I principali fattori di cambiamento: gli elementi economici La distribuzione del gas naturale nel nuovo assetto normativo: i comuni verso gli ATEM I principali fattori di cambiamento: gli elementi economici Ing. Silvio Bosetti Direttore Generale Fondazione EnergyLab - Milano Milano - 12 Novembre 2012

Contenuti I numeri in gioco I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici: - La proprietà degli impianti - Il riscatto della rete e il rimborso al gestore uscente - Oneri da riconoscere all’Ente locale concedente e ai proprietari di impianti - La copertura dei costi di gara - Raccolta dei dati economici per bandire la gara Gare gas: sintesi generale dei principali fattori di cambiamento nella nuova normativa 2

Prezzi del gas domestico Composizione percentuale del prezzo del gas naturale per un consumatore domestico tipo Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 m3 27

Prezzo Gas Consumo Domestico Andamento del prezzo del gas naturale per un consumatore domestico tipo Condizioni economiche di fornitura per una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 m3 ridefinito in base ai nuovi ambiti tariffari c€/m3 a valori correnti 28

Circa 7.000 comuni metanizzati e da metanizzare 1. I numeri in gioco Circa 7.000 comuni metanizzati e da metanizzare Circa 250.000 Km di reti Circa 230 imprese di distribuzione Circa 22 milioni di clienti 177 ATEM Alla fine delle gare si stima che le imprese di distribuzione saranno circa 50 3

I movimenti finanziari attesi durante le gare superano i 5 MLD di euro 1. I numeri in gioco I movimenti finanziari attesi durante le gare superano i 5 MLD di euro Il 42% delle quote di partecipazione nel capitale sociale delle società di distribuzione è detenuto da Enti pubblici La proprietà delle reti è ripartita tra privato per il 75% e pubblico (Comuni) per il 5%; la restante quota non è chiaramente identificata (partecipazione anche di persone fisiche) 100 imprese hanno solo un impianto in concessione 4

I numeri in gioco Numero operatori per segmenti di clientela   2006 2007 2008 2009 2010 Numero 287 257 272 250 237 > 1.000.000 clienti 3 4 500.000 - 1.000.000 clienti 5 100.000 - 500.000 clienti 22 23 27 25 50.000 - 100.000 clienti 31 29 20.000 - 50.000 clienti 45 37 39 35 10.000 - 20.000 clienti 36 42 41 5.000 - 10.000 clienti 51 47 43 40 1 - 5.000 clienti 94 77 87 75 68 I dati si riferiscono agli operatori che hanno risposto alle varie edizioni dell'Indagine Annuale dell’AEEG La classificazione è basata sul numero di gruppi di misura allacciati (attivi e non attivi) al 31 dicembre. I dati riferiti al 2010 sono provvisori. Fonte: Elaborazione AEEG su dichiarazioni degli operatori. 6 7

1. I numeri in gioco Gli Ambiti Territoriali Minimi (ATEM) nel DM 19/01/2011 e DM 28/10/2011 __________________________________________________________________________________ Le dimensioni degli ambiti individuati dal decreto sono in realtà fortemente eterogenee, a causa dei vincoli imposti dal rispetto dei criteri di omogeneità territoriale e amministrativa. Numero di ambiti 177 Popolazione ca. 90.000 (Isernia ) ÷ ca. 3.000.000 (Roma 1) n. clienti 17.802 ( Valle d’Aosta) ÷ 1.311.604 (Roma 1) Mmc gas/anno 23 (Siracusa) ÷ 1.334 (Roma 1) n. comuni (circa 44/Atem) 1 (Palermo 1) ÷ 147 (Reggio Calabria-Vibo Valentia) % comuni serviti 32% (V. d’Aosta) ÷ 100%( Milano e molti altri) km rete 360 (V. d’Aosta) ÷ ca. 5.500 (Roma 1) In 104 ATEM è presente il capoluogo: la stazione appaltante è individuata In 73 ATEM i Comuni devono scegliere il capofila N.B. rielaborazione su dati MSE. 5

Gli Atem in Lombardia 1. I numeri in gioco 36 Atem di cui con scadenza di costituzione 7 entro il 2012 16 entro il 2013 9 entro il 2014 4 entro il 2015 1542 Comuni interessati Circa 4,5 Ml di PdR Più di 45000 km di rete Oltre 9 Mmc distribuiti 65 società di gestione 6

La proprietà degli impianti 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici La proprietà degli impianti IERI Le concessioni pre-liberalizzazione prevedevano diverse casistiche: tra le altre, il rientro delle reti di proprietà del Gestore uscente nella proprietà dell’Ente locale, con riscatto totale o parziale degli impianti, o (raro) a titolo gratuito. OGGI Il DM “Criteri” prevede e norma diversi assetti proprietari possibili. In relazione a quanto previsto dalla convenzione e tenendo conto della cessazione del servizio rispetto alla scadenza naturale, si danno due casi: L’impianto ritorna nella proprietà dell’Ente locale, o gratuitamente ( coincidenza termine affidamento/scadenza naturale) o previo pagamento del valore di rimborso al Gestore uscente per le parti di proprietà di quest’ultimo (scadenza naturale oltre termine dell’affidamento) L’impianto di proprietà totale o parziale del gestore uscente è riscattato dal Gestore entrante, che diventa il nuovo proprietario, ferma restando la disponibilità in capo all’Ente locale. L’attuazione di queste diverse opzioni ha ricadute specifiche sugli aspetti economici della gestione: riscatto e “canone”. 7 10

Accordi su valori forfetari concordati in sede negoziale e/o arbitrale 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Il riscatto della rete e il rimborso al Gestore uscente IERI Le modalità di quantificazione e versamento del riscatto delle reti di proprietà del Gestore uscente erano di norma contenute nella concessione. Il metodo più utilizzato: valore industriale residuo ex R.D. n. 2578/1925 (già richiamato dal Decreto Letta, art. 15.5). Nei casi in cui non è indicato con precisione un metodo di valorizzazione, si aprivano forti margini per contestazioni e ricorsi. Non è del tutto chiaro come trattare i contributi pubblici e privati percepiti dal Gestore. A fronte di queste incertezze, non era infrequente il caso di: Valori di stima sensibilmente diversi tra perizie di Gestore e Comune (anche ±100%) Accordi su valori forfetari concordati in sede negoziale e/o arbitrale 8 11

Il riscatto della rete e il rimborso al Gestore uscente 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Il riscatto della rete e il rimborso al Gestore uscente OGGI Il tema del riscatto è trattato agli artt. 5 e 6 del DM “Criteri”: Nel primo periodo (art. 5): - ex metodo e valori da convenzione, ove previsti - ex Regio Decreto 14 ottobre 1925 n. 2578, ove la convenzione non preveda il caso o non indichi il metodo di calcolo con sufficiente dettaglio Le indicazioni dell’art. 5 risolvono alcune incertezze legate alla quantificazione del rimborso “vecchio tipo”. A regime (art. 6): Come previsto nell'articolo 14, comma 8, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 e sue modificazioni: “il valore di rimborso al gestore uscente è pari al valore delle immobilizzazioni nette di località del servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti la cui proprietà viene trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente e sulla base della consistenza degli impianti al momento del trasferimento della proprietà”. 9 12

Costo di ricostruzione Valore industriale residuo 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici La valorizzazione del rimborso al gestore uscente: determinazione del valore industriale residuo (R.D. n. 2578 1925) La determinazione del valore industriale residuo si basa sul costo di ricostruzione a nuovo dell’impianto, considerando i prezzi di mercato, deprezzato in relazione alla vetustà dell’impianto e delle somme corrisposte dal Comune a titolo di contributo per la costruzione dello stesso. - Costo di ricostruzione a nuovo dell’impianto Il deprezzamento del valore di ricostruzione a nuovo si basa sulla definizione degli anni di posa delle reti e degli impianti. In particolare, la definizione della vita tecnica utile è stabilita dall’Autorità dell’energia elettrica e del gas. - 1 Deprezzamento = 2 Contributi pubblici Valore industriale residuo 10

da un lato configurava maggiori entrate per l’Ente, 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Oneri da riconoscere all’Ente locale concedente e ai proprietari di impianti IERI Le concessioni prevedevano il versamento di un canone annuo in favore dell’Ente locale, a fronte della concessione degli impianti e/o del servizio sul proprio territorio. La quantificazione del canone non era normata. Il canone: era generalmente espresso come percentuale sul vincolo dei ricavi (VRD), era posto tra i criteri di aggiudicazione a partire da un valore minimo, generalmente era tra i criteri di gara che determinano la quota di punteggio più alta. La prassi ha evidenziato i casi prevalenti di affidamenti con canoni molto elevati (mediamente attorno al 50% del VRD). Questo: da un lato configurava maggiori entrate per l’Ente, dall’altro lato erodeva la copertura dei costi del Gestore, con conseguenti ricadute sulla qualità del servizio e sulla sua capacità di onorare gli impegni assunti Inoltre, la riforma del sistema tariffario (2009) ha diversamente articolato il riferimento al VRD. 12 14

2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Oneri da riconoscere all’Ente locale concedente e ai proprietari di impianti OGGI Con la nuova disciplina l’istituto del canone è ricondotto al nuovo modello tariffario e sostituito da più voci. L’art. 8 del DM “Criteri” indica gli emolumenti che il Gestore riconosce all’Ente concedente, alla stazione appaltante e al proprietario delle reti: AI SINGOLI ENTI LOCALI - Nel caso in cui siano proprietari dell’impianto (in tutto o in parte), la remunerazione del relativo capitale investito netto, calcolato con le modalità del Testo Unico della regolazione tariffaria emanato dall’Autorità - anche se non proprietari degli impianti, una quota parte della remunerazione del capitale di località di distribuzione e misura e della relativa quota di ammortamento (fino al 5%) - Tassa e/o canone di occupazione del suolo e sottosuolo (COSAP/TOSAP, ……) - il valore dei titoli di efficienza energetica ottenuti tramite gli interventi previsti dall’esito della gara 13 15

ALLA STAZIONE APPALTANTE 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Oneri da riconoscere all’Ente locale concedente e ai proprietari di impianti OGGI ALLA STAZIONE APPALTANTE un corrispettivo annuale pari all’1% della somma della remunerazione del capitale di località relativi ai servizi di distribuzione e misura e della relativa quota di ammortamento annuale, a titolo di rimborso forfettario degli oneri per lo svolgimento delle attività di controllo e vigilanza un corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri della gara, ivi inclusi gli oneri di funzionamento della commissione di gara di cui una quota destinata agli EE.LL. 14

2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici I TEE L’art. 8, comma 6 del Decreto Criteri prevede che l’offerta economica comprenda anche investimenti in efficienza energetica addizionali a quelli obbligatori. Il gestore dovrà proporre investimenti nell’Atem a beneficio dei clienti finali gas. In pratica il gestore anticipa agli EE.LL. l’importo pari al valore dei TEE con eventuale conguaglio, solo se positivo, l’anno successivo a quello di erogazione. L’AEEG ha espresso i “Primi orientamenti inerenti modalità operative per la valorizzazione degli investimenti in efficienza energetica nell’ambito delle gare per l’attuazione del servizio di distribuzione del gas naturale “ DCO 433/201/R/EFR. 18

Le entrate per gli EE.LL. concedenti 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Le entrate per gli EE.LL. concedenti IN SINTESI, PER IL COMUNE: Entrate da ricavi da concessione 1 Remunerazione del capitale investito netto relativo alle eventuali quote di impianto di proprietà 2 Fino al 5% della quota parte della remunerazione del capitale di località di distribuzione e misura e della relativa quota di ammortamento (soggetto a gara) 3 quota di copertura oneri gara (una tantum) da Stazione Appaltante Altre entrate 4 COSAP/TOSAP/……………………. 5 Eventuale valore dei Titoli di Efficienza Energetica (soggetto a gara) 19

La copertura dei costi della gara 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici La copertura dei costi della gara Come previsto dall’art 8.1 del decreto “Criteri”, l’AEEG con delibera 407/2012/R/gas ha sancito «I criteri per la definizione del corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri di gara per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale». In sintesi: - Numero dei PdR con criterio regressivo - Numero dei comuni con criterio progressivo Ripartizione del corrispettivo in due quote: 30% a copertura delle funzioni centralizzate d’ambito (QA) 70% a copertura delle funzioni locali in capo ai singoli comuni (QC) Tetto massimo: € 600.000. Se applicando la formula dell’AEEG il tetto è superato: € 120.000 alle funzioni centrali e € 480.000 ai singoli enti locali. 21

Raccolta dei dati economici per bandire la gara 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Raccolta dei dati economici per bandire la gara Il Comune deve: - Fornire la documentazione necessaria per la gara alla SA entro 6 mesi - Chiedere dati al gestore uscente (che deve fornirli entro 60 gg.): Stato di consistenza Informazioni su obbligazioni finanziarie in essere Relazione sullo stato dell’impianto Numero dei PdR Costo riconosciuto di località e tariffa di riferimento AEEG Informazioni su personale addetto gestione locale ecc. - Fornire elementi programmatici di sviluppo del proprio territorio alla SA per il Documento Guida - Verificare lo stato di consistenza - Determinare il Valore di Ricostruzione a Nuovo e il Valore Industriale Residuo. 22

Raccolta dei dati economici per bandire la gara 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Raccolta dei dati economici per bandire la gara La Stazione Appaltante deve: sulla base dei dati pervenuti dai Singoli Comuni dell’ATEM, elaborare, oltre ai documenti tecnici, i dati economici da inserire nel bando e relativi allegati: Importo contrattuale Valore annuo del servizio Garanzie contrattuali Oneri di gara Riscatto delle reti per i gestori uscenti Corrispettivo a SA per attività di monitoraggio e controllo Le quote parte dei VRT ai Comuni La polizza assicurativa Nel Disciplinare: I criteri di aggiudicazione per offerta economica, criteri di qualità e sicurezza, Piano di sviluppo degli impianti 23

3. Gare gas: Sintesi dei principali fattori del cambiamento Scadenza e durata delle concessioni Il Gestore vincitore della gara d'ambito subentra progressivamente nell'affidamento del servizio dei vari impianti di distribuzione gas dell’ATEM alla scadenza delle singole concessioni presenti nell'ambito; La concessione dell’ATEM dura 12 anni a decorrere “dalla data dell'affidamento al Gestore vincitore della gara del primo impianto appartenente all'ambito”. Natura del concessionario Gli Enti locali di ciascun ATEM affidano il servizio di distribuzione gas in forma associata, tramite gara unica e delegano alla Stazione Appaltante (SA) la gestione della gara ed il rapporto con il Gestore. Proprietà della rete L’impianto ritorna nella proprietà dell’Ente locale, o gratuitamente o previo pagamento del valore di rimborso al Gestore uscente per le parti di proprietà di quest’ultimo. L’impianto di proprietà totale o parziale del gestore uscente è riscattato dal Gestore entrante, che diventa il nuovo proprietario, ferma restando la disponibilità in capo all’Ente locale. Riscatto della rete e rimborso al valore uscente Ex metodo e valori da convenzione, ove previsti; ex Regio Decreto 14 ottobre 1925 n. 2578, ove la convenzione non preveda il caso o non indichi il metodo di calcolo con sufficiente dettaglio. Benefici economici per gli EELL Il canone è sostituito da: coperture di costi (una tantum), quote tariffarie (remunerazione del capitale), valore dei titoli di efficienza energetica ottenuti tramite gli interventi previsti dall’esito della gara. 24 22

3. Gare gas: Sintesi dei principali fattori del cambiamento Criteri di aggiudicazione La nuova disciplina premia decisamente i contenuti tecnici dell’offerta: per le condizioni economiche (sconti, riconoscimenti, certificati) il punteggio oscilla tra 28-33 punti; per i criteri di sicurezza e di qualità del servizio tra 22-27; per i Piani di sviluppo dell’impianto (mtz e potenziamento) tra 35-40. La parte economica pesa per meno di un terzo). La gestione della gara Sono predefiniti e delineati negli aspetti salienti: - Bando di gara e Disciplinare di gara - I requisiti tecnico-economici per i soggetti che intendono partecipare alla gara - I criteri di costituzione della Commissione di gara - I criteri di aggiudicazione delle offerte - Trattamento delle offerte anomale Inoltre è definito il Contratto di servizio “tipo” per la regolazione dei rapporti con il Gestore post affidamento-( v DCO- chiusa-382/2012/R/gas) Benefici gestionali - Conoscenza puntuale degli asset e del loro valore - Riduzione delle spese di gara - Riduzione del contenzioso - Maggiori certezze dalla normativa e dalla regolazione Benefici per gli utenti finali - Sconti tariffari - Interventi di Efficienza energetica - Standard più elevati su sicurezza, qualità e rete 24 23 23

La Fondazione EnergyLab promuove la ricerca e l’innovazione nel settore dell’ambiente e dell’energia Mission La missione della Fondazione è quella di promuovere la ricerca, lo sviluppo e l’innovazione nel settore dell’energia e dell’ambiente, di diffondere presso i cittadini, le istituzioni, gli enti privati, gli organi di informazione ed in generale l’opinione pubblica una migliore conoscenza delle tematiche e delle problematiche in materia energetica ed ambientale, anche favorendo il coinvolgimento e la sensibilizzazione delle realtà istituzionali, nonché degli organismi e delle autorità competenti in materia EnergyLab è una Fondazione senza scopo di lucro con l’obiettivo di: EnergyLab è una proposta innovativa e pragmatica grazie alla: Promuovere il finanziamento per la ricerca e l’innovazione nel settore dell’energia Sviluppare programmi di approfondimento, divulgazione e sensibilizzazione sulle tematiche energetiche, ambientali e del territorio Erogare servizi ad alto contenuto specialistico, per la crescita del capitale umano, la diffusione delle conoscenze, la creazione di reti di collaborazione Collaborazione permanente tra gli Istituti delle Università socie, assicurando un approccio di alto profilo accademico, multidisciplinare e integrato Conduzione gestionale agile e funzionale Connotazione pubblica e sussidiaria, secondo il modello delle principali associazioni no profit internazionali Soci della Fondazione 25

ADDENDUM 26 25

1 2 Valorizzazione del rimborso al gestore uscente si applicano le modalità del contratto/convenzione se specificate puntualmente (anche nelle modalità operative), oppure si procede secondo le indicazioni di cui al regio decreto 15 ottobre 1925 (anche D.lgs 164/00), specificando però che la valorizzazione debba avvenire secondo le modalità definite dall’Autorità che deve tenere conto di una serie di parametri rilevanti: il costo di ricostruzione a nuovo sulla base dello stato di consistenza al netto del degrado fisico e comprendendo le immobilizzazioni in corso; la specificità tecniche dei singoli contesti (pezzi speciali o opere particolari ecc.); eventuali premi versati dal concessionario al Comune al fine di prorogare la concessione; eventuali contributi pubblici e sussidi vari; l’eventuale devoluzione gratuita all’Ente locale dell’impianto o di sue parti in caso di scadenza oltre il transitorio e una durata utile convenzionale considerando la presunta vita utile della tipologia del cespite. Valorizzazione del rimborso al gestore uscente 1 2 29

2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici La valorizzazione del rimborso al gestore uscente: determinazione del valore industriale residuo (R.D. n. 2578 1925): un esempio Ipotesi assunte: Proprietà della rete del Gestore 50% (tutti i misuratori inclusi) Numero di PdR attivi 4.000 Lunghezza rete 40 km t(dis)capex 89 €/PdR - N.B. Il valore t(dis)capex è un indicatore indiretto del valore dell’impianto. Impianti più pregiati e meno obsoleti sono caratterizati da valori più elevati (fino a 400 €/PdR e oltre) e comportano oneri di rimborso superiori. Rimborso: Costo di ricostruzione a nuovo dell’impianto 5.000.000 € Deprezzamento - 2.000.000 € Contributi pubblici - 500.000 € Rimborso = 2.500.000 € 11

+ + Le entrate per gli EE.LL. concedenti: riferimenti tariffari 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Le entrate per gli EE.LL. concedenti: riferimenti tariffari VRT – VINCOLO SUI RICAVI TOTALE - rappresenta il ricavo complessivo del Gestore da tariffa sul territorio servito costituisce la base di calcolo per la determinazione delle entrate degli Enti locali, della Stazione Appaltante e dei proprietari dell’impianto - è calcolato per ciascuna impresa ed è suddiviso in tre distinti ricavi (vincoli) specifici: VRD a copertura dei costi del servizio di distribuzione (ammortamento e manutenzione reti e cabine, costi operativi ecc.) + VRM a copertura dei costi del servizio di misura (contatori, letture ecc.) + VRC a copertura dei costi del servizio di commercializzazione della distribuzione (fatturazione, vettoriamento ecc.) 15

+ Le entrate per gli EE.LL. concedenti: riferimenti tariffari 2. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Le entrate per gli EE.LL. concedenti: riferimenti tariffari VRD – VINCOLO SUI RICAVI DI DISTRIBUZIONE Si articola in: Costi centralizzati Costi di capitale t(cen) [€/PdR] a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti delle immobilizzazioni centralizzate (parametrico): immobili non industriali, altre immobilizzazioni materiali e immobilizzazioni immateriali. Costi operativi t(dis)opex [€/PdR] a copertura dei costi operativi dell’attività di distribuzione differenziata per densità e classe dimensionale dell’impresa (parametrico). + Costi di località Costi di capitale t(dis)capex [€/PdR] a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti delle immobilizzazioni di località (da bilanci): terreni, fabbricati industriali, impianti principali e secondari, condotte stradali, derivazioni. 17

Le entrate per gli EE.LL. concedenti: un esempio 1. I principali fattori di cambiamento in relazione agli aspetti economici Le entrate per gli EE.LL. concedenti: un esempio Stima per un comune “tipo” Ipotesi assunte: Proprietà della rete 50% (misuratori esclusi) Numero di PdR attivi 4.000 Lunghezza rete 40 km t(dis)capex 89 €/PdR Entrate: 1 Remunerazione del capitale investito netto (cin) 115.861,68 €/anno 4% della remunerazione del capitale di località 9.925,49 €/anno TOSAP ca. 4.000 €/anno Quota dei costi di copertura degli oneri di gara … Eventuale Valore TEE 2 3 4 5 20