi.

Per quanto concerne il mercato della vendita di energia elettrica, nell’ultima parte

dell’anno, la Società sarà impegnata nella campagna volta allo sviluppo delle vendite per

il 2008, con l’obiettivo di consolidare le quote di mercato raggiunte finora e rinnovare i

contratti dei clienti già acquisiti.

Andrà inoltre a regime la nuova organizzazione di AceaElectrabel Elettricità S.p.A.,

finalizzata a rispondere all’evoluzione del mercato che, con l’estensione anche ai clienti

residenziali della liberalizzazione, realizzatasi con decorrenza 1 luglio 2007, impone un

elevato livello del servizio offerto ai clienti stessi. L’attività commerciale sarà rivolta ad

ottenere una maggiore fidelizzazione dei clienti di AceaElectrabel Elettricità S.p.A., al

fine di acquisire nuove importanti fette di mercato, soprattutto nel segmento con consumi

più bassi (partite IVA, professionisti, negozi, etc).

Nel settore dei servizi idrici nell’ATO2 del Lazio, nel 2007 sono in programma, ulteriori

acquisizioni. I risultati del periodo sono stati inferiori alle attese e la Società è impegnata

nell’attuazione delle necessarie azioni correttive volte al recupero dei margini.


Per quanto riguarda i servizi idrici nell’ATO5 del Lazio, i provvedimenti assunti nel

corso del 2006 e 2007, consentono alla società di concentrare le sue attività sulla

gestione, avendo risolto le note problematiche relative all’equilibrio economico.

Nel settore della termovalorizzazione, acquisito dal 1° luglio 2006, prosegue la

pianificazione delle attività di potenziamento e realizzazione di nuovi impianti. In

conseguenza della stipula della Convenzione tra SAO e l’ATO 4 della Regione Umbria

sono stati creati i presupposti per riportare la situazione economica della società SAO in

equilibrio economico-finanziario anche in relazione della ribadita (nell’ambito della

Convenzione stessa) libera conferibilità dei rifiuti speciali.


SOCIETÀ INCLUSE NELL’AREA DI CONSOLIDAMENTO

Denominazione Sede Capitale Sociale Quota di

partecipazione

Metodo di

Consolidamento

ACEA Distribuzione P.le Ostiense, 2 - Roma 345.000.000 100,00% Integrale

ACEA Ato2 P.le Ostiense, 2 - Roma 362.834.320 96,46% Integrale

ACEA Luce Via di P.ta Lavernale, 26 –

Roma 300.000 100,00% Integrale

Acea Reti e Servizi

Energetici P.le Ostiense, 2 - Roma 300.120.000 100,00% Integrale

Acque Blu Arno Basso P.le Ostiense, 2 - Roma 8.000.000 69,00% Integrale

Acque Blu Fiorentine P.le Ostiense, 2 - Roma 15.153.400 68,50% Integrale

Ombrone P.le Ostiense, 2 - Roma 6.500.000 79,57% Integrale

LaboratoRI Via Vitorchiano – Roma 2.444.000 95,00% Integrale

ACEA Ato5 Via M. Tullio

Cicerone,152 -Frosinone 10.330.000 93,58% Integrale

Sarnese Vesuviano P.le Ostiense, 2 - Roma 6.735.053 95,79% Integrale

Sigesa in liquidazione P.le Ostiense, 2 - Roma 3.300.000 100,00% Integrale

CREA S.p.A. P.le Ostiense, 2 - Roma 13.520.000 100,00% Integrale

Gesesa Z.I. Pezzapiana -

Benevento 519.341 59,67% Integrale

Lunigiana Via Nazionale 173/A –

Aulla (MS) 750.000 95,79% Integrale


AceaRieti (ex Omnia) Via A. Comotti 11 -Rieti 200,000 100,00% Integrale

Aguaazul Bogotà S.A. Esp Bogotà- Colombia 1.516.174 51,00% Integrale

Acea Dominicana Santo Domingo 272.014 100,00% Integrale

TAD Energia Ambiente

Corso di Porta Nuova n.

13/15 - Milano

2.224.992

100,00% Integrale

E.A.L.L.

Via Giordano Bruno n.7 -

Terni

5.164.000100,00% Integrale

Terni EN.A

Via Giordano Bruno n.7 -

Terni

6.546.492100,00% Integrale

S.A.O.

Piazza del Commercio

n.21 - Orvieto

7.524.400100,00% Integrale

Enercombustibili

Via Casilina Km 57,200

Località Castellaccio -

Paliano

10.000100,00% Integrale

Ergo Ena

Via Marcello Mastroianni

snc - Frosinine

50.000 70,00% Integrale

Ameatad Via S. Francesco d’Assisi,

15/C – Paliano (FR) 10.000 55,00% Integrale

Aquaser Via dei Sarti, 15 – Volterra

(PI) 50.000 57,00% Integrale


Capitale Sociale Metodo di Denominazione Sede

(in Euro)

Quota di

partecipazione Consolidamento

Acque Via Bellatalla,1- Pisa 9.953.116 45,00%1 Proporzionale

Acque Ingegneria Via Bellatalla,1- Pisa 50.000 45,00%1 Proporzionale

Acque Industriali Via Bellatalla,1- Pisa 100.000 45,00%1 Proporzionale

Acque Servizi Via Bellatalla,1- Pisa 400.000 45,00%1 Proporzionale

Consorcio Agua Azul Los Pinos 399 – 27 Lima -

Perù 17.380.827 25,50% Proporzionale

AceaElectrabel P.le Ostiense, 2 - Roma 153.500.000 59,41% Proporzionale

AceaElectrabel Elettricità P.le Ostiense, 2 - Roma 45.000.000 100,00%2 Proporzionale

AceaElectrabel Trading Via Flaminia, 133/137 -

Roma 4.000.000 84.17%2 Proporzionale

AceaElectrabel Produzione Via dell’Aeronautica, 7 –

Roma 102.100.000 50,00%2 Proporzionale

Umbria Energy Via B. Capponi, 100- Terni 250.000 50.00%3 Proporzionale

Voghera Energia Vendita Largo Toscanini, 5 – Voghera

(PV) 250.000 50.00%3 Proporzionale

Elettria Via Panziera, 16 – Prato 250.000 49,00%3 Proporzionale

Elga Sud Via Montegrappa, 6 – Trani 250.000 49,00%3 Proporzionale

Voghera Energia Via Pozzoni, 2 Voghera 46.700.000 80,00%4 Proporzionale

Roselectra Via Orazio,31 – Roma 1.965.000 99,50%4 Proporzionale

Longano Eolica Via Mazzola, 66 – Roma 2.100.000 51,00%4 Proporzionale

Publiacqua S.p.A. Via Villamagna 90/c -

Firenze 150.280.000 40.00%5 Proporzionale

1 Le quote percentuali sopra indicate si riferiscono alla quota di partecipazione detenuta dalla società Acque

S.p.A. 2 Le quote percentuali sopra indicate si riferiscono alla quota di partecipazione detenuta dalla società

AceaElectrabel S.p.A.

3 Le quote percentuali sopra indicate si riferiscono alla quota di partecipazione detenuta dalla società

AceaElectrabel Elettricità S.p.A. 4 Le quote percentuali sopra indicate si riferiscono alla quota di partecipazione detenuta dalla società

AceaElectrabel Produzione S.p.A.

5 Le quote percentuali sopra indicate si riferiscono alla quota di partecipazione detenuta dalla società Acque

Blu Fiorentine S.p.A.


Publiacqua Ingegneria S.r.l. Via Villamagna 90/c -

Firenze 50.000 40.00%5 Proporzionale

Publiutenti S.r.l. Via Villamagna 90/c -

Firenze 50.000 40.00%5 Proporzionale

GORI S.p.A. Via Dante, 1 – Torre

Annunziata 17.994.000 37,03%6 Proporzionale

Le percentuali di partecipazione si riferiscono alla quota detenuta – direttamente o

indirettamente – da ACEA S.p.A.

Sono inoltre consolidate con il metodo del patrimonio netto:

Capitale

Sociale Denominazione Sede

(in Euro)

Quota di

partecipazione

SI(E)NERGIA (ex Cesap) S.p.A. Str. S.ta Lucia 1/ter – Perugina 132.000 42,08%

Cesap Vendita Gas S.p.A. Str. S.ta Lucia 1/ter – Perugina 80.000 42,08%

Azga Nord S.p.A. P.zza Repubblica – Pontremoli

(Massa Carrara) 217.500 49,00%

Acquedotto del Fiora S.p.A. Via Mameli,10 Grosseto 1.730.520 40,00%

Eblacea S.p.A. Via Orazio, 31 – Roma 44.460.000 30,00%

Umbra Acque S.p.A. Via G. Benucci,162 (PG) 13.787.272 30,12%

Geal S.p.A. Viale Leporini, 1348 - LUCCA 1.450.000 28,80%

Sogea S.p.A. Via Mercatanti, 8 - RIETI 260.000 49,00%

Tirreno Power S.p.A. Via Barberini, 47 - Roma 91.130.000 15,00%

6 Le quote percentuali sopra indicate si riferiscono alla quota di partecipazione detenuta dalla società Sarnese

Vesuviano S.p.A.

GRUPPO ACEA Relazione trimestrale al 30.09 · Andrea Mangoni Amministratore Delegato Marco Maria...

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