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(1)Bilancio di Acea SpA Bilancio consolidato del Gruppo Acea SpA. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 2 0 0 9.

(2) WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb.

(3) Bilancio di Acea SpA Bilancio consolidato del Gruppo Acea SpA. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 2 0 0 9.

(4) Agenzia pubblicitaria: Publicis. Fotografo: Luciano Viti. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. WWW.CENTENARIO.ACEA.IT.

(5) ACEA. IL TUO MONDO AL CENTRO DEL NOSTRO.. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Dal 1909 Acea e Roma fanno parte di un’unica storia fatta di innovazione e rispetto per il territorio..

(6) 2009. Bilancio di Acea SpA Bilancio consolidato del Gruppo Acea. Acea SpA Sede legale Piazzale Ostiense 2 – 00154 Roma Capitale sociale Euro 1.098.898.884 interamente versato Codice fiscale, Partita Iva e Registro delle Imprese di Roma 05394801004 REA di Roma 882486. Pianificazione e Finanza Coordinamento editoriale Relazioni Esterne e Comunicazione Progetto grafico, editing, revisione testi Message Foto Archivio Acea Fabio Anghelone Stampa Officine Europee Finito di stampare nell’aprile 2010. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. A cura di.

(7) Indice Relazione sulla gestione 12. Organi sociali. 14. Fatti di rilievo successivi alla chiusura dell’esercizio. 90. Bond. 90. 15. Rapporti tra Acea e Gaz de France- SUEZ. 90. Lettera agli azionisti. 16. Piano della luce. 90. Flash sulle risultanze del 2009 del Gruppo Acea. Nuovo regolamento scavi. 91. 19. Acea Ato 2: mobilità. 91. Partecipazioni detenute da Amministratori e Sindaci. Situazione del complesso delle imprese incluse nel consolidamento e andamento della gestione 22. Rischi e incertezze. 91. Rischi regolatori. 92. Rischi normativi. 97. Area industriale Reti. 22. Rischi strategici. 98. Area industriale Energia. 48. Rischi operativi. 100. Area industriale Idrico. 56. Rischi contenzioso. 101. Area industriale Ambiente ed Energia. 64. Evoluzione prevedibile della gestione. 71. Deliberazioni in merito al risultato di esercizio 108. Analisi dei risultati economico/ finanziari del periodo Risultati economici. 71. Risultati patrimoniali e finanziari. 76. Altre informazioni. 107. 86. Andamento del titolo Acea in Borsa. 86. Piani di incentivazione a medio-lungo termine. 89. Attività di protezione. 89. indice. 7. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il Gruppo Acea.

(8) Bilancio di esercizio Prospetto di Conto economico. 112. Prospetto di Conto economico complessivo. 112. 5. Operazioni significative non ricorrenti ai sensi della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 210. 113. 6. Posizioni o transazioni derivanti da operazioni inusuali e/o atipiche 211. Prospetto di Stato patrimoniale Attività. 7. Informativa di settore (IAS 14) 212. Prospetto di Stato patrimoniale Passività. 114. Rendiconto finanziario. 115. Prospetto delle variazioni del patrimonio netto. 116. Nota integrativa Forma e struttura del Bilancio. 118. Note al Conto economico. 132. Relazione del Collegio Sindacale. 215. Relazione della Società di Revisione. 252. Attestazione del bilancio di esercizio ai sensi dell’art. 154 bis del D.Lgs. 58/98 254. Informativa sulle parti correlate. 173. Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali. 176. Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi. 186. Impegni e rischi potenziali. 190. Allegati alla Nota integrativa 1. Posizione finanziaria netta. 195 196. 2. Movimentazione partecipazioni al 31.12.2009 198 3. Elenco partecipazioni rilevanti in imprese controllate, collegate e altre 200 4. Operazioni con Parti Correlate ai sensi della Delibera Consob n. 15519 del 27 luglio 2006 204. 8. indice. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Note alla Situazione patrimoniale e finanziaria 142.

(9) Bilancio consolidato Informativa sui servizi in concessione. 356. Informativa sulle parti correlate. 372. 259. Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali. 376. Prospetto di Stato patrimoniale consolidato – Attività. 260. Prospetto di Stato patrimoniale consolidato – Passività. Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi. 388. 261. Impegni e rischi potenziali. 403. Prospetto di Conto economico complessivo consolidato. Rendiconto finanziario consolidato Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato. 258. 262 263. Nota integrativa Forma, struttura e perimetro di riferimento. 264. Princìpi contabili e criteri di valutazione. 265. Princìpi contabili, emendamenti, interpreta zioni e improvements applicati dal 1° Gennaio 2009. 275. Princìpi contabili, emendamenti e interpretazioni applicabili alla fine dell’esercizio e non adottati in via anticipata dal Gruppo. 278. Criteri e procedure di consolidamento. 280. Area di consolidamento. 282. Dati di sintesi delle società consolidate proporzionalmente. 284. Informativa di settore. 286. Note al Conto economico consolidato. 296. Note allo Stato patrimoniale consolidato – Attività. 316. Note allo Stato patrimoniale consolidato – Passività. 341. Allegati alla Nota integrativa. 409. 1. Società incluse nell’area di consolidamento. 410. 2. Prospetto di riconciliazione dei conti del patrimonio netto a dell’utile civilistico – consolidato per l’esercizio chiuso al 31 dicembre 2009 412 3. Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci e key managers. 413. 4. Informazioni rese ai sensi della Comunicazione CONSOB 6064293. 414. Elenco delle partecipazioni rilevanti al 31.12.2009 – art. 120, comma 4, D. Lgs 58/98 422 Relazione della Società di Revisione. 433. Attestazione del bilancio consolidato ai sensi dell’art. 154 bis del D.Lgs. 58/98 435 Relazione sul governo societario – 29 marzo 2010. 437. indice. 9. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Prospetto di Conto economico consolidato.

(10) WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb.

(11) WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Relazione sulla gestione.

(12) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. Il Gruppo Acea Alla data del 31 dicembre 2009, il capitale sociale di Acea SpA risulta così composto:. 4%. 8%. 10% Comune di Roma Mercato Suez. 27%. 51%. Pictet Funds Caltagirone. 12. relazione sulla gestione. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il grafico evidenzia esclusivamente le partecipazioni superiori al 2%, così come risultanti da fonte Consob.

(13) Alla medesima data la struttura del Gruppo risulta composta dalle seguenti principali società:. Acea Holding. Energia. Acqua. 100% Acea Reti e Servizi Energetici 50% Acea Distribuzione 51% Ecogena. 96%. Acea Ato 2. 94%. Acea Ato 5 Frosinone. 50%. 100% Crea Gestioni. Acea Distribuzione. 100% Acea8cento 59%. 30%. Acea Electrabel 50% AE Produzione 84% AE Trading 100% AE Elettricità. 85%. Ombrone 40% Acquedotto del Fiora. 69%. Acque Blu Arno Basso 45% Acque. 96%. Sarnese 37% Gori. Eblacea 50% Tirreno Power. 100% LaboratoRI 100% Tad Energia Ambiente Acque Blu. relazione sulla gestione. 13. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 55%.

(14) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. Organi sociali Consiglio di amministrazione Presidente Giancarlo Cremonesi Amministratore Delegato Marco Staderini 1 Consiglieri Paolo Bassi Marco Maria Bianconi Massimo Caputi Jean Louis Chaussade Pierre Clavel 2 Luigi Pelaggi 2 Andrea Peruzy 2 . Collegio sindacale Presidente Maurizio Lauri. Sindaci supplenti Claudio Bianchi Claudio Valerio. Società di revisione Reconta Ernst & Young SpA. Dirigente Preposto 1. Giovanni Barberis. 14. relazione sulla gestione. 2. Nominato dall’Assemblea dei Soci del 29 aprile 2009 Nominati dall’Assemblea dei Soci del 15 settembre 2009. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Sindaci effettivi Roberto Pertile Francesco Lopomo.

(15) Partecipazioni detenute da Amministratori e Sindaci al 31.12.2009. 31.12.2008 Società partecipate Azioni possedute Azioni acquistate Azioni vendute. 31.12.2009 Azioni possedute. Amministratori Acea SpA. –. –. –. –. 2) Marco Staderini (*) Acea SpA. –. –. –. –. 3) Paolo Giorgio Bassi. Acea SpA. –. –. –. –. 4) Marco Maria Bianconi Acea SpA. –. –. –. –. 5) Pierre Clavel (**) Acea SpA. –. –. –. –. 6) Jean Louis Chaussade. Acea SpA. –. –. –. –. 7) Luigi Pelaggi (***) Acea SpA. –. –. –. –. 8) Andrea Peruzy (***) Acea SpA. –. –. –. –. 9) Massimo Caputi Acea SpA. –. –. –. –. Sindaci. . 13) Maurizio Lauri Acea SpA. –. –. –. –. 14) Francesco Lo Pomo Acea SpA. –. –. –. –. 15) Roberto Pertile Acea SpA. –. –. –. –. 16) Claudio Valerio Acea SpA. 500. –. –. 500. 17) Claudio Bianchi Acea SpA. –. –. –. –. (*) consigliere in carica dal 27/3/09 (**) consigliere in carica dal 15/9/09 (***) consiglieri in carica dall’8/5/09. relazione sulla gestione. 15. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 1) Giancarlo Cremonesi.

(16) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. Lettera agli azionisti Nella complessa dinamica recessiva che caratterizza l’attuale fase economica occidentale, il 2009 può essere considerato l’esercizio in cui la crisi finanziaria ha finito per manifestare le sue dolorose ricadute sull’economia reale. La forte flessione dell’economia internazionale e, come conseguenza, di quella nazionale, che nel 2009 ha provocato una riduzione di circa il 5% del PIL, ha pesantemente influito sul sistema produttivo del Paese, comportando, in particolare, con il calo della domanda globale di beni e servizi, una forte riduzione anche dei consumi energetici. Tale fenomeno, che per Acea si è rivelato meno incisivo rispetto ad altre imprese operanti su territori più industrializzati, accompagnato da una concatenazione di fattori straordinari ed auspicabilmente non ripetibili, si riverbera sui risultati del Gruppo, che vengono presentati. Motivazioni esogene legate all’andamento del sistema economico e le conseguenze endogene, dovute a una prolungata fase di assestamento all’interno della partnership con Gas de France, hanno reso le attività connesse al mercato dell’energia il principale elemento di palese sofferenza, che emerge tra i business gestiti dal Gruppo. D’altro canto l’impegno anche in settori molto diversi da quello dell’energia e non strettamente legati alle dinamiche economiche, conferisce al nostro Gruppo una solidità assoluta.. Al di sopra di tutto, però, pesa e rappresenta un condizionamento pressoché totalizzante il pagamento all’Erario di 110 milioni di Euro, quale sanzione comminata ad Acea SpA dalla Commissione Europea per la questione degli aiuti di Stato legati alla cosiddetta “moratoria fiscale”. Senza di essa, infatti, la Vostra Società avrebbe risentito quasi esclusivamente del riflesso negativo generale della crisi economica, che nel 2009 ha condizionato l’intero sistema produttivo. Le radici più profonde di questa crisi, e allo stesso tempo le conseguenze più gravi, vanno ricercate nel drammatico calo di fiducia che affligge ormai tutti i mercati oltre a settori sempre più estesi della società civile. La strada per ricostruire fiducia passa inevitabilmente attraverso la creazione del valore e la serietà della governance. Acea sta affrontando questa contingenza con assoluta determinazione e ha voluto mettere in campo ogni sforzo possibile per non intaccare in alcun modo, ma anzi per accrescere il suo straordinario valore, che è a un tempo industriale, economico e sociale per il territorio. Creare fiducia impone prudenza. Così l’esercizio 2009 si chiude con accantonamenti importanti per far fronte a ogni possibile rischio futuro. Si tratta di rischi legati ad esercizi precedenti che non devono inibire in alcun modo l’efficienza e lo sviluppo dell’Azienda in un momento tanto delicato e strategico.. 16. relazione sulla gestione. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Acea vanta, infatti, e consolida la leadership nazionale nel comparto Idrico e opera con successo nel settore Ambiente, con sempre più numerosi impianti per la termovalorizzazione dei rifiuti e per la produzione di energia da fonti rinnovabili..

(17) Per tutte le attività regolate, Acea si manifesta viva e vitale e guarda con ragionevole ottimismo al 2010, con l’obiettivo di consolidare le gestioni in essere e di cogliere ogni occasione per lucrare le opportunità che l’ulteriore apertura dei mercati, attesa a seguito delle recenti modifiche legislative in materia di servizi pubblici locali, potrà offrire. Creare fiducia impone soprattutto coraggio. Così nel 2009 gli investimenti sono stati incrementati rispetto all’anno precedente di oltre 100 milioni di Euro, nonostante il contesto macroeconomico e nonostante la richiamata sanzione per la “moratoria fiscale” che ha sottratto, come detto, 110 milioni di Euro all’economia e alla liquidità del Gruppo. E gli investimenti continueranno con lo stesso ritmo anche nel 2010 con un piano di circa 500 milioni distribuiti: per il 40% all’area Idrico, al fine di consentire lo sviluppo tariffario previsto e consolidare la leadership nazionale; per il 20% alla Distribuzione di energia elettrica, per garantire il costante miglioramento della qualità del servizio e della sua continuità; per il 25% all’area Ambiente ed Energia, al fine di sviluppare la capacità di termovalorizzazione, di smaltimento dei fanghi di depurazione, del trattamento delle biomasse e dei rifiuti speciali. Inoltre, un significativo contributo alla sostenibilità ambientale è costituito dalla destinazione del 15% delle somme previste dal piano degli investimenti al settore delle energie rinnovabili, eolica, fotovoltaica e da cogenerazione.. Era, infatti, previsto dall’art. 23bis del decreto legge n. 112 del 2008, modificato di recente dal “decreto Ronchi”, che le concessioni relative al servizio idrico integrato rilasciate con procedure diverse dall’evidenza pubblica dovessero cessare alla data del 31 dicembre 2010 e, in mancanza del regolamento di attuazione di tale norma, era incerto se continuasse a operare la salvaguardia per le società quotate in borsa, prevista dal comma 15bis dell’articolo 113 del Testo Unico delle Autonomie Locali, n. 267 del 2000. Pari incertezza caratterizzava inoltre, il mantenimento degli affidamenti in capo alle cosiddette società miste pubblico-privati per la gestione del medesimo servizio idrico, nelle quali Acea opera, in qualità di socio privato, nelle regioni Toscana, Umbria e Campania. La nuova disciplina supera tale situazione, prevedendo la cessazione degli affidamenti in capo ad Acea e alle società idriche del Gruppo solo alla conclusione naturale, prevista dai contratti di servizio. Per quanto riguarda gli affidamenti diretti in capo ad Acea SpA ciò è condizionato dalla riduzione anche progressiva della partecipazione azionaria del Comune di Roma a una quota che, al 30 giugno 2013, non potrà superare il 40% del capitale e che, al 31 dicembre del 2015, si ridurrà di un ulteriore 10%. Tale riduzione verrà operata dall’Azionista di maggioranza, secondo le indicazioni di legge, o attraverso procedure di evidenza pubblica ovvero forme di collocamento privato presso investitori qualificati e operatori industriali.. relazione sulla gestione. 17. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Vale, peraltro, la pena soffermarsi sulle novità introdotte dal decreto legge n. 135 del 2009, cosiddetto “decreto Ronchi”. Esso, infatti, segna un passaggio fondamentale per porre al riparo, in termini di continuità e durata, le gestioni dei servizi idrici integrati affidate a società del Gruppo, che il precedente assetto normativo, peraltro incompleto, lasciava, nella migliore delle ipotesi, nel limbo dell’incertezza interpretativa..

(18) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. Il percorso alternativo delineato dalla legge consisterebbe nella rinuncia agli affidamenti per Acea più importanti come contribuzione al MOL, quale su tutti, quello del servizio idrico integrato nell’Ambito Ottimale 2, Lazio Centrale, per sottoporsi a gara per un nuovo affidamento. Tutto ciò appare talmente gravido di rischi che non può essere in alcun modo preso in considerazione. D’altra parte, il Comune di Roma ha già adottato i primi atti di indirizzo politico propedeutici all’attuazione del dettato legislativo, avendo il Consiglio comunale approvato, nella seduta dell’11 febbraio 2010, una mozione proposta dalla maggioranza con la quale impegna il Sindaco e la Giunta: • “a porre in essere tutte le azioni necessarie per delineare un percorso di cessione delle quote azionarie di Acea SpA, in eccesso rispetto ai limiti indicati dalla legge, che garantiscano al Comune di Roma il controllo della società e, in particolare, del servizio idrico, vista la natura pubblica del bene acqua, la cui fornitura va assicurata come servizio universale accessibile a tutti; • ad agire in ottemperanza e secondo modalità e tempi previsti dalla legislazione vigente, e comunque in coerenza con le opportunità offerte dal mercato, tenendo conto dei profili di vantaggio sia per la società, sia per l’azionista Comune di Roma, sia per il cittadino-utente; • ad attuare tutte le iniziative necessarie per assicurare il rispetto degli obblighi di trasparenza procedurale previsti dalle disposizioni vigenti, informandone il Consiglio e acquisendo il relativo consenso”. Ciò non influisce sull’operatività del Gruppo: non saranno tralasciate le opportunità che potranno prospettarsi nel corso dell’anno di estendere l’azione vuoi in nuovi ambiti territoriali del servizio idrico, vuoi in nuovi settori come, su tutti, quello della distribuzione del gas nel Comune di Roma, ove questo riesca ad avviare la gara per la nuova concessione del servizio.. Non mancano, quindi, signori Azionisti, né visione degli obiettivi, né prospettive di immediato riavvio di quella redditività che ha caratterizzato l’investimento nella Vostra Società, che anche quest’anno, nonostante la profonda e diffusa crisi economica, avrebbe potuto presentare un risultato netto positivo di 26,4 milioni di Euro, se non si fosse abbattuta la scure della cosiddetta “moratoria fiscale”, che conduce, nostro malgrado, ad un saldo negativo per 52,5 milioni di Euro. Confidiamo nella serietà e nella qualità delle scelte operate, certi che nei prossimi anni Acea distribuirà importanti dividendi risultando così appetibile a tutti coloro che vorranno partecipare al suo capitale e alle sue intraprese. Il Presidente del Consiglio di Amministrazione. 18. relazione sulla gestione. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Progetti ambiziosi perseguiti con prudenza. Piuttosto che distribuire dividendi, in un momento così delicato abbiamo scelto di irrobustire le riserve e promuovere gli investimenti per rilanciare sul mercato valori assoluti e conquistare l’opportunità di alleanze strategiche..

(19) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. Flash sulle risultanze del 2009 del Gruppo Acea 31.12.2009. 31.12.2008. Variazione %. 2.954,3. 3.144,0. –6,0%. (2.392,6). (2.517,9). –5,0%. 2,2. (2,6). –185,5%. 563,9. 623,5. –9,5%. 185,9. 385,0. –51,7%. Risultato netto di competenza del Gruppo. (52,5). 186,3. –128,2%. Capitale investito netto. 3.463,9. 3.077,8. +12,6%. Capitale investito netto. (2.177,0). (1.633,3). +33,3%. Patrimonio netto consolidato. (1.286,9). (1.444,5). –10,9%. Ricavi consolidati Costi operativi consolidati Proventi (Oneri) da gestione rischio commodity Ebitda Ebit. 19. La gestione caratteristica del 2009 si chiude con un MOL di 563,9 milioni di Euro, in riduzione di 59,5 milioni di Euro (–9,6%) rispetto al dato del 2008 (623,5 milioni di Euro). Si evidenzia che il MOL del 2008 era stato influenzato positivamente da partite straordinarie, pari a 26,1 milioni di Euro, di cui: – 16,3 milioni di Euro, relativi alla rettifica per Acea Ato 2 del valore contabile delle passività iscritte a fronte di proventi correlati a contributi di allacciamento; – 9,8 milioni di Euro, relativi all’effetto derivante dalla riduzione della passività calcolata per fronteggiare gli oneri connessi al beneficio dell’agevolazione tariffaria concessa ai dipendenti. Al netto dei 26,1 milioni di Euro, attinenti alle partite straordinarie sopra descritte, la riduzione del MOL è quindi da considerarsi sostanzialmente pari a 33,5 milioni di Euro.. L’ulteriore riduzione del MOL, pari a 8,8 milioni di Euro, deriva essenzialmente dall’incentivazione all’esodo del top-management (6,7 milioni di Euro).. In dettaglio il MOL della JV si è ridotto di 24,6 milioni di Euro (–24,7%, passando da 99,6 milioni di Euro del 2008 a 74,9 milioni di Euro nel 2009).. Nel grafico riportato di seguito è evidenziata la contribuzione al MOL delle diverse aree industriali di Acea.. relazione sulla gestione. Le altre aree industriali di Acea hanno confermato i positivi risultati del 2008, nonostante le grandi difficoltà di un anno complesso come il 2009. Tali difficoltà si riferiscono, essenzialmente, a: – motivazioni esterne: peggioramento dello scenario macroeconomico (basti pensare alla perdita registrata dal PIL), con conseguente contrazione di tutti i settori dell’economia, causa, tra l’altro, di una caduta della domanda di beni, servizi e consumi di energia; – motivazioni interne: esodo del top-management a marzo 2009, difficile trattativa con il socio Gas de France SUEZ che impatta fortemente sugli indirizzi di sviluppo della Società.. relazione sulla gestione. 19. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Importi in milioni di Euro.

(20) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. 300 250. 246,5. 245,8. 200 Milioni di Euro. 251,5. 16,3*. 241,8. 150. 258,1. 99,6. 100. 74,9. 50. 30,2. 30,6. 0 Reti. Energia. Ambiente ed Energia. Idrico 2008. 2009. Il risultato operativo netto è di 185,9 milioni di Euro, inferiore di 199,1 milioni di Euro (-51,7%) rispetto al 2008 (385,0 milioni di Euro). Il risultato operativo netto è influenzato, oltre che dalla flessione del MOL, dall’aumento di 139,7 milioni di Euro per ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti resi necessari per gli effetti non prevedibili derivanti dalle gestioni degli anni passati (erano complessivamente 238,4 milioni nel 2008 e passano a 378,1 nel 2009). In particolare sono stati previsti: – 21,6 milioni di Euro per maggiori ammortamenti (230,6 milioni di Euro rispetto ai 208,9 milioni di Euro del 2008), derivanti anche dall’aumento degli investimenti realizzati nel 2009, pari a 518 milioni di Euro (+100 milioni di Euro rispetto al 2008). Si tratta di investimenti in gran parte “slittati” dal 2008 e necessari per il rispetto degli aumenti tariffari; – 15,9 milioni di Euro per maggiori svalutazioni crediti (38,8 milioni di Euro del 2009 rispetto ai 22,9 milioni di Euro del 2008), di cui principalmente: AceaElectrabel Elettricità +5,7 milioni di Euro; Ato 2 +6,5 milioni di Euro; Ato 5 +0,9 milioni di Euro; Gori +0,6 milioni di Euro; 20. relazione sulla gestione. – 102,1 milioni di Euro per maggiori accantonamenti (108,7 milioni di Euro rispetto ai 6,6 milioni di Euro del 2008), di cui 75,9 milioni di Euro resi necessari per il corretto apprezzamento di rischi non prevedibili derivanti dagli esercizi precedenti: • 36,0 milioni di Euro relativi al processo verbale di constatazione dell’Agenzia delle Entrate del 17 febbraio 2009, per i periodi d’imposta 2005 e 2006. Con tale verbale è stata contestata la natura elusiva, ai sensi dell’art. 37 bis del DPR 600/73, dell’operazione di riorganizzazione del 2004 con la quale la Capogruppo ha ceduto ad Arse il 50% del pacchetto azionario di Acea Distribuzione; • 25,0 milioni di Euro per i possibili impatti sulle ragioni di credito di Acea Ato 5, allo stanziamento della potenziale passività derivante dalla questione di legittimità delle tariffe di Acea Ato 5 in conseguenza dell’annullamento assunto con delibera n. 5 del 21 dicembre 2009 dalla Conferenza dei Sindaci dell’A.Ato 5 della delibera di revisione tariffaria del 2007. Avverso tale delibera è stato presentato ricorso al TAR di Latina; • 3,9 milioni di Euro relativi a dubbi interpre-. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. * Rettifica per Acea Ato2 del valore contabile delle passività iscritte a fronte di proventi correlati a contributi di allacciamento.

(21) Il risultato ante imposte è conseguentemente pari a 100,9 milioni di Euro, in riduzione di 194,7 milioni di Euro (–65,9%) rispetto al 2008 (295,6 milioni di Euro). Le imposte sul reddito ammontano a 147,8 milioni di Euro, per effetto essenzialmente del pagamento di 110 milioni di Euro per la “moratoria fiscale”. Di conseguenza, a fronte di un MOL di 563,9 milioni di Euro, in seguito soprattutto a tassazioni straordinarie (110 milioni di Euro per la “moratoria fiscale”) e ad accantonamenti “fiscali” (36,0 milioni di Euro per il regime di trasparenza fiscale del 2005-2006), il risultato netto di Gruppo risulta negativo per 52,5 milioni di Euro.. -. In conclusione i risultati 2009 risentono di: negativo andamento del mercato dell’energia (–24,6 milioni di Euro); enormi esborsi per la “moratoria fiscale” (110 milioni di Euro); accantonamento per l’accertamento fiscale relativo agli anni 2005-2006 (36 milioni di Euro); altre azioni che hanno reso necessario l’accantonamento di ulteriori 39,9 milioni di Euro.. L’indebitamento finanziario netto al 31 dicembre 2009 è pari a circa 2.177 milioni di Euro (2.108 milioni di Euro al 30/9/09; 1.633 milioni di Euro al 31/12/08). La variazione, rispetto al 31 dicembre 2008, risente tra l’altro di: – variazione del perimetro di consolidamento (9 milioni di Euro per Nuova Acque); – esborso per la cosiddetta “moratoria fiscale” (110 milioni di Euro); – crescente fabbisogno legato agli investimenti (+100 milioni di Euro); – pagamento dei dividendi di competenza 2008 (140 milioni di Euro).. relazione sulla gestione. 21. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. tativi sulla perequazione specifica contabilizzata nel 2008; • 4,0 milioni di Euro per rischi su appalti e forniture relativi agli anni passati e per la transazione con il Comune di Fiumicino; • 3,9 milioni di Euro per maggiori rischi legali relativi ad operazioni degli anni passati; • 3,1 milioni di Euro per problematiche contributive, vertenze ecc..

(22) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. SITUAZIONE DEL COMPLESSO DELLE IMPRESE INCLUSE NEL CONSOLIDAMENTO E ANDAMENTO DELLA GESTIONE Area Industriale Reti Nel corso del 2009 la domanda di energia elettrica in Italia ha mostrato un decremento del 6,7% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Il fabbisogno di energia elettrica è stato coperto per l’86,0% con la produzione nazionale (per il 66,3% con energia termoelettrica, per il 16,1% con fonti idroelettriche e per il 3,6% con produzione geotermica e da altre fonti rinnovabili) e per la quota restante, pari al 14,0%, facendo ricorso alle importazioni dall’estero. 1 In tale contesto, la produzione nazionale netta evidenzia una riduzione (–9,4%), mentre il saldo con l’estero mostra un incremento (+11,0%).. Fonte: Terna – Dicembre 2009, Rapporto mensile sul sistema elettrico. Richiesta di energia elettrica* in Italia al 31.12.2009 . 1.1.2009 31.12.2009. 1.1.2008 31.12.2008. Variazione 2009-2008. GWh GWh. %. Produzione lorda . 289.164. 319.130. -9,4. (di cui produzione CIP 6) . 44.011. 48.372. -9,0. Idroelettrica. 51.743. 47.227. +9,6. 225.987. 261.328. -13,5. Geotermoelettrica. 5.347. 5.520. -3,1. Eolica. 6.087. 5.055. +20,4. 11.034. 12.065. -8,5. 278.130. 307.065. -9,4. Importazione. 46.570. 43.433. +7,2. Esportazione. 2.121. 3.399. -37,6. 44.449. 40.034. +11,0. 5.727. 7.618. -24,8. 316.852. 339.481. -6,7. Termoelettrica. Consumo servizi ausiliari Produzione netta. Saldo estero Consumo pompaggi Richiesta di energia elettrica*. . * Richiesta di energia elettrica = Produzione netta + Saldo estero – Consumo pompaggi. 22. relazione sulla gestione. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 1. A eccezione delle fonti termoelettrica e geotermoelettrica, tutte le fonti di produzione nazionale hanno mostrato un incremento rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Da segnalare, in particolare, la rilevante crescita del comparto eolico (+20,4%). Nel 2009 la potenza massima richiesta sulla rete elettrica italiana è stata pari a 51.873 MW (–5,7% rispetto al picco del 2008), registrata il 17 luglio alle ore 12. Si sottolinea che nel corso del 2009 i valori di picco mensile si sono mantenuti sempre inferiori a quelli dei rispettivi mesi del periodo precedente, con punte di riduzione più marcate nei primi mesi dell’anno..

(23) L’energia elettrica complessivamente immessa nella rete di Acea Distribuzione (dalla rete di trasmissione nazionale, da impianti di generazione connessi direttamente alla rete di Acea Distribuzione e dalla rete di ENEL Distribuzione interconnessa) ha registrato, nel corso dell’anno 2009, una riduzione dello 0,25% rispetto all’energia immessa nello stesso periodo dell’anno precedente (dato comunicato in occasione della chiusura di bilancio 2008). La potenza massima richiesta sulla rete di Acea Distribuzione nel corso dell’anno 2009 è stata pari a 2.257 MW ed è stata registrata alle ore 13 del 17 luglio 2009. Tale valore è stato inferiore di circa 110 MW (–4,64%) rispetto alla potenza massima registrata nello stesso periodo dell’anno precedente, attestata su 2.367 MW e rilevata alle ore 13.00 del 2 luglio 2008. Analizzando l’andamento della temperatura di riferimento (TDR) nel corso dell’anno 2009, si nota come il clima sia stato più rigido rispetto all’anno precedente nei primi due mesi dell’anno (con scostamenti medi di –1,29°C nel mese di gennaio e –0,93°C nel mese di febbraio). Successivamente le temperature si sono attestate su valori progressivamente più alti nel corso dei mesi di marzo (+0.24°C), aprile (+0.65°C) e maggio (+1,33°C), per poi assestarsi sui medesimi valori di temperatura dello scorso anno nel mese di giugno. Nei restanti sei mesi dell’anno 2009, l’andamento della TDR ha evidenziato un andamento opposto rispetto al trend rilevato nel medesimo periodo del 2008. Mentre nei mesi di luglio, agosto e settembre, la temperatura di riferimento ha registrato incrementi sempre maggiori, segnando variazioni rispettivamente di +0,59°C, +1.12°C e + 2,91°C, nel mese di ottobre è stato rilevato uno scostamento medio di –1,70°C. Le temperature sono poi tornate a salire nel corso degli ultimi mesi, facendo segnare uno scostamento di +1,06°C nel mese di dicembre.. L’influenza delle condizioni climatiche sulla domanda di energia elettrica è stata evidente nel periodo gennaio-aprile (con scostamento massimo del –3,20% nel mese di aprile), innalzando i consumi con temperature mediamente rigide e abbassandoli con temperature mediamente miti. Le variazioni registrate nei mesi di febbraio, marzo e aprile sono state influenzate ulteriormente dal calendario, in particolar modo febbraio (–1,96%) con l’incidenza negativa del giorno lavorativo in meno rispetto al 2008 (anno bisestile), mentre marzo e aprile dalla diversa occorrenza delle festività pasquali negli anni 2008 e 2009. I mesi di maggio e agosto, caratterizzati da temperature più alte, hanno visto incrementare la richiesta di energia elettrica (con una variazione media rispettivamente del +1,80% e +3,36%). Nei mesi di giugno e luglio, caratterizzati da una TDR quasi in linea con l’analoga temperatura misurata l’anno precedente, si è registrata una diminuzione dei consumi (rispettivamente –2,97% e –1,10%) non dovuta alle influenze climatiche o di calendario. Infine nei mesi di ottobre e dicembre l’andamento delle condizioni climatiche (più rigide nel mese di ottobre e più miti nel mese di dicembre) registrate nel corso dell’anno 2009 hanno bilanciato la differente distribuzione delle festività, facendo segnare una variazione rispettivamente di +1,85% e -1,45% della domanda di energia elettrica. Nel grafico riportato di seguito viene rappresentato l’andamento, nel corso dell’anno 2009, della differenza media mensile della TDR nel confronto tra il 2009 e il 2008; nel grafico è stata riportata anche la TDR registrata nel corso del 2009.. relazione sulla gestione. 23. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il trasporto di energia elettrica.

(24) Il gruppo Acea. organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. TDR 2009 Delta TDR (2009 verso 2008) 30,00. 5,00 4,00 3,00. 20,00. 2,00 15,00 1,00 10,00. TDR. Delta TDR verso 2008. 25,00. 0,00. 5,00. -1,00. 0,00. -2,00 Gennaio 7,73 -1,29. Febbraio 7,74 -0,93. Marzo -11,32 0,24. Aprile 15,00 0,65. Maggio 20,05 1,33. Giugno 22,11 -0,36. Nella successiva tabella sono riportate le variazioni percentuali mensili dell’energia elettrica immessa nella rete di Acea Distribuzione, calcolate con riferimento ai volumi registrati negli anni 2008 e 2009, come rilevati direttamente dal sistema di. Luglio 25,39 0,59. Agosto 26,47 1,12. Settembre 23,20 2,91. Ottobre 15,68 -1,70. Novembre 12,57 0,16. Dicembre 9,36 1,06. misura dedicato (serie “grezza”) e, quindi, come risultanti dalle elaborazioni effettuate per neutralizzare gli effetti delle richiamate condizioni climatiche, nonché della diversa composizione del calendario (serie “depurata”).. Variazioni percentuali mensili – serie “grezza”, serie “depurata”. Serie “grezza”. Apr. Mag. Giu. Lug.. Ago. Sett. Ott. Nov. Dic. Totale. 0,46%. -1,96%. -0,21%. -3,20%. 1,80%. -2,97%. -1,10%. 3,36%. 0,28%. 1,85%. 0,26%. -1,45% -0,25%. Serie “depurata” 0,96%. 0,71%. -2,00%. -3,07%. -1,04%. -1,55%. -3,17%. 0,43%. -1,29%. -0,55%. -0,37%. -3,61% -1,23%. La tabella che segue illustra la sequenza mensile dell’energia elettrica immessa nella rete di Acea Distribuzione durante l’anno 2009, corredata dell’analoga serie del 2008. Energia immessa nella rete acea [Gwh] 2009 vs. Gen. Feb. Mar. 2008. Apr. Mag. Giu. Lug.. 2009. 1.051,71. 950,64. 975,65. 880,85. 968,78. 992,92 1.137,95. 1.029,66 1.012,70 984,41. 971,67 1.025,92. 11.982,86. 2008. 1.046,94. 969,67. 977,69. 909,95. 951,63 1.023,30 1.150,55. 996,21 1.009,90 966,51. 969,12 1.040,99. 12.012,46. Tali quantitativi di energia elettrica sono stati destinati al fabbisogno delle utenze alimentate dalla rete sopra menzionata, individuate dal complesso dei clienti del mercato libero, del mercato di salvaguardia e del mercato di maggior tutela, nonché dai cosiddetti distributori sottesi, rappresentati nello 24. Ago. Sett. Ott. Nov. Dic. Totale. relazione sulla gestione. specifico dall’impresa elettrica del comune di Saracinesco. Sono inoltre presenti cessioni e immissioni di energia, effettuate tra la rete di Acea Distribuzione e le reti di ENEL Distribuzione in corrispondenza di alcuni punti di interconnessione in bassa, media e alta tensione.. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 2009 vs. Gen. Feb. Mar. 2008.

(25) Nella successiva tabella, in relazione all’esercizio nel corso dell’anno 2009, e assumendo come riferimento l’anno 2008, trova una rappresentazione quantitativa la precedente esposizione, con l’ulteriore dettaglio del contributo assicurato dall’Acquirente Unico SpA e dalla fornitura da importazione. Mercato di maggior tutela Mercato libero Distributori sottesi Totale Fonte AU. Altre Fonti . GWh GWh GWh. GWh GWh. 2009. 4.485,52. 432,38. 7.062,25. 2,71. 11.982,86. 2008. 4.877,77. 433,49. 6.698,83. 2,39. 12.012,48. Per quanto riguarda la fornitura da importazione, a decorrere dal 1 gennaio 2002, Acea Distribuzione ha stipulato una convenzione con lo Stato della Città del Vaticano, rinnovata il 6 luglio 2006, a valere per il periodo 1° gennaio 2007-31 dicembre 2011, per la gestione ottimizzata dell’energia elettrica di importazione a esso assegnata (determinata da Terna su indicazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, a valle del Decreto del. ministro delle Attività Produttive che definisce l’attribuzione di quote di capacità di trasporto all’interconnessione con l’estero per lo Stato Città del Vaticano e per la Repubblica di San Marino). In tale ambito, la Società si è impegnata a fornire al suddetto Stato servizi tecnici connessi alla gestione delle utenze sottese, nonché una razionalizzazione e un miglioramento delle reti elettriche e degli impianti a esse asserviti.. Il 24 dicembre 2007 è stata emanata la delibera n. 333/07 con cui l’Autorità per l’energia elettrica e il gas intende disciplinare il III periodo di regolazione dal 2008 al 2011. La delibera n. 333/07 introduce e disciplina quattro tipologie differenti di regolazione, modificando le due pre-esistenti e integrando la normativa vigente: 1. regolazione delle interruzioni prolungate o estese; 2. standard individuali sul numero di interruzioni per i clienti MT; 3. regolazione sulla durata cumulata delle interruzioni senza preavviso lunghe; 4. regolazione sul numero medio di interruzioni lunghe e brevi. L’Autorità successivamente, il 27 aprile 2009, ha diffuso il documento per la consultazione DCO 9/09-Continuità del servizio di distribuzione dell’energia elettrica – Riesame urgente di alcune disposizioni della regolazione del numero delle inter-. ruzioni senza preavviso e dei livelli tendenziali per il periodo 2008-2011. A seguito della conclusione del processo di consultazione l’Autorità ha emanato la delibera ARG/elt n. 76/09 che recepisce le osservazioni pervenute da parte dei soggetti interessati, modificando l’allegato A alla deliberazione 19 dicembre 2007 n. 333/07, con il differimento dei termini rilevanti ai fini della chiusura del procedimento di cui al comma 22.4 di cui allo stesso allegato A per l’anno 2008 e i termini di cui al punto 2 della deliberazione dell’Autorità 25 novembre 2008, ARG/ elt 168/08. Le principali modifiche possono essere così riassunte: • modifica della regola di selezione delle interruzioni eccezionali lunghe aventi inizio nei “periodi di condizioni perturbate” (PCP) con l’introduzione di una soglia al numero di interruzioni necessaria per l’individuazione dei PCP (tetto), differenziata per media e bassa tensione; relazione sulla gestione. 25. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. La qualità del servizio.

(26) organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. • esclusione di tutte le interruzioni senza preavviso lunghe aventi inizio nei PCP ai fini del numero di interruzioni, in analogia con quanto già in essere per le interruzioni brevi e transitorie; • estensione di quanto sopra anche ai fini della durata delle interruzioni, con esclusione di tutte le interruzioni lunghe aventi inizio nei PCP; • differimento dei termini previsti al punto 2 dalla deliberazione ARG/elt 168/08 per la consegna dei dati di continuità e per la determinazione dei livelli di partenza e dei livelli tendenziali per le imprese distributrici di cui al comma 30.1 del Testo integrato che hanno optato per l’utilizzo dei livelli triennali degli indicatori di continuità in luogo di quelli biennali; • differimento dei termini e degli adempimenti previsti in materia di continuità del servizio rilevanti ai fini del procedimento relativo alla continuità del servizio per l’anno 2008; • esclusione delle interruzioni dovute a furti agli impianti elettrici della distribuzione dal Titolo 7 del Testo integrato. Conseguentemente, è stato deliberato: • un nuovo termine per la comunicazione dei dati di continuità del servizio (31 luglio 2009), relativamente agli anni 2006 e 2007, ai sensi del. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. comma 21.4 del Testo integrato; • il ricalcolo dei livelli di partenza e dei livelli tendenziali per il periodo di regolazione 20082011, che sarà adottato entro il 31 ottobre 2009; • di differire i termini rilevanti ai fini della chiusura del procedimento di cui al comma 22.4 del Testo integrato, limitatamente all’anno 2008; • di prevedere che ai fini della chiusura del procedimento di cui al comma 22.4 del Testo integrato, limitatamente all’anno 2008, tenuto conto delle disposizioni di cui al presente provvedimento, le imprese distributrici che hanno già: – richiesto alla Cassa conguaglio del settore elettrico l’ammontare di cui al comma 34.7 possano rettificare tale ammontare entro il 31 luglio 2009; – versato al Fondo il contributo di cui al comma 50.1 possano rettificare tale contributo entro il 31 luglio 2009. Si precisa, infine, che le significative modifiche, sopra descritte, richiedendo agli operatori il ricalcolo dei dati di continuità dell’anno 2008, hanno comportato uno slittamento della deliberazione di premi/penali per l’anno 2008.. Terzo ciclo tariffario L’anno 2009 rappresenta il secondo 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 e misura dell’energia elettrica per il periodo di regolazione 2008 – 2011, allegato A alla delibera n. 348/07. Si ricorda come dalla precedente struttura tariffaria (periodo di regolazione 2004-2007) sia stata prevista la contemporanea introduzione di due tipologie di meccanismi di perequazione denominati, rispettivamente, “generale” e “specifico aziendale”, confermati nel corrente periodo di regolazione, finalizzati a riconoscere le specificità 26. relazione sulla gestione. evoluzione prevedibile. delle diverse imprese di distribuzione che operano sul territorio nazionale. I meccanismi sono in parte basati su analisi di costi parametrici/effettivi (regime generale di perequazione: obbligatorio) e 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. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il gruppo Acea.

(27) La perequazione relativa agli investimenti incentivanti sulle reti di distribuzione ha il compito di garantire la maggiore remunerazione, riconosciuta alle imprese distributrici, del capitale investito per la realizzazione di specifici progetti in grado di sviluppare la generazione distribuita e migliorare la qualità della tensione sulle medesime reti. L’Autorità si riserva di individuare, in sede di aggiornamento annuale delle tariffe di distribuzione, e a partire dall’anno 2010, la quota parte delle componenti tariffarie a copertura di tali investi-. menti, in modo che tale maggiore remunerazione sia riconosciuta alle sole imprese che li abbiano effettivamente realizzati. Con la delibera ARG/elt 30/08 sono stabilite le modalità di determinazione della perequazione dei ricavi relativi al servizio di misura in bassa tensione. Il meccanismo è finalizzato a garantire che la remunerazione dell’investimento in misuratori e sistemi elettronici di raccolta delle misure e le quote di ammortamento dei misuratori elettromeccanici dismessi anticipatamente, in conseguenza della loro sostituzione con misuratori elettronici, siano attribuite alle imprese distributrici che li hanno effettivamente realizzati. La perequazione introduce, inoltre, un meccanismo penalizzante da applicarsi alle imprese distributrici che non assolvano agli obblighi previsti, nella delibera n. 292/06, in materia di installazione di misuratori elettronici in bassa tensione. Con la medesima delibera l’Autorità avvia la nuova perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in BT, a garanzia dell’equilibrio economico finanziario delle medesime. Vengono previsti due regimi da applicarsi sia alle imprese distributrici che hanno costituito separata società per l’erogazione del servizio di vendita di maggior tutela sia alle imprese eroganti congiuntamente i servizi di distribuzione e vendita dell’energia elettrica. Con la delibera ARG/elt 18/08, che ha modificato il Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di vendita dell’energia elettrica di maggior tutela e salvaguardia ai clienti finali ai sensi del decreto legge n. 73/07 (TIV), approvato con delibera n. 156/07, sono stati definiti i meccanismi di perequazione dei costi relativi all’approvvigionamento dell’energia elettrica, sostenuti da ciascun esercente la maggiore tutela, per servire i clienti finali compresi in tale servizio. La disciplina del load profiling prevede che l’energia elettrica destinata al mercato di maggior tutela sia determinata residualmente e includa, pertanto, anche l’energia elettrica corrispondente ai consumi propri di distribuzione e di trasmissione e la differenza tra le perdite effettive e le perdite relazione sulla gestione. 27. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. sono influenzati sia dalla specificità della clientela servita sia 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. I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione e di misura per gli anni 2008-2011, anche in conseguenza delle innovazioni introdotte dalle delibere ARG/elt 18/08 e 30/08, si articolano in: • perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione; • perequazione dei ricavi dovuti alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivanti sulle reti di distribuzione; • 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; • perequazione dei ricavi relativi al servizio di misura in BT; • perequazione dei costi commerciali sostenuti dalle imprese distributrici per la clientela in BT; • perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e della distribuzione; • perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard..

(28) organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. standard di rete delle imprese distributrici (delta perdite). Nell’ambito della stessa delibera, quindi, l’Autorità ha stabilito le modalità di calcolo degli ammontari di perequazione relativi al costo di acquisto dell’energia elettrica a carico delle imprese distributrici e assorbita dagli usi propri della trasmissione e della distribuzione e alla valorizzazione economica della differenza tra “perdite effettive” e “perdite standard”. Il regime specifico di perequazione aziendale si propone di cogliere tutte le peculiarità dell’impresa distributrice, 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. Con la delibera ARG/elt 30/08 l’Autorità ha provveduto a: • aggiornare la procedura di formazione del fattore di correzione specifico aziendale (Csa), per il periodo regolatorio 2008-2011, nell’ottica di riallineare l’ammontare di perequazione specifico aziendale della singola impresa (PSA) al livello effettivo dei propri investimenti; • valorizzare i costi effettivi riconoscibili alle imprese distributrici che partecipano alla perequazione specifica aziendale utilizzando modalità coerenti con quelle adottate ai fini delle determinazioni tariffarie per il periodo di regolazione 2008-2011; • sostenere l’aggregazione tra le imprese di distribuzione, riconoscendo alle imprese che si aggregano un ammontare di PSA pari alla somma di quello stabilito per le singole imprese; • riservare la partecipazione alla perequazione specifica aziendale alle sole imprese ammesse al regime perequativo nel periodo di regolazione 2004-2007; • aggiornare, per l’anno 2008, i costi effettivi riconoscibili alle imprese distributrici che partecipano alla perequazione specifica aziendale, sulla base di istruttorie individuali condotte 28. relazione sulla gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. dalla Direzione tariffe, in coerenza con i criteri adottati ai fini delle determinazioni tariffarie per il periodo di regolazione 2008-2011; • disporre che la Cassa conguaglio per il settore elettrico corrisponda gli ammontari relativi alla perequazione specifica aziendale per gli anni 2009, 2010 e 2011 sulla base dei Csa aggiornati, secondo le modalità previste dal provvedimento in considerazione, e dei ricavi ammessi perequati. Ulteriori novità di rilievo, introdotte nel terzo periodo di regolazione, sono individuabili nella: • determinazione di una tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione, fissata dall’Autorità e applicata da ciascuna impresa distributrice alle attuali e potenziali controparti, mediante la quale è superato il sistema precedente delle opzioni tariffarie base e speciali per il servizio di distribuzione proposte dalle diverse imprese di distribuzione; • distinzione dei costi del servizio di misura in specifici corrispettivi riconosciuti a copertura dei costi associati alle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, di raccolta delle misure e di validazione e registrazione delle medesime; • definizione di un meccanismo dinamico di correzione dei ricavi ammessi a copertura dei costi di commercializzazione del servizio di distribuzione, con l’obiettivo di compensare la manifestazione di uno squilibrio con i corrispondenti costi ammissibili, derivante dalle variazioni dei volumi del servizio erogato; • scorporazione, dai ricavi provenienti da attività di distribuzione, degli importi conseguenti all’applicazione dei corrispettivi per i prelievi di energia reattiva, ora destinati al “Conto oneri derivanti da misure e interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica”. La nuova normativa ha anche modificato il criterio di aggiornamento delle componenti tariffarie, in quanto: • la quota delle tariffe di trasmissione e di distribuzione che copre i costi operativi è aggiornata. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il gruppo Acea.

(29) mediante il meccanismo del price-cap; • la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito è aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il riconoscimento degli investimenti e il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti sulle reti di distribuzione incentivati; • la parte a copertura degli ammortamenti è aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato e il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo. L’Autorità, inoltre, in materia di contributi di allacciamento e di diritti fissi, con il documento. Condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione, allegato B alla delibera n. 348/07, ha provveduto a: • stabilire le condizioni procedurali ed economiche per l’erogazione, ai clienti finali, del servizio di connessione di unità di consumo alle reti elettriche in BT con obbligo di connessione di terzi; • definire le condizioni economiche integrative alle disposizioni di cui alla delibera n. 281/05; • determinare le condizioni procedurali ed economiche per l’erogazione alle imprese distributrici del servizio di connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi; • stabilire condizioni procedurali ed economiche per l’erogazione di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da utente, volture, subentri, disattivazione ecc…).. 8 gennaio 2009 – L’Autorità, con la delibera GOP 1/09, ha adottato il Piano strategico triennale 2009-2011. Gli obiettivi generali, previsti nel documento, possono così riassumersi: • promozione e sviluppo di mercati concorrenziali, anche attraverso l’armonizzazione dei mercati dell’elettricità e del gas, il contenimento del potere degli operatori dominanti e il sostenimento di una offerta adeguata; • sostenimento e promozione dell’efficienza e dell’economicità dei servizi infrastrutturali; • tutela dei clienti dei servizi energetici attraverso la completa apertura dei mercati, lato domanda, e sviluppo dei livelli di qualità e sicurezza dei servizi; • promozione dell’uso razionale dell’energia e della tutela ambientale con la contribuzione alle scelte per lo sviluppo sostenibile; • garanzia e attuazione della disciplina regolatoria e vigilanza sulla corretta applicazione della normativa nei confronti dei soggetti regolati; • incremento della interlocuzione con gli stakeholders di sistema e sviluppo dei rapporti con i soggetti istituzionali attraverso il potenziamento degli strumenti di consultazione con operatori e consumatori;. • accrescimento dell’efficienza funzionale ed operativa interna dell’Autorità. 28 gennaio 2009 – L’Autorità, con la delibera VIS 6/09, ha provveduto all’approvazione di tre verifiche ispettive nei confronti di imprese di distribuzione dell’energia elettrica in materia di tariffe elettriche, il cui scopo è quello di accertare la corretta applicazione: • con riferimento al periodo dal 1 febbraio 2004 al 31 dicembre 2007, delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura e vendita dell’energia elettrica, disciplinate dal Testo integrato 20042007 e dalle altre disposizioni ad esso collegate; • con riferimento al periodo successivo al 31 dicembre 2007, delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione, misura, disciplinate dal TIT e delle altre disposizioni ad esso collegate; • della normativa in materia di applicazione dei contributi di allacciamento e diritti fissi, ovvero, successivamente al 31 dicembre 2007, delle condizioni economiche per l’erogazione del servizio di connessione, disciplinate dal TIC e dalle altre disposizioni a esso collegate. relazione sulla gestione. 29. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il quadro normativo.

(30) organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. 16 febbraio 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 17/09, ha previsto specifiche iniziative informative per la promozione dell’adeguamento degli impianti di utenza alimentati in media tensione, oltre che modificazioni e integrazioni alla Parte I dell’allegato A alla deliberazione n. 333/07 (TIQE). L’adeguamento tecnico dell’impianto elettrico e l’invio della dichiarazione di adeguatezza corrispondente consentiranno, al singolo cliente in media tensione, di ricevere indennizzi automatici nel caso in cui subisca un elevato numero di interruzioni lunghe (superiori a 3 minuti) nel corso dell’anno (a partire dal 1° luglio 2009, anche nel caso in cui subisca interruzioni di eccezionale durata rispetto agli standard stabiliti), ed eviterà, inoltre, il pagamento della componente tariffaria CTS (Corrispettivo tariffario specifico). L’iniziativa presa in considerazione si aggiunge agli strumenti di regolazione già adottati, nei confronti dei distributori di energia elettrica, con cui si è riusciti a ridurre del 70% la durata media delle interruzioni e del 43% la frequenza di interruzioni lunghe. 16 febbraio 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 19/09, ha emanato modificazioni e integrazioni alla deliberazione ARG/elt 117/08 in materia di modalità applicative del regime di compensazione della spesa per i nuclei familiari di cui all’articolo 3, comma 9-bis del decreto legge 29 novembre 2008, n. 185 convertito con modificazioni in legge 28 gennaio 2009, n. 2. Con il provvedimento l’Autorità intende: • recepire le innovazioni apportate con il decreto legge n. 185/08; • elevare a 4,5 kW il limite di potenza impegnata nei casi in cui il punto di prelievo, oggetto della compensazione della spesa per la fornitura di energia elettrica, sia caratterizzato da un numero di componenti la famiglia anagrafica superiore a 4; • predisporre un apposito modulo per la dichiarazione, sostitutiva di atto di notorietà, relativa all’identificazione dei figli a carico; • apportare modifiche al sistema informatico centralizzato di cui all’articolo 8 dell’allegato A alla deliberazione ARG/elt 117/08, al fine di consentire al medesimo sistema la gestione 30. relazione sulla gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. delle istanze relative ai nuclei familiari di cui all’articolo 3, comma 9-bis del decreto legge n. 185/08; • prorogare il termine di cui ai commi 4.1 e 4.2 della deliberazione ARG/elt 117/08 per la richiesta di accesso alla compensazione, nonché il termine di cui al comma 4.8 della medesima deliberazione, per tenere conto dei tempi necessari ad apportare le modifiche al sistema informatico. 2 marzo 2009 – L’Autorità, con la delibera VIS 16/09, ha approvato il programma di verifiche ispettive e controlli nei confronti di esercenti il servizio di distribuzione dell’energia elettrica in merito alla corretta applicazione del trattamento orario per i punti di prelievo e alla messa a disposizione degli utenti del trasporto, ai sensi della deliberazione dell’Autorità n. 156/07 (TIV), dei dati per i punti di prelievo non trattati orari. Il programma prevede controlli nei confronti di sei esercenti il servizio di distribuzione dell’energia elettrica. 4 marzo 2009 – L’Autorità, con la delibera VIS 17/09, ha provveduto alla chiusura dell’istruttoria conoscitiva avviata con la deliberazione n. 39/05 in materia di accesso al servizio di aggregazione delle misure di energia elettrica ai fini del dispacciamento. L’Autorità non ha ritenuto necessario produrre alcun resoconto conclusivo, in considerazione del fatto che: • il processo di consultazione ha permesso un ampio dibattito sulle criticità dell’aggregazione delle misure fra tutti gli operatori del settore; • gli elementi informativi acquisiti sulle criticità della gestione dell’anagrafica dei punti di immissione e prelievo hanno determinato interventi in merito, adottati e motivati con le deliberazioni n. 183/06, ARG/elt 162/08 e ARG/ elt 174/08; • le criticità relative all’aggregazione dei dati orari di immissione e prelievo e la loro messa a disposizione agli utenti del dispacciamento sono state oggetto dell’istruttoria conoscitiva avviata con la deliberazione n. 77/07.. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il gruppo Acea.

(31) 27 marzo 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 34/09, ha emanato disposizioni urgenti per la determinazione delle partite economiche relative al servizio di dispacciamento dell’energia elettrica prelevata e immessa negli anni 2007 e 2008. In particolare, ritiene opportuno: • subordinare, anche per l’anno 2007, l’emissione delle fatture di conguaglio alla verifica della coerenza fra l’energia assoggettata al trasporto e l’energia determinata ai fini del dispacciamento e, al fine di promuovere il progressivo miglioramento della coerenza fra i dati dell’energia elettrica assoggettata ai corrispettivi di trasporto e ai dati dell’energia elettrica assoggettata ai corrispettivi del servizio di dispacciamento, ridurre al 4% la soglia di tolleranza sopra la quale non 1. si procede alla fatturazione del conguaglio; • prevedere una modalità semplificata di attribuzione delle partite economiche connesse all’aggiornamento del delta perdite a seguito di rettifiche tardive 1, compatibile con la nuova disciplina relativa all’attribuzione dei costi di approvvigionamento del delta perdite nelle reti di distribuzione introdotta dal TIV; • prevedere che, coerentemente con quanto disposto dal TIV in materia di perequazione dei costi di approvvigionamento del delta perdite nelle reti di distribuzione, i versamenti conseguenti all’applicazione della modalità semplificata di cui al precedente siano posti a carico del Conto per la perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell’energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela, di cui all’articolo 70 del TIT. 30 marzo 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 36/09, ha provveduto all’aggiornamento per il trimestre aprile-giugno 2009 delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico. 30 marzo 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 37/09, ha provveduto all’aggiornamento per il trimestre aprile-giugno 2009 della tabella contenente i valori di spesa annua stimata per i clienti finali domestici di energia elettrica. La spesa annua di riferimento, calcolata per livelli di consumo e di potenza prestabiliti, è ottenuta applicando le condizioni economiche del servizio di maggior tutela. 22 aprile 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 48/09, ha introdotto modifiche e integrazioni alle disposizioni della deliberazione n. 348/07, in materia di corrispettivi per il prelievo di energia reattiva nei punti di interconnessione tra reti, e ha avviato un procedimento per la formazione di provvedimenti in materia di regolamentazione tecnica ed economica dei transiti di energia. La rettifica tardiva è la rettifica di un dato di misura di energia elettrica relativo all’anno 2007 non già oggetto della fatturazione di conguaglio. relazione sulla gestione. 31. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. 9 marzo 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 27/09, ha emanato disposizioni urgenti in materia di determinazione dei coefficienti di ripartizione (di seguito CRPP) del prelievo dei punti non trattati su base oraria. Ai sensi dell’articolo 11, comma 11.6, del TILP, entro il 10 maggio di ciascun anno, l’impresa distributrice calcola i CRPP per tutti i punti di prelievo localizzati nel proprio ambito territoriale. L’Autorità ritiene necessario prevedere che, ai fini della determinazione dei CRPP, le imprese distributrici sottese comunichino, entro il 26 aprile di ciascun anno, alle imprese distributrici di riferimento l’energia complessivamente prelevata (nell’anno precedente) dai nuovi punti di prelievo trattati orari. Si consente, in tal modo, alle imprese distributrici di riferimento di comunicare entro il 5 maggio di ciascun anno alle imprese sottese l’energia complessivamente prelevata, nel periodo di riferimento, da tutti i punti di prelievo non trattati su base oraria. Il provvedimento consente, inoltre, di allineare il periodo di riferimento per il calcolo dei CRPP con l’anno solare, superando la precedente formulazione (che individuava un periodo compreso dal 1° febbraio al 31° gennaio) derivante dall’articolazione, per bimestri convenzionali, prevista nella prima metodologia del load profiling..

(32) organi sociali. Lettera agli azionisti. flash sulle risultanze. andamento gestione. reattiva. Con gli articoli 8 e 15 del TIT, era stata introdotta l’obbligatorietà dell’applicazione dei corrispettivi per i prelievi con insufficiente fattore di potenza, rispettivamente in corrispondenza di punti di prelievo nella disponibilità di clienti finali e di punti di interconnessione fra reti di distribuzione e fra quest’ultime e Terna. Gli operatori interessati avevano segnalato dubbi di natura interpretativa sulla normativa e, in particolar modo, in riferimento ai versamenti alla Cassa degli importi derivanti dall’applicazione dei corrispettivi per i prelievi di energia reattiva in corrispondenza dei punti di interconnessione tra reti di distribuzione e rete di trasmissione nazionale. A tale proposito, con le modifiche apportate, l’Autorità intende: • prevedere la possibilità, nei casi di configurazioni della rete di distribuzione (in alta tensione) direttamente connessa alla rete di trasmissione nazionale e tali da rendere interdipendenti le misure di energia reattiva nei punti di interconnessione tra medesime (purché caratterizzati dalla puntuale collocazione di un misuratore dell’energia reattiva scambiata), di considerare tali punti come un unico punto aggregato, soggetto alle medesime disposizioni a cui sono soggetti i singoli punti non interdipendenti; • definire le caratteristiche necessarie e sufficienti per l’individuazione delle predette configurazioni di rete; • avviare un procedimento per la formazione di provvedimenti volti alla revisione della regolamentazione tecnico-economica dei transiti di energia reattiva sulle reti elettriche di trasmissione e distribuzione. 24 aprile 2009 – L’Autorità, con la delibera VIS 35/09, ha provveduto alla chiusura dell’istruttoria conoscitiva, avviata con deliberazione VIS 68/08, su possibili anomalie nell’applicazione della disciplina relativa al servizio di salvaguardia nel mercato elettrico. L’istruttoria era stata avviata in seguito a numerose segnalazioni pervenute da alcuni operatori, associazioni di imprese e clienti finali, che lamentavano disfunzioni, nel primo periodo di esercizio (1 maggio-31 dicembre 2008), da parte di alcune imprese distributrici, alcuni esercenti. 32. relazione sulla gestione. Analisi dei risultati. Altre informazioni. fatti di rilievo. rischi e incertezze. evoluzione prevedibile. la salvaguardia responsabili per tale periodo e alcune imprese che, ai sensi dell’articolo 1, comma 4, della legge n. 125/07, erano tenute a svolgere il servizio sino all’individuazione degli esercenti la salvaguardia (esercenti transitori). La chiusura dell’istruttoria conoscitiva avviene con l’acquisizione di un documento, allegato alla deliberazione di cui forma parte integrante e sostanziale, in grado di riassumerne gli esiti. 27 aprile 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 49/09, ha apportato modifiche alla deliberazione ARG/elt 117/08, inerente le modalità applicative del regime di compensazione della spesa per la fornitura di energia elettrica sostenuta dai clienti domestici disagiati, e ha prorogato i termini di cui all’articolo 4 della medesima deliberazione. Con il provvedimento l’Autorità intende: • garantire parità di trattamento nell’accesso ai meccanismi di compensazione ai clienti domestici in condizioni di disagio, prorogando il termine di cui ai commi 4.1 e 4.2 e 4.8 della deliberazione ARG/elt 117/08; • precisare le disposizioni, previste all’articolo 4 della deliberazione ARG/elt 117/08, in relazione al riconoscimento retroattivo della compensazione ai clienti in condizioni di disagio fisico di cui al comma 2.2, lettera b), dell’allegato A alla deliberazione ARG/elt 117/08. 27 aprile 2009 – L’Autorità ha diffuso il documento per la consultazione atto n. 8/09 – scadenza fissata al 5 giugno 2009 – inerente la Regolazione tariffaria delle connessioni temporanee alle reti di distribuzione di energia elettrica in media e bassa tensione. Con tale documento l’Autorità intende avviare l’annunciata modifica del TIC, presentando alcune ipotesi di revisione, da sottoporre a una valutazione qualitativa prima della pubblicazione del provvedimento finale, in relazione alla disciplina delle connessioni temporanee (l’Autorità ha preannunciato l’avvio di una raccolta specifica di dati). 27 aprile 2009 – L’Autorità ha diffuso il documento per la consultazione atto n. 9/09 – scadenza. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. Il gruppo Acea.

(33) 18 maggio 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 59/09, ha avviato un procedimento in materia di standard di comunicazione tra distributore e venditori di energia elettrica. L’adozione, da parte di distributori e di venditori di energia elettrica, di canali e modalità differenti di trasmissione e ricezione dei dati ha introdotto forti inefficienze nel sistema, come gli stessi operatori hanno in più occasioni evidenziato, richiedendo anche per il settore elettrico una regolazione in tema di standard di comunicazione simile a quella già definita per il settore del gas naturale. L’Autorità, con l’avvio del procedimento, ritiene necessario tenere nella giusta considerazione lo stato dell’arte dei sistemi informativi messi a punto dagli operatori, nonché le specificità di settore esistenti. 26 maggio 2009 – L’Autorità, con la seguente determina intende organizzare l’attività di verifica del primo semestre di attuazione delle direttive alle. imprese distributrici in tema di flusso informativo dell’anagrafica dei punti di prelievo di energia elettrica (ARG/elt 162/08). Al fine di garantire un ordinato e completo trasferimento delle informazioni essenziali allo svolgimento delle attività dell’utente del dispacciamento in prelievo, l’Autorità, con la deliberazione ARG/elt 162/08, ha emanato delle direttive alle imprese distributrici relative a contenuti minimi, nomenclatura e modalità di comunicazione del “flusso anagrafica”, prevedendo altresì che le imprese distributrici: • adeguino le proprie procedure e i propri sistemi informatici entro 180 giorni dalla data del suddetto provvedimento; • provvedano, in occasione del primo invio del “flusso anagrafica”, a comunicare a ciascun utente del dispacciamento, attraverso un unico documento di formato elettronico, la corrispondenza fra il codice identificativo tradizionale utilizzato preliminarmente e il nuovo assegnato. L’Autorità ha avviato un programma di verifica dell’attuazione da parte delle imprese distributrici delle direttive ARG/elt 162/08, sulla base del mandato conferito ai sensi della medesima. 19 giugno 2009 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 76/09, ha modificato l’allegato A della delibera n. 333/07 (TIQE), differendo i termini rilevanti ai fini della chiusura del procedimento di cui al comma 22.4 allo stesso allegato A per l’anno 2008 e differendo i termini di cui al punto 2 della deliberazione ARG/elt 168/08. Con il TIQE l’Autorità ha introdotto la regolazione incentivante del numero di interruzioni senza preavviso lunghe e brevi, che si è aggiunta alla regolazione incentivante della durata delle interruzioni senza preavviso lunghe, già in vigore dall’anno 2000. Per l’attribuzione delle interruzioni a cause di forza maggiore in caso di eventi di particolare intensità e durata è stato introdotto un metodo statistico, per l’individuazione di periodi di condizioni perturbate (di seguito: PCP), che ha sostituito quello in vigore per il periodo di regolazione 2004-2007. Con la deliberazione ARG/elt 168/08 l’Autorità. relazione sulla gestione. 33. WorldReginfo – 99bce04a-5544-4ec2-a9fc-72d1ad2d09bb. fissata al 29 maggio 2009 – incentrato sul riesame urgente di alcune disposizioni della regolazione del numero delle interruzioni senza preavviso e dei livelli tendenziali per il periodo 2008-2011. La normativa vigente prevede che alcune interruzioni siano escluse dalla regolazione incentivante del numero e della durata; la loro individuazione avviene tramite l’applicazione di un metodo statistico che identifica i cosiddetti periodi di condizioni perturbate all’interno dei quali sono individuate le interruzioni eccezionali che sono automaticamente da attribuire a forza maggiore. Tale metodo ha evidenziato, però, una criticità di applicazione in relazione alla attribuzione, a forza maggiore, del numero di interruzioni lunghe (di durata maggiore di tre minuti) occorse nei periodi di condizioni perturbate. Per questa ragione l’Autorità ritiene opportuno una modifica al metodo stesso al fine di non snaturare lo scopo per il quale è stato introdotto ed evitare potenziali impatti negativi sui clienti finali. Poiché il metodo risulta già applicato per la determinazione dei livelli tendenziali, il suo riesame comporta anche la ridefinizione dei livelli tendenziali relativi al numero di interruzioni per gli anni 2008-2011..

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