Distribuzione di gas naturale

Il servizio di distribuzione del gas naturale

L’attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione, tramite Italgas e le Società da essa partecipate, mediante affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali e consiste nel servizio di distribuzione del gas, attraverso reti di gasdotti locali, dai punti di consegna presso le cabine di riduzione e misura (“city-gates”) fino ai punti di riconsegna della rete di distribuzione gas presso i clienti finali (famiglie, imprese, ecc.). Il servizio di distribuzione gas è effettuato a favore delle società di vendita autorizzate alla commercializzazione nei confronti dei clienti finali, mediante il trasporto del gas attraverso le reti cittadine. Italgas svolge l’attività di distribuzione del gas naturale avvalendosi di un sistema integrato di infrastrutture, composto dalle cabine per il prelievo del gas dalla rete di trasporto, dagli impianti di riduzione della pressione, dalla rete di trasporto locale, e di distribuzione, dagli impianti di derivazione d’utenza e dai punti di riconsegna costituiti da apparecchiature tecniche su cui sono posti i misuratori presso i clienti finali (famiglie, imprese commerciali, e del terziario e piccole imprese industriali).

Italgas è il principale operatore italiano nell’attività di distribuzione di gas naturale in Italia, con 1.441 aree comunali affidate in concessione e disponendo di circa 50.000 Km di rete di trasporto di media e bassa pressione.

Italgas - Territori comunali in concessione


Italgas - Territori comunali in concessione

Premessa

Come indicato nei capitoli precedenti, gli effetti associati al consolidamento di Italgas decorrono dal 30 giugno 2009, data di perfezionamento dell’operazione di acquisizione. Al fine di valutare compiutamente l’andamento della gestione del settore, le performance gestionali realizzate dal settore di attività distribuzione sono analizzate prendendo a riferimento l’intero esercizio 2009; sono altresì fornite le informazioni comparative per l’esercizio 2008.

Principali indicatori di performance 15(milioni di €)2008Di cui Acqua Campania 2009Var. ass.Var. %
Ricavi della gestione caratteristica 764 49 802 38 5,0
Costi operativi 353 52 291 (62) (17,6)
Utile operativo 323 5 398 75 23,2
Utile netto 228 275 47 20,6
Investimenti tecnici 288 334 46 16,0
Capitale investito netto al 31 dicembre 3.237 (20) 3.419 182 5,6
Distribuzione gas (milioni di metri cubi) 7.431 7.537 106 1,4
Rete di distribuzione (chilometri) 49.410 49.973 563 1,1
Contatori attivi (numero) 5.676.105 5.770.672 94.567 1,7
Clienti - Società di commercializzazione (numero) 132 166 34 25,8
Dipendenti in servizio al 31 dicembre (numero) 3.732 66 3.545 (187) (5,0)

Risultati

I ricavi della gestione caratteristica ammontano a 802 milioni di euro, in aumento di 87 milioni di euro, pari al 12,2%, rispetto all’esercizio 2008. L’aumento è dovuto ai maggiori ricavi di distribuzione del gas naturale per effetto della nuova metodologia di calcolo delle tariffe e della differente modalità di rilevazione dei ricavi di competenza dell’anno termico, applicabili dal terzo periodo di regolazione (1° gennaio 2009-31 dicembre 2012)16. I ricavi di distribuzione di gas naturale conseguiti nell’esercizio 2009 ammontano a 776 milioni di euro, in aumento di 87 milioni di euro, pari al 12,6%, rispetto all’esercizio 2008.

L’utile operativo conseguito nel 2009 ammonta a 398 milioni di euro, in aumento di 80 milioni di euro, pari al 25,2%, rispetto all’esercizio 2008. Il miglioramento della performance operativa è dovuto ai maggiori ricavi della gestione caratteristica (+87 milioni di euro) e alla riduzione dei costi operativi (+10 milioni di euro), riconducibili essenzialmente alla riduzione del costo lavoro. Tali effetti sono stati in parte assorbiti dalla riduzione degli altri ricavi e proventi (-10 milioni di euro) dovuta essenzialmente ai minori proventi netti da Titoli di Efficienza Energetica (TEE) e dai maggiori ammortamenti17 (-7 milioni di euro).

L’utile netto (275 milioni di euro) aumenta di 47 milioni di euro (+20,6% rispetto al 2008), principalmente per l’effetto combinato dei seguenti fattori: (i) il predetto aumento dell’utile operativo (+80 milioni di euro); (ii) maggiori proventi su partecipazioni (+13 milioni di euro), relativi principalmente alle quote di competenza dei risultati di periodo delle imprese partecipate valutate con il metodo del patrimonio netto; (iii) minori oneri finanziari netti (+11 milioni di euro), a seguito della riduzione dei tassi di interesse di mercato; (iv) maggiori imposte sul reddito (-57 milioni di euro), in conseguenza dell’aumento dell’utile prima delle imposte.

Andamento operativo

Gli investimenti tecnici, al lordo dei contributi, sono stati pari a 334 milioni di euro (288 milioni di euro nel 2008), in aumento di 46 milioni di euro, pari al 16,0%, rispetto all’esercizio 2008.

Investimenti tecnici(milioni di €)20082009Var. ass.Var. %
Mantenimento rete 138 194 56 40,6
Estensione e potenziamento rete 103 92 (11) (10,7)
Nuove reti 6 17 11
Altri investimenti 41 31 (10) (24,4)
288 334 46 16,0

Gli investimenti di mantenimento della rete (194 milioni di euro) hanno riguardato principalmente il rinnovo delle tratte di tubazioni obsolete, attraverso la sostituzione di tubazioni in ghisa, in particolare relativa alla rete del comune di Roma ed il potenziamento del piano di sostituzione misuratori.

Gli investimenti di estensione e potenziamento della rete (92 milioni di euro) hanno riguardato estensioni delle reti realizzate a fronte di impegni derivanti dai contratti di concessione e costruzione di nuove reti, in particolare nella regione Calabria.

Gli altri investimenti (31 milioni di euro) riguardano investimenti immobiliari ed informatici.

Distribuzione gas.

La rete di distribuzione gas del Gruppo al 31 dicembre 2009 si estende per 49.973 chilometri e si suddivide, in funzione della classe di pressione, in tubazioni:

Nel 2009 sono stati distribuiti 7.537 milioni di metri cubi di gas, in aumento di 106 milioni di metri cubi, pari all’1,4%, rispetto al 2008 per effetto principalmente delle differenti condizioni climatiche e dello sviluppo della rete.

Al 31 dicembre 2009 il Gruppo risulta concessionario del servizio di distribuzione del gas in 1.441 comuni (1.438 al 31 dicembre 2008), con un numero di contatori attivi collocati presso i punti di riconsegna del gas ai clienti finali (famiglie, imprese, ecc.) pari a 5.770.672 (5.676.105 al 31 dicembre 2008).

Incidenza per tipologia di investimento (% sul totale investimenti)Gas naturale vettoriato nella rete di distribuzione

Rete di distribuzione

  • di alimentazione principale (maggiore di 12 bar);
  • in media pressione (fino a 5 bar);
  • in bassa pressione (fino a 0,04 bar).

L’incremento di 563 chilometri rispetto al 31 dicembre 2008 è stato determinato dal saldo tra gli incrementi e le riduzioni della rete. Gli incrementi sono principalmente attribuibili:

  • all’acquisizione tramite gara della concessione di distribuzione del gas nel comune di Cerro Maggiore;
  • all’acquisto del ramo d’azienda relativo alla distribuzione del gas nei comuni di Settimo Torinese e Brandizzo;
  • all’acquisizione parziale del ramo d’azienda relativo alla distribuzione del gas nei comuni di Alimena, Bompietro e Blufi in provincia di Palermo e di Sperlinga (rete da realizzare) e della frazione Villadoro di Nicosia in provincia di Enna;
  • alla costruzione di nuove reti;
  • alle estensioni delle reti realizzate a fronte di impegni derivanti dai contratti di concessione;
  • alle richieste di accesso al servizio dei clienti finali (famiglie, imprese, ecc.).

Le riduzioni sono dovute essenzialmente alla cessione ad altri gestori delle reti gas site nei comuni di Bussolengo, Liscate, Castiglione delle Stiviere e Capriolo, trasferite a seguito della cessazione del servizio di distribuzione.

Clienti

Al 31 dicembre 2009 il Gruppo trasporta nelle proprie reti di distribuzione il gas di 138 Società di commercializzazione (109 società al 31 dicembre 2008).

Regolamentazione

Deliberazione ARG/gas n. 159/08 - “Testo unico della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2009-2012 (TUDG): approvazione della Parte II “Regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2009-2012 (RTDG). Disposizioni transitorie per l’anno 2009”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 17 novembre 2008 (e successive integrazioni), l’Autorità ha definito i criteri tariffari per il servizio di distribuzione e per il servizio di misura per il terzo periodo di regolazione, dal 1° gennaio 2009 al 31 dicembre 2012. In sintesi la delibera prevede:

  • il riconoscimento del capitale investito di località mediante il metodo del costo storico rivalutato e del capitale investito relativo ad attività centralizzate (fabbricati non industriali ed altre immobilizzazioni) mediante metodologia parametrica;
  • il riconoscimento dei costi operativi dell’attività di distribuzione su base parametrica e differenziati in funzione delle dimensioni dell’impresa e della densità della clientela allacciata alla rete;
  • il riconoscimento dei costi operativi delle attività di misura e commercializzazione attraverso delle componenti parametriche uguali per tutte le imprese;
  • la valutazione a costi standard, a partire dal 2010, di tutti gli investimenti sulla base di un prezziario definito dall’Autorità (metodologia “MEAV”–Modern Equivalent Asset Value, basata sul concetto di costo di sostituzione a nuovo);
  • la determinazione, da parte dell’Autorità, delle tariffe di riferimento di ogni impresa, corrispondenti ai costi riconosciuti per remunerazione del capitale investito netto, ammortamenti e costi operativi;
  • la suddivisione del territorio nazionale in sei ambiti tariffari e determinazione, da parte dell’Autorità, delle correlate tariffe obbligatorie che i distributori devono applicare agli utenti delle proprie reti;
  • l’introduzione di un meccanismo di perequazione, gestito dall’Autorità attraverso la Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico, al fine di garantire l’equivalenza tra i ricavi conseguiti da ciascuna impresa attraverso l’applicazione della tariffa obbligatoria che, ovviamente non riflette i costi specifici di ogni impresa ed i costi riconosciuti alla medesima impresa, attraverso la tariffa di riferimento.

Deliberazione ARG/gas n. 79/09 - “Approvazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per l’anno 2009 e avvio di un’indagine conoscitiva finalizzata alla verifica dei dati trasmessi dalle imprese per la determinazione delle tariffe di riferimento”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 30 giugno 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas sulla base dei criteri tariffari disposti con la deliberazione 159/08, ha approvato i valori della tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale per il periodo 1° luglio 2009 – 31 dicembre 2009. L’approvazione delle tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura del gas naturale di ciascuna impresa di distribuzione è stata disposta successivamente, con la deliberazione ARG/gas 197/09.

E’ stato stabilito che le tariffe di distribuzione approvate per l’anno termico 2007-2008, applicate in via provvisoria anche nel corso del primo semestre 2009, siano applicate a titolo definitivo, senza procedere a conguaglio.

L’Autorità ha contestualmente avviato un’indagine conoscitiva sui valori dei costi storici degli investimenti e dei contributi pubblici trasmessi da vari operatori (fra cui Italgas ai fini della determinazione della tariffa di riferimento per l’anno 2009). L’indagine si è conclusa nel dicembre 2009.

Deliberazione VIS n. 169/09 - “Chiusura dell’indagine conoscitiva avviata con la deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 30 giugno 2009, ARG/gas 79/09, in merito ai dati trasmessi dalle imprese distributrici di gas naturale e di gas diversi dal naturale ai sensi delle disposizioni dell’articolo 7 della RTDG di cui alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 6 novembre 2008, ARG/gas 159/08”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 23 dicembre 2009, si è conclusa l’indagine conoscitiva avviata nel giugno 2009 con la delibera 79/09. Per Italgas, relativamente ai contributi pubblici afferenti un numero limitato di località (103), sono stati richiesti dall’Autorità ulteriori approfondimenti.

Deliberazione ARG/gas n. 197/09 - “Approvazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per l’anno 2009. Modificazioni della Parte II del Testo unico della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2009-2012 (TUDG). Altre disposizioni in materia di tariffe di distribuzione del gas”.

Con la deliberazione 197/09, pubblicata in data 23 dicembre 2009, l’Autorità ha approvato la tariffa di riferimento per l’anno 2009 per tutte le località Italgas, fatta eccezione per le località cui la delibera VIS n. 169/09 faceva riferimento, per le quali l’Autorità ha determinato in via provvisoria una tariffa di riferimento d’ufficio, in attesa delle ulteriori verifiche disposte dalla deliberazione VIS 169/09.

Deliberazione ARG/gas n. 206/09 - “Aggiornamento per l’anno 2010 delle tariffe per l’erogazione dei servizi di distribuzione e misura del gas naturale e di altri gas e altre disposizioni in materia di tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale. Modifiche della RTDG. Rettifiche di errori materiali alla deliberazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 21 dicembre 2009, ARG/gas 197/09”.

Con tale deliberazione, pubblicata in data 29 dicembre 2009, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha aggiornato la tariffa di riferimento per l’anno 2010 sulla base dei valori approvati con la delibera ARG/gas 197/09 (fanno eccezione, per Italgas, le località per le quali l’Autorità ha disposto un supplemento d’indagine per l’anno 2009). E’ stata inoltre rinviata, nelle more della definizione del prezziario per la valutazione a costi standard degli investimenti, l’applicazione della metodologia MEAV per il loro riconoscimento.

(15) Per un raffronto omogeneo i successivi commenti ai risultati economici non tengono conto dei risultati del 2008 di Acqua Campania S.p.A, società non più consolidata integralmente a partire dall’esercizio 2009. Va comunque rilevato che, a seguito della valutazione della partecipazione di Italgas in Acqua Campania S.p.A con il metodo del patrimonio netto, l’utile netto e il patrimonio netto di competenza di Snam Rete Gas non subiscono variazioni. Inoltre, i valori del 2008 sono stati riclassificati in maniera omogenea a quelli del 2009, esponendo: (i) i costi operativi al netto degli oneri per l’acquisto dei Titoli di Efficienza Energetica (21 milioni di euro), imputati a riduzione dei relativi proventi; (ii) i ricavi di distribuzione al netto degli oneri relativi a componenti tariffarie (17 milioni di euro), iscritti nel 2008 nei costi operativi.
(16) A partire dal 1° gennaio 2009, per l’intero quadriennio di regolazione, che scadrà nel 2012, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha stabilito con la deliberazione n. 159/08 una nuova metodologia di determinazione delle tariffe di distribuzione del gas. La principale novità introdotta dall’Ente regolatore è costituita dalla modalità di fissazione dei ricavi spettanti ai distributori gas per il servizio da essi erogato. Prima dell’introduzione della Delibera n. 159/08, tali ricavi erano determinati applicando le tariffe stabilite dall’Autorità ai volumi effettivamente distribuiti nell’esercizio di riferimento. Con la citata Delibera, è stato invece stabilito che il totale dei ricavi di competenza di ciascun anno compreso nel periodo di regolazione coincida con un ammontare già fissato in occasione dell’approvazione delle richieste tariffarie, denominato Vincolo dei Ricavi Totali – VRT e costituito dalla remunerazione massima riconosciuta dall’Autorità a ciascun operatore a copertura dei propri costi. Ogni differenza, positiva o negativa, tra il citato VRT e i ricavi risultanti dalla fatturazione delle quantità effettivamente distribuite alle Società di vendita è regolata attraverso un meccanismo di perequazione che prevede partite di credito o debito nei confronti della Cassa Conguaglio del Settore Elettrico.
(17) Con riferimento a tale aspetto, il D. Lgs. 164 del 23 maggio 2000 ha previsto che le aziende distributrici di gas naturale perseguano obiettivi di riduzione dei consumi e di risparmio energetico da conseguire attraverso processi di incremento di efficienza energetica e che, a fronte dei risultati ottenuti siano loro riconosciuti i cosiddetti Titoli di Efficienza Energetica (istituiti con i DD.MM. 20 luglio 2004). Il raggiungimento degli obiettivi di incremento di efficienza energetica può avvenire oltre che attraverso la realizzazione di progetti di efficienza energetica, anche acquistando i Titoli di Efficienza Energetica da altri soggetti. Una volta raggiungo l’obiettivo di efficienza energetica, l’annullamento dei Titoli di Efficienza Energetica genera un rimborso da parte della Cassa Conguaglio del Settore elettrico sulla base di appositi fondi, costituti attraverso l’incremento della tariffa di distribuzione.