AL 30 GIUGNO 2010

Texte intégral

(1)GRUPPO. GRUPPO. BILANCIO CONSOLIDATO SEMESTRALE ABBREVIATO WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. AL 30 GIUGNO 2010.

(2) GRUPPO. R INDICE Informazioni sulla Gestione Il Gruppo ACEA. 4. Organi sociali. 5. Flash sulle risultanze del primo semestre 2010 del Gruppo ACEA. 6. Situazione del complesso delle imprese incluse nel consolidamento e andamento della gestione. 7. Analisi dei risultati economico/finanziari del periodo. 93. Altre informazioni e fatti di rilievo successivi alla chiusura del periodo. 111. Rischi ed incertezze. 119. Evoluzione prevedibile della gestione e della situazione finanziaria. 147. Note illustrative ed integrative Prospetti di Conto Economico e della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidati. 151. Rendiconto Finanziario Consolidato. 157. Prospetto delle variazioni del patrimonio netto consolidato. 158. Forma, struttura e perimetro di riferimento. 160. applicati dal 1° gennaio 2010. 164. Criteri e procedure di consolidamento. 172. Area di consolidamento. 176. Dati di sintesi delle Società consolidate proporzionalmente. 178. Informativa di settore. 180. Note al Conto Economico Consolidato. 189. Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata. 219. Informativa sui servizi in concessione. 275. Informativa sulle parti correlate. 301. Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali. 306. Impegni e rischi potenziali. 318. Allegati. 324. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 2. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. Principi contabili,emendamenti interpretazioni, improvements.

(3) GRUPPO. R. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 3. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. Informazione sulla gestione.

(4) GRUPPO. R Il Gruppo ACEA Alla data del 30 giugno 2010, il capitale sociale di ACEA S.p.A. risulta così composto : 13% 10%. 51%. 26%. Comune di Roma. Mercato. Suez. Caltagirone. *Il grafico evidenzia esclusivamente le partecipazioni superiori al 2%, così come risultanti da fonte CONSOB.. Alla medesima data la struttura del Gruppo risulta composta dalle seguenti principali. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 4. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. società:.

(5) GRUPPO. R Organi sociali Consiglio di Amministrazione1 Giancarlo Cremonesi Marco Staderini Paolo Bassi Francesco Caltagirone Jean Louis Chaussade Aldo Chiarini Paolo di Benedetto Luigi Pelaggi Andrea Peruzy. Presidente Amministratore Delegato Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere Consigliere. Collegio Sindacale Enrico Laghi Corrado Gatti Alberto Romano Gianluca Marini Leonardo Quagliata. Presidente Sindaco Effettivo Sindaco Effettivo Sindaco Supplente Sindaco Supplente. Società di revisione. Dirigente preposto Giovanni Barberis. 1. Nominato nell’Assemblea dei Soci del 29 aprile 2010. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 5. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. Reconta Ernst & Young S.p.A..

(6) GRUPPO. R Flash sulle risultanze al 30 giugno 2010 del Gruppo ACEA. € milioni. Valore della produzione (M€) EBITDA (M€) Ebitda Margin. Dic. '09 Consuntivo. Giu. '09 Consuntivo. (Restated). (Restated). 2.984. Giu.'10 Consuntivo. Delta Giu.'10 vs. Giu.'09. 1.485. 1.703. 218. 564. 269. 321. 52. 18,9%. 18,1%. 18,9%. 0,7%. EBIT (M€). 186. 135. 168. 33. Ebit Margin. 6,2%. 9,1%. 9,9%. 0,7%. Risultato Netto (M€). -47. 58. 86. 28. 6.687. 6.667. 6.686. 19. Investimenti (M€). 518. 186. 197. 11. Cash Flow (M€). -317. -178. 2. 180. Dic. '09 Consuntivo. Giu. '09 Consuntivo. (Restated). (Restated). Giu.'10 Consuntivo. Delta Giu.'10 vs. Dic.'09. Personale. Capitale Investito (M€). 3.432. 3.352. 3.567. 135. Equity (M€). 1.287. 1.374. 1.354. 67. PFN (M€). 2.146. 1.978. 2.212. 66. 5,4% -3,7% 6,2% 86,9% 1,7 3,8. 4,0% 4,2% 9,1% 44,3% 1,4 3,3. 4,7% 6,4% 9,9% 47,7% 1,6 3,6. ROI ROE ROS Turnover D/E D/EBITDA. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 6. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. (Medio a % di consolidamento).

(7) GRUPPO. R Situazione del complesso delle imprese incluse nel consolidamento e andamento della gestione AREA INDUSTRIALE RETI La domanda di energia elettrica in Italia nel primo semestre del 2010, è stata pari a 158.479 GWh in aumento dell’ 1,8% rispetto al corrispondente periodo dell’anno precedente. Tale richiesta è stata soddisfatta per l’85,5% attraverso fonti di produzione interna e la restante parte mediante importazioni nette. La fonte termoelettrica ha contribuito alla produzione totale per il 65,4%, la fonte idroelettrica per una percentuale pari al 15,7% ed infine le fonti geotermoelettrica ed eolico/fotovoltaico per il 4,4%. Nel corso del primo semestre 2010 la potenza massima richiesta sulla rete nazionale, pari a 52.164 MW e registrata il 26 gennaio 2010 alle ore 18.00, è stata superiore di circa 1.944 MW (+3,87 %) rispetto alla punta misurata nel corso dei primi sei mesi dell’anno 2009, pari. (a). Richiesta di energia elettrica in Italia. Variazione %. Incidenza %. nel periodo 1° gennaio-30 Giugno 2010. 2010/2009. delle produzioni. [GWh]. [%]. [%]. Produzione Netta. 138.159. 2,6. 18.699. -12,9. Idroelettrica. 24.934. -13,6. 15,7%. Termoelettrica. 106.197. 6,0. 65,4%. Geotermoelettrica. 2.517. 2,4. Eolica e Fotovoltaica. 4.511. 42,0. (b). 2.595. -11,9. 135.564. 2,9. (di cui produzione Cip 6 – stima). Consumo pompaggi. (c) = (a) - (b). Produzione nazionale. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 4,4%. 85,5%. 7. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. a 50.220 MW e rilevata il 13 gennaio 2009 alle ore 18.00..

(8) GRUPPO. R. Saldo estero. 22.915. -4,1. 14,5%. RICHIESTA DI ENERGIA ELETTRICA. 158.479. 1,8. 100,00%. (*) Le % delle componenti idroelettrica e termoelettrica sono state calcolate al netto dei servizi ausiliari e dei consumi per pompaggi. Trasporto di energia elettrica. L’energia elettrica complessivamente immessa nella rete di ACEA Distribuzione (dalla rete di trasmissione nazionale, da impianti di generazione connessi direttamente alla rete di ACEA Distribuzione e dalla rete di ENEL Distribuzione interconnessa) ha registrato, nel corso dei primi sei mesi dell’anno 2010, una riduzione dello 0,15% rispetto al dato di energia immessa nello stesso periodo dell’anno precedente (dato comunicato in occasione della chiusura di semestrale 2009). La potenza massima richiesta sulla rete di Acea Distribuzione durante il periodo gennaiogiugno 2010 è stata pari a 2.064 MW ed è stata registrata alle ore 18.00 del 26 gennaio 20102. Tale valore è stato inferiore di circa 124 MW (-6,11%) rispetto alla potenza massima registrata nello stesso periodo dell’anno precedente, attestata su 2.188 MW e rilevata il 19 giugno 2009, alle ore 13.00 (dato di potenza massima effettivo registrato nel periodo gennaio-giugno 2009). Analizzando l’andamento della temperatura di riferimento (TDR) nel corso del primo semestre del 2010, si nota come il clima sia stato sostanzialmente più rigido rispetto all’anno precedente (con scostamenti massimi di -2,87°C nel mese di maggio e -0,97°C nel stata evidente nei mesi di marzo, aprile e maggio (con una variazione media rispettivamente del +0,31%, di 2,14% e -4,79%), innalzando i consumi con temperature mediamente rigide ed abbassandoli con temperature mediamente miti. I mesi di febbraio e giugno hanno avuto temperature e calendario in linea con l’anno precedente, ma consumi leggermente superiori (rispettivamente con variazioni di +0,31% e +0,60%). Mentre il mese di gennaio è stato caratterizzato, analogamente, da temperature e calendario in linea con l’anno precedente, ma consumi inferiori (-0,77%).. 2. Dato preliminare, in quanto oggetto, alla data di redazione della presente nota, di elaborazioni finalizzate al suo definitivo consolidamento.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 8. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. mese di aprile). L’influenza delle condizioni climatiche sulla domanda di energia elettrica è.

(9) GRUPPO. R Nel grafico riportato di seguito viene rappresentato l’andamento, nel corso del primo semestre, della differenza media mensile della TDR nel confronto tra il 2010 ed il 2009; nel grafico è stata riportata anche la TDR registrata nel corso del 2010.. Delta TDR (TDR '10 vs TDR '09). TDR 2010. 5,00. 25. Delta TDR (TDR '10 vs TDR '09). 4,00 20. 3,00 2,00. 15 TDR. 1,00 0,00. 10. -1,00 -2,00. 5. -3,00 -4,00. Gennaio. Febbraio. Marzo. Aprile. Maggio. Giugno (*). Delta TDR (TDR '10 vs TDR '09). -0,27. 0,75. -0,77. -0,97. -2,87. -0,49. TDR 2010. 7,46. 8,22. 10,55. 14,03. 17,17. 22,55. 0. (*) I dati di temperatura del mese di Giugno sono stati stimati sulla base delle previsioni di periodo disponibili alla data di elaborazione della presente nota.. Nella successiva tabella sono riportate le variazioni percentuali mensili dell’energia elettrica immessa nella rete di ACEA Distribuzione, calcolate con riferimento ai volumi dei corrispondenti periodi degli anni 2009 e 2010, come rilevati direttamente dal sistema di misura dedicato (serie “grezza”) e, quindi, come risultanti dalle elaborazioni effettuate per neutralizzare gli effetti delle richiamate condizioni climatiche, nonché della diversa. VARIAZIONI PERCENTUALI MENSILI – SERIE “GREZZA”, SERIE “DEPURATA” Gennaio Febbraio Marzo Aprile Maggio Giugno SERIE "GREZZA" -0,77% 0,31% 2,14% 1,82% -4,79% 0,60% SERIE "DEPURATA" -0,12% 1,26% 1,54% 1,12% 0,35% 0,82%. 2010 Vs. 2009. Totale -0,15% 0,82%. La tabella che segue illustra la sequenza mensile dell’energia elettrica immessa nella rete di ACEA Distribuzione durante il primo semestre dell’anno 2010, corredata dell’analoga serie del 2009:. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 9. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. composizione del calendario (serie “depurata”):.

(10) GRUPPO. R. ENERGIA IMMESSA NELLA RETE ACEA [GWH] Gennaio. Febbraio. Marzo. Aprile. Maggio. Giugno. Totale. 2010. 1.043,61. 953,59. 996,55. 893,25. 920,65. 1.009,49. 5.817,14. 2009. 1.051,70. 950,64. 975,65. 877,27. 966,92. 1.003,44. 5.825,61. 3. Tali quantitativi di energia elettrica sono stati destinati al fabbisogno delle utenze alimentate dalla rete sopra menzionata, individuate dal complesso dei clienti del mercato libero, del mercato di salvaguardia e del mercato di maggior tutela, nonché dai cosiddetti distributori sottesi, rappresentati nello specifico dall’impresa elettrica del comune di Saracinesco. Sono inoltre presenti cessioni ed immissioni di energia, effettuate tra la rete di ACEA Distribuzione e le reti di ENEL Distribuzione, in corrispondenza di alcuni punti di interconnessione in bassa, media e alta tensione. Nella successiva tabella, in relazione al primo semestre del 2010, e assumendo come riferimento l’analogo periodo del 2009, trova quantitativa rappresentazione la precedente esposizione, con l’ulteriore dettaglio del contributo assicurato dall’Acquirente Unico S.p.A.. Mercato di maggior tutela. Mercato libero. Distributori sottesi. Totale. Fonte AU GWh. Altre Fonti GWh. GWh. GWh. GWh. 2010. 2.057,49. 214,36. 3543,93. 1,36. 5.817,14. 2009. 2.295,39. 214,36. 3314,49. 1,37. 5.825,61. 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 ad esso assegnata (determinata da Terna su indicazioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, a valle del Decreto del Ministro delle Attività Produttive che definisce l’attribuzione di quote di capacità di trasporto. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 10. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. e dalla fornitura da importazione:.

(11) GRUPPO. R 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 ed un miglioramento delle reti elettriche e degli impianti ad esse asserviti. Qualità del servizio. Il 24 dicembre 2007 è stata emanata la Delibera n. 333/07 con cui l’Autorità per l’Energia Elettrica ed 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 ed 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 interruzioni 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, 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 ed 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.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 11. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. modificando l’Allegato A alla deliberazione 19 dicembre 2007 n. 333/07, con il.

(12) GRUPPO. R •. esclusione di tutte le interruzioni lunghe senza preavviso 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 dal Titolo 7 del Testo integrato delle interruzioni dovute a furti agli impianti elettrici della distribuzione.. 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 comma 21.4 del Testo integrato;. • il ricalcolo dei livelli di partenza e dei livelli tendenziali per il periodo di regolazione • 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: o richiesto alla Cassa conguaglio del settore elettrico l’ammontare di cui al comma 34.7, possano rettificare tale ammontare entro il 31 luglio 2009; o versato al Fondo il contributo di cui al comma 50.1, possano rettificare tale contributo entro il 31 luglio 2009.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 12. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. 2008-2011, che sarà adottato entro il 31 ottobre 2009;.

(13) GRUPPO. R 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 avvenuta solo in data 22 marzo 2010 con Delibera ARG/elt 34/10 recante titolo “Determinazione dei recuperi di continuità del servizio di distribuzione dell’energia elettrica per l’anno 2008”. L’attività di rendicontazione dell’esercizio 2009 si è invece conclusa nei tempi prestabiliti dal Regolatore (entro il 31 marzo 2010); ad oggi si è in attesa di validazione definitiva da parte dello stesso. Terzo ciclo tariffario L’anno 2010 rappresenta il terzo 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 delle diverse imprese di distribuzione che operano sul territorio nazionale. perequazione: obbligatorio) ed in parte su analisi specifiche condotte dall'Autorità impresa per impresa (regime di perequazione specifico aziendale: facoltativo). Il regime generale di perequazione è conseguenza del vincolo della tariffa unica nazionale, che determina la necessità di definire parametri tariffari basati sulle caratteristiche medie dell’utenza e del territorio serviti. In realtà, i costi effettivamente sostenuti dalle singole imprese per lo svolgimento del servizio sono influenzati sia dalla specificità della clientela servita, che da fattori ambientali fuori dal proprio controllo.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 13. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. I meccanismi sono in parte basati su analisi di costi parametrici/effettivi (regime generale di.

(14) GRUPPO. R 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.. La perequazione relativa agli investimenti incentivanti sulle reti di distribuzione ha il 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 investimenti, 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. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 14. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. compito di garantire la maggiore remunerazione, riconosciuta alle imprese distributrici, del.

(15) GRUPPO. R 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, che 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 del 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 ed includa, pertanto, anche l’energia elettrica corrispondente ai consumi 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 ed assorbita dagli usi propri della trasmissione e della distribuzione ed alla valorizzazione economica della differenza tra “perdite effettive” e “perdite standard”. L’Autorità, con la delibera ARG/elt 203/09, in ragione di quanto segnalato dal principale operatore della distribuzione in merito all’imprevista e consistente contrazione per i servizi di connessione dovuta alla grave congiuntura economica, ha istituito per il periodo 2010 – 2011 il meccanismo facoltativo di perequazione a garanzia dei ricavi da contributi di. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 15. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. propri di distribuzione e di trasmissione e la differenza tra le perdite effettive e le perdite.

(16) GRUPPO. R connessione a forfait, al quale ciascuna impresa distributrice potrà accedere previa specifica istanza all’Autorità entro il termine inderogabile del 31 marzo 2010. Acea Distribuzione SpA ha prodotto istanza di adesione al meccanismo perequativo. 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 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.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 16. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. .

(17) GRUPPO. R L’Autorità, con la delibera ARG/elt 87/09, ha emanato disposizioni in materia di erogazione in acconto dell’ammontare di perequazione specifica per gli anni 2008, 2009, 2010 e 2011. L’Autorità, infatti, dispone che la Cassa conguaglio per il settore elettrico corrisponda alle imprese distributrici, per le quali l’Autorità ha fissato il fattore Csa per l’anno 2004, importi erogati a titolo di anticipazione, salvo conguaglio, relativi alla perequazione specifica aziendale per gli anni 2008, 2009, 2010 e 2011. Gli importi erogati per l’anno 2008 devono essere determinati nella misura dell’80% delle somme di perequazione specifica aziendale riconosciute per l’anno 2006 e dovranno essere corrisposti alle imprese beneficiarie entro il 31 luglio 2009. Per gli anni 2009, 2010 e 2011 verranno determinati in base alle più recenti somme di perequazione specifica aziendale che saranno state riconosciute fino al momento della corresponsione. Il termine per l’erogazione alle imprese è fissato nel 30 giugno dell’anno successivo a quello cui l’anticipazione si riferisce. 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 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’obbiettivo 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 ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica”.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 17. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. copertura dei costi associati alle attività di installazione e manutenzione dei.

(18) GRUPPO. R 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 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 ed 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 ed 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…).. Quadro Normativo 8 gennaio 2010 – L’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (di seguito: Autorità), con la delibera GOP 1/10, ha adottato il Piano strategico triennale 2010-2012, individuando quali obiettivi generali dell’attività regolatoria:. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 18. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. .

(19) GRUPPO. R •. la promozione e lo sviluppo di mercati concorrenziali, anche attraverso l’armonizzazione dei mercati dell’elettricità e del gas, contenendo il potere degli operatori dominanti;. •. il sostegno e la promozione dell’efficienza e dell’economicità dei servizi infrastrutturali;. •. la tutela dei clienti dei servizi energetici attraverso la completa apertura dei mercati e lo sviluppo dei livelli di qualità e sicurezza dei servizi;. •. la promozione dell’uso razionale dell’energia e della tutela ambientale;. •. la vigilanza sulla corretta applicazione della normativa nei confronti dei soggetti regolati;. •. il potenziamento degli strumenti di consultazione con operatori e consumatori;. •. l’accrescimento dell’efficienza funzionale ed operativa interna dell’Autorità.. 8 gennaio 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 1/10, ha stabilito in capo alle imprese di distribuzione l’obbligo di comunicare agli esercenti la vendita i valori disaggregati delle componenti A, MCT e UC per ciascun punto di prelievo, separandoli dal costo di trasporto dell’energia elettrica sulle reti di distribuzione. Tale obbligo, che decorre dal 1° luglio 2010, trova giustificazione nel fatto che: •. la maggior parte dei venditori non ha adempiuto all’obbligo previsto dalla delibera ARG/elt 167/08 di fornire all’Autorità entro 45 giorni dal termine di ogni trimestre i dati relativi ai prezzi medi mensili dell’energia elettrica sul mercato finale di sistema ed imposte;. •. con la delibera ARG/elt 202/09 si è posto in capo ai venditori l’obbligo di indicare, nei documenti di fatturazione dei propri clienti finali: o le disaggregazioni dei corrispettivi fatturati per singole componenti di prezzo, nel caso i clienti finali ne facciano richiesta; o le informazioni di dettaglio con periodicità almeno annuale, relativamente alle componenti dovute per la copertura dei costi sostenuti nell’interesse generale e degli oneri generali afferenti al sistema.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 19. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. disaggregati in costi di approvvigionamento, costi di rete e di misura, oneri generali.

(20) GRUPPO. R 2 febbraio 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 8/10, ha disposto che sia inserita in allegato alle bollette dei clienti domestici, dotati di misuratore elettronico messo in servizio e riprogrammato per fasce orarie, un’informativa che, in corrispondenza dei due ultimi periodi di fatturazione antecedenti l’applicazione di corrispettivi PED differenziati per fascia oraria, prevista per il 1° luglio 2010, riporti: •. in occasione del penultimo periodo di fatturazione (dal 1° marzo 2010), un foglio informativo (Allegato A) recante le informazioni relative all’applicazione dei prezzi PED biorari;. •. in occasione dell’ultimo periodo di fatturazione (dal 1° maggio 2010), un foglio informativo (Allegato B) che, in aggiunta alle informazioni già previste nell’Allegato A, dia indicazione della possibilità di aderire alternativamente ad offerte con prezzi biorari a richiesta oppure ad offerte secondo prezzi biorari transitori, caratterizzati da maggior gradualità nel differenziale tra la fascia F1 e la fascia F23, secondo parametri che saranno definiti a valle del procedimento di consultazione avviato in materia dal documento di consultazione n. 36/09.. 3 febbraio 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 10/10, ha avviato un procedimento per la definizione di standard relativi ai flussi di comunicazione tra imprese distributrici e venditori di energia elettrica in tema di dati di misura relativi ai punti di prelievo trattati orari e non trattati orari. Il procedimento in oggetto si pone quale completamento del processo che, a valle del documento per la consultazione n. 14/07, ha dei punti di prelievo. Sulle modalità operative di determinazione degli standard di comunicazione in oggetto, l’Autorità ha preannunciato l’avvio di un gruppo di lavoro, che coinvolgerà i soggetti interessati, e l’emanazione di successivi documenti di consultazione. 4 febbraio 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 13/10, ha introdotto disposizioni in materia di standardizzazione dei contenuti e delle modalità operative dei flussi di comunicazione tra imprese di distribuzione e venditori di energia elettrica per le prestazioni di qualità commerciale disciplinate dall’allegato A alla delibera n. 333/07 (di seguito: TIQE):. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 20. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. portato alla formalizzazione, ai sensi della delibera ARG/elt 162/08, dei flussi di anagrafica.

(21) GRUPPO. R •. messa a disposizione di dati tecnici acquisibili con lettura di un gruppo di misura (M01);. •. messa a disposizione di altri dati tecnici (M02);. •. disattivazione della fornitura su richiesta del cliente finale (D01);. •. riattivazione-ripristino della fornitura in seguito a sospensione per morosità (R01).. In particolare, con la presente delibera è stato fissato il mercato di riferimento delle disposizioni in materia di uniformazione dei flussi di comunicazione, confermando, secondo quanto proposto dal documento per la consultazione (DCO) n. 35/09, l’estensione dell’ambito all’intera clientela BT ed MT, nonostante in fase di consultazioni fossero emerse osservazioni nel senso di una limitazione dell’ambito di applicazione al mercato libero ed al mercato di salvaguardia. Riguardo all’introduzione degli strumenti evoluti (di tipo AtoA e/o portale), la delibera ARG/elt 13/10 ha previsto la seguente tempistica: •. dotazione di uno strumento evoluto a partire dal 1° ottobre 2010 per le imprese di distribuzione con più di 100.000 clienti al 31 dicembre 2009;. •. utilizzo di file di PEC (Posta Elettronica Certificata) con allegati file in formato Excel o equivalente (non proprietario) o CSV a partire dal 1° marzo 2010 per le imprese di distribuzione con meno di 100.000 clienti al 31 dicembre 2009.. Il rispetto della predetta tempistica potrà essere derogata nel caso di immissione anticipata previo accordo tra le parti, di uno strumento evoluto, in modo da favorire comunque un’accelerazione nell’efficientamento dei flussi di informazioni. richieste massive, per le quali la lavorazione è consentita entro un giorno lavorativo dalla ricezione, siano da intendersi le richieste superiori a 20. Tale indicazione si allinea a quanto espresso nel DCO 35/09, ed, invece, contestato da parte di alcuni operatori, che in sede di consultazione avevano rappresentato l’opportunità di fissare un valore pari a 2. La delibera ARG/elt 13/10 rinvia, infine, a successivi provvedimenti la definizione di disposizioni in tema di: •. sequenza minima obbligatoria dei messaggi;. •. contenuti minimi di ciascuno scambio informativo;. •. causali di inammissibilità delle richieste disciplinate dal TIQE.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 21. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. Ulteriormente, tra gli aspetti regolati nel presente provvedimento si è stabilito che per.

(22) GRUPPO. R 11 febbraio 2010 – L’Autorità, con la determina n. 4/10, ha approvato il Piano Operativo Annuale per l’anno 2010, all’interno del quale sono stati esposti gli obiettivi operativi scaturenti dagli obiettivi strategici indicati dalla delibera GOP 1/10 (Piano strategico triennale 2010-2012). Nel Piano Operativo si fornisce specifica evidenza delle delibere e dei documenti per la consultazione che si ha intenzione di emanare, secondo una tempistica cadenzata per quadrimestri. Unitamente al Piano Operativo, in allegato alla determina in oggetto l’Autorità ha inserito il calendario delle rilevazioni e dei flussi informativi con cadenza periodica. 19 febbraio 2010 – L’Autorità, con la delibera VIS 8/10, ha intimato agli operatori di adempiere gli obblighi di raccolta dei dati economici e patrimoniali dei conti annuali separati di cui alla delibera n. 11/07 (unbundling) relativi agli esercizi 2007 e 2008, prevedendo l’apertura scaglionata dell’accesso al sistema di comunicazione telematica secondo la seguente tempistica: •. i soggetti che, pur avendo avviato l’inserimento telematico dei dati di separazione contabile, non hanno completato la trasmissione dei medesimi dati alla data dell’1 febbraio 2010 (tra cui i soggetti del gruppo Acea S.p.A.) sono tenuti a completare tali attività entro e non oltre il termine perentorio del 19 marzo 2010;. •. i soggetti tenuti all’invio dei dati di separazione contabile, ovvero i soggetti loro aventi causa che, alla data dell’1 febbraio 2010, non risultano aver iniziato l’inserimento dei medesimi dati, sono tenuti a procedere con l’inserimento e l’invio 2010.. 25 febbraio 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/com 25/10, ha modificato la delibera ARG/elt 117/08, recante disposizioni in materia di erogazione del bonus elettrico. Sono stati, infatti, soppressi i commi 7.2, 7.3 e 7.4 dell’Allegato A alla delibera ARG/elt 117/08, relativi alle compensazioni per situazioni di incapienza dell’ammontare delle fatture rispetto alle compensazioni erogate. Tale modifica ha recepito i rilievi mossi da diverse imprese di vendita di energia elettrica, anche tramite segnalazione da parte dell’associazione FederUtility, relativamente:. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 22. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. di tali dati a partire dal 29 marzo 2010 ed entro il termine inderogabile del 7 maggio.

(23) GRUPPO. R •. alle complessità gestionali ed agli elevati oneri finanziari derivanti dall’adeguamento dei sistemi di fatturazione;. •. al progressivo ridursi di situazioni di incapienza a seguito del completamento dell’erogazione delle quote di bonus relative alla retroattività.. La delibera ARG/com 25/10 ha, inoltre: •. indicato che l’Autorità definirà con successivo provvedimento le procedure per la validazione delle richieste di bonus elettrico, con l’individuazione di modalità standardizzate di verifica dei requisiti di ammissibilità al bonus elettrico;. •. modificato la delibera ARG/elt 185/09, relativa alle agevolazioni a favore delle popolazioni colpite dagli eventi sismici in provincia di L’Aquila, precisando le disposizioni di cui al comma 13.1, nel senso della specificazione dell’obbligatorietà della compensazione dell’erogazione del bonus;. •. corretto gli errori materiali di cui alla tabella 8 della delibera ARG/com 211/09.. 25 febbraio 2010 – L’Autorità, con la delibera VIS 12/10, ha disposto l’effettuazione di n. 3 verifiche ispettive presso le imprese di distribuzione di energia elettrica sulla regolazione •. la corretta tariffazione dei servizi;. •. l’applicazione delle componenti tariffarie relative agli oneri generali;. •. la gestione delle pratiche e l’erogazione del bonus elettrico;. •. le dichiarazioni sui meccanismi di verifica dei vincoli e di perequazione generale;. •. la coerenza delle suddette dichiarazioni con il bilancio energetico.. 8 marzo 2010 – L’Autorità, con il documento per la consultazione DCO 2/10, ha presentato i propri orientamenti finali in merito ai controlli da svolgersi presso le imprese di distribuzione, al fine di verificare la sussistenza delle condizioni per l’ottenimento dell’incentivo Ic, previsto dal comma 12.1 della delibera n. 292/06, nel caso di raggiungimento dell’obiettivo di installazione e messa in servizio di misuratori elettronici per un numero di punti di prelievo BT con potenza disponibile inferiore o uguale a 55 kW pari all’85% del totale. In precedenza la delibera ARG/elt 190/09, era intervenuta in materia, disciplinando:. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 23. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. tariffaria, da svolgersi entro il 31 dicembre 2010. Gli accertamenti riguarderanno:.

(24) GRUPPO. R •. le modalità di effettuazione dei controlli presso gli uffici dell’Autorità;. •. la possibilità, per le imprese di distribuzione che ne facciano istanza entro i 31 marzo 2010, di ottenere il differimento al 31 dicembre 2010 del termine per la verifica del raggiungimento dell’obiettivo dell’85%, a fronte dell’ottenimento di un incentivo ridotto nella misura dei 2/3 del totale.. Il DCO 2/10 ha confermato i controlli in sito indicati nel precedente documento di consultazione DCO 22/09, consistenti nell’accertamento: •. dell’effettiva messa in servizio dei misuratori elettronici installati sui punti di prelievo BT;. •. dell’effettuazione degli aggiornamenti con cadenza continuativa della variazione di consistenza dell’utenza BT;. •. della registrazione come disalimentati di tutti i clienti BT effettivamente disalimentati;. •. dell’effettiva registrazione tramite misuratori elettronici dei clienti BT disalimentati e dotati di tali misuratori.. Il DCO 2/10 ha, pertanto, fornito le specifiche in merito alla check-list dei controlli che saranno effettuati presso le sedi delle imprese distributrici, dando evidenza: •. della documentazione da fornire preliminarmente al concreto svolgimento dei controlli;. •. delle modalità di accertamento della conformità.. Il termine per l’invio di osservazioni e suggerimenti all’Autorità è stato fissato al 9 aprile. 19 marzo 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 32/10 ha rinviato al 1° luglio 2010 i termini per la valorizzazione del servizio di mitigazione reso dalle imprese di distribuzione, ai sensi del comma 10.2 della delibera ARG/elt 341/07, riferito alle disalimentazioni che non costituiscono incidenti rilevanti e che interessano impianti di trasformazione AAT/MT o AT/MT direttamente connessi alla Rete di Trasmissione Nazionale (di seguito: RTN). Inoltre, la delibera ARG/elt 32/10 ha disposto l’avvio di un procedimento per la definizione delle modalità di gestione delle suddette partite economiche per i servizi resi per la continuità del servizio, e dell’ammontare del tetto di incentivi e penalità per la continuità del servizio di trasmissione.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 24. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. 2010..

(25) GRUPPO. R. 22 marzo 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 34/10, ha determinato gli incentivi complessivi e le penalità per l’anno 2008 per la continuità del servizio di distribuzione di energia elettrica, sulla base dei livelli tendenziali di continuità stabiliti dall’Autorità per i diversi ambiti territoriali. Si è dato, inoltre, mandato alla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico (di seguito: Cassa) di provvedere al pagamento dei predetti incentivi, sulla base del gettito disponibile alimentato dalla componente tariffaria UC6. Per quel che riguarda la società Acea Distribuzione S.p.A., è stata attribuita una quota di incentivi nella misura di 7.191.664 euro. 25 marzo 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 39/10, ha presentato la procedura ed i criteri per l’attribuzione del trattamento incentivante di cui al comma 11.4 lettera d) dell’Allegato A alla delibera n. 348/07 (di seguito: TIT), in materia di automazione, protezione e controllo di reti attive MT. Nel provvedimento viene individuato l’oggetto dell’incentivazione nella presentazione di progetti pilota, da presentarsi entro il 30 settembre 2010, in materia di promozione e sviluppo di tecnologie inerenti le smart grid. Tale indicazione si differenzia da quanto precedentemente disposto dal TIT, in quanto: •. si restringe la precedente nozione di investimenti, comprensiva anche degli investimenti già avviati, sostituendola con quella di progetti pilota; si amplia il perimetro del concetto di smart grid, ricomprendendo tutte le innovazioni tecnologiche sulle reti di distribuzione in grado di favorire: o la generazione distribuita; o la partecipazione attiva dei clienti; o l’uso razionale dell’energia; o il supporto della mobilità elettrica; o il miglioramento della qualità del servizio.. La delibera ARG/elt 39/10 individua quali requisiti per l’ammissibilità al trattamento incentivante: •. la definizione del progetto quale concreta dimostrazione in campo su reti di distribuzione MT in esercizio;. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 25. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. •.

(26) GRUPPO. R •. la presenza di inversioni del flusso di energia nella rete, da passiva ad attiva, per almeno l’1% del tempo annuo di funzionamento, con riferimento ad una rete MT attiva oppure, in alternativa, ad una porzione di rete MT attiva;. •. la previsione di un sistema di controllo/regolazione della tensione della rete e un sistema in grado di assicurare la registrazione automatica degli indicatori tecnici rilevanti;. •. l’utilizzo di protocolli di comunicazione non proprietari.. Per la valutazione di predetti progetti pilota, la delibera ARG/elt 39/10 ha disposto quindi, ai sensi del comma 11.7 del TIT, la nomina di una commissione di esperti preposta all’attribuzione dell’incentivazione sulla base del rapporto tra i benefici attesi ed i costi prospettati. 25 marzo 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 40/10, ha determinato l’ammontare per l’anno 2008 della perequazione dei ricavi del servizio di misura in bassa tensione di cui all’art. 40 del TIT, nonché la quantificazione della penalità RPMm in relazione al grado di assolvimento degli obblighi di installazione dei misuratori elettronici di cui al comma 8.1 della delibera n. 296/06. Per quel che riguarda la società Acea Distribuzione S.p.A., a questa risulta attribuito un pagamento a favore della Cassa pari a 10.589.215,59 euro, ai quali si aggiungono penalità RPMm nella misura di -2.783,04 euro. Inoltre, la delibera ARG/elt 40/10: •. ha modificato il TIT: di perequazione generale, non più previsto al 31 luglio, ma fissato entro 30 giorni dalla messa a disposizione della relativa modulistica o del sistema telematico di raccolta dati; o con l’introduzione a carico delle imprese di distribuzione di indennizzi amministrativi da applicarsi nei casi di rettifiche dei dati di perequazione inviati, se le rettifiche sono successive alla comunicazione dell’ammontare di perequazione da parte dell’Autorità e/o di Cassa verso i distributori;. •. ha introdotto, all’Allegato A alla delibera ARG/elt 40/10, i criteri per la determinazione d’ufficio dell’ammontare di perequazione dei ricavi per il servizio di misura in bassa tensione, per quel che concerne:. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 26. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. o con la variazione del termine per l’invio all’Autorità e/o alla Cassa dei dati.

(27) GRUPPO. R o la determinazione degli incrementi patrimoniali lordi e la valorizzazione delle consistenze dei fondi di ammortamento di cui al comma 40.1 del TIT, posti pari a 0 (zero) nel caso di mancata comunicazione; o il numero di misuratori elettromeccanici installati presso i punti di prelievo in bassa tensione, distinguendo a seconda dall’aver ottemperato o meno agli obblighi di comunicazione alla Cassa; o il volume del servizio erogato, ossia il numero dei punti di prelievo alimentati in bassa tensione ed i livelli di energia elettrica prelevata, posti pari ai dati comunicati alla Cassa, oppure, in assenza di tale comunicazione, del. dato. più. recente. comunicato. all’Autorità. oppure. ad. altre. amministrazioni; o il valore delle penalità per il mancato rispetto dei livelli richiesti di installazione di misuratori elettronici, ponendo d’ufficio il numero dei misuratori elettronici installati pari a 0 (zero). 25 marzo 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 41/10, con cui ha disposto l’aggiornamento delle condizioni economiche del servizio di vendita in maggior tutela con riferimento al 2° trimestre 2010 (aprile – giugno), ha anche previsto la modifica della perequazione dell’acquisto dell’energia elettrica fornita agli usi propri della trasmissione e distribuzione di cui al comma 13quater dell’Allegato A alla delibera n. 156/07 (di seguito: TIV), con l’inserimento del riconoscimento alle imprese di distribuzione che si sosterrebbero per l’acquisto di energia elettrica dall’esercente la maggior tutela. 26 marzo 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/com 44/10, ha disposto l’aggiornamento delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e degli ulteriori oneri per il settori dell’energia elettrica e del gas (componenti tariffarie A, UC ed MCT) con riferimento al 2° trimestre 2010 (aprile-giugno), determinando, in particolare: •. la diminuzione della componente tariffaria A2, sulla base della stima per gli oneri da nucleare previsti per il 2010;. •. l’aumento della componente tariffaria A3, in vista dei crescenti oneri relativi all’incentivazione degli impianti fotovoltaici;. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 27. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. approvvigionino sul mercato libero di un ammontare di costi pari a quelli che si.

(28) GRUPPO. R •. la riduzione della componente tariffaria A4, stante l’eliminazione di alcuni regimi tariffari speciali operata dalla legge n. 99/2009.. Con la delibera ARG/com 44/10 si è provveduto, inoltre, a rettificare un errore materiale contenuto nel TIT, nella parte riguardante i corrispettivi per il servizio di trasmissione (art. 16). 29 marzo 2010 – L’Autorità, con la determina n. 2/10, ha fissato le istruzioni operative in tema di standard di comunicazione tra venditori e distributori di energia elettrica con riferimento alle seguenti prestazioni di qualità commerciale disciplinate dal TIQE: •. messa a disposizione di dati tecnici acquisibili con lettura di un gruppo di misura (M01);. •. messa a disposizione di altri dati tecnici (M02);. •. disattivazione della fornitura su richiesta del cliente finale (D01);. •. riattivazione- ripristino della fornitura in seguito a sospensione per morosità (R01).. Rispetto al flusso M01, l’Autorità ha accolto quanto espresso da alcuni operatori, di esclusione della sua applicabilità ai clienti finali MT e BT con potenza disponibile superiore a 55 kW e con trattamento orario. Con la determina n. 2/10 l’Autorità ha, quindi, confermato quanto proposto in fase di consultazione per quel che concerne: •. la sequenza del flusso di comunicazione, che prevede: o l’invio della richiesta al distributore; di esito negativo, l’invio da parte del distributore del messaggio di inammissibilità, con l’indicazione dei relativi motivi, entro lo stesso giorno in cui è pervenuta la richiesta se singola o entro il giorno lavorativo successivo, nel caso di richieste massive. In caso di richiesta che non supera la verifica di ammissibilità, il distributore provvede, invece, all’annullamento della stessa, mentre il venditore provvede eventualmente all’invio di una nuova richiesta; o l’invio da parte del distributore dell’esito dell’esecuzione della prestazione richiesta.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 28. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. o la verifica dell’ammissibilità della richiesta da parte del distributore e, in caso.

(29) GRUPPO. R •. i campi dei flussi di comunicazione, all’interno dei quali si segnala l’introduzione, come campo facoltativo, del “codice contratto dispacciamento”;. •. le causali di inammissibilità aggiungendo, rispetto al DCO 35/09, le ulteriori causali “POD abbinato ad un cliente diverso da quello dichiarato nella richiesta” e “disattivazione fuori orario di lavoro non applicabile in quanto non si tratta di una connessione temporanea BT”.. Inoltre, la determina n. 2/10 ha disciplinato: •. la standardizzazione dell’oggetto della PEC e le tipologie di file a questa allegati;. •. le tempistiche di verifica di ammissibilità, stabilendo un ritardo non superiore ad un giorno nel caso di richieste superiori o uguali a 20 (c.d. richieste massive), e la lavorazione in tempo reale per richieste inferiori a 20.. 7 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera VIS 20/10, ha rinviato al 30 giugno 2010 il termine per la chiusura dell’istruttoria conoscitiva sull’applicazione della disciplina concernente l’applicazione del bonus elettrico, avviata con la delibera VIS 141/09. 12 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 52/10, ha individuato alcuni elenchi di reti interne d’utenza, in coerenza con quanto stabilito dall’art. 33 della legge n. 99/09, prevedendo, in particolare: •. un primo elenco di rete interne d’utenza conformi a tutte le condizioni di cui all’art. 33, comma 1, della legge n. 99/09, ossia: siano stati avviati i lavori di realizzazione ovvero siano state ottenute tutte le autorizzazioni previste dalla normativa vigente; o connessione di unità di consumo industriali, ovvero connessione di unità di consumo industriali e unità di. produzione di energia elettrica. funzionalmente essenziali per il processo produttivo industriale, purché esse siano ricomprese in aree insistenti sul territorio di non più di tre comuni adiacenti, ovvero di non più di tre province adiacenti nel solo caso in cui le unità di produzione siano alimentate da fonti rinnovabili;. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 29. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. o presenza di una rete esistente ovvero di una rete di cui, alla medesima data,.

(30) GRUPPO. R o assenza di sottoposizione all’obbligo di connessione di terzi, fermo restando il diritto di ciascuno dei soggetti ricompresi nella medesima rete di connettersi, in alternativa, alla rete con obbligo di connessione di terzi; o collegamento tramite uno o più punti di connessione a una rete con obbligo di connessione di terzi a tensione nominale non inferiore a 120 kV; o presenza di un soggetto responsabile che agisce come unico gestore della medesima rete, con la possibilità che tale soggetto possa essere diverso dai soggetti titolari delle unità di consumo o di produzione, ma non titolare di concessioni di trasmissione e dispacciamento o di distribuzione di energia elettrica. •. un secondo elenco di reti elettriche caratterizzate dall’obbligo di connessione di terzi. Si tratta in questo caso di infrastrutture alle quali, in virtù della normativa precedente, erano connessi soggetti diversi dalle imprese distributrici;. •. un terzo elenco di reti elettriche per le quali prevedere: o la verifica della data di connessione della prima unità di consumo; o la verifica delle condizioni definite dall’art. 2 del d. lgs. n. 115/08, inerenti i sistemi efficienti d’utenza.. •. un quarto elenco di reti elettriche costituite dalle reti di cui non si ritiene vi siano i presupposti per la loro inclusione nel novero delle reti interne d’utenza, non essendo conformi alle condizioni di cui all’articolo 33, comma 1, della legge 99/09,. 19 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 56/10, ha disposto alcune modifiche agli allegati A (TIT) e B (TIC) alla delibera n. 348/07, al fine di: •. favorire la connessione per l’alimentazione di pompe di calore con funzione di riscaldamento degli ambienti ad uso domestico;. •. rimuovere gli ostacoli alla diffusione di infrastrutture di ricarica private per veicoli elettrici.. I predetti obiettivi risultano funzionali: •. al conseguimento degli obiettivi di risparmio dell’energia primaria;. •. all’incremento nell’utilizzo di energia rinnovabile;. •. al contenimento delle emissioni di CO2.. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 30. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. ma per le quali si è in attesa di apposite verifiche..

(31) GRUPPO. R Pertanto, con la presente delibera si opera un superamento: •. del limite previsto dal comma 5.2 del TIC, consentendo di richiedere un secondo punto di prelievo per l’alimentazione separata delle pompe di calore rispetto alla fornitura principale per le utenze domestiche anche con potenza disponibile superiore a 3,3 kW;. •. degli ostacoli all’installazione di infrastrutture di ricarica private per veicoli elettrici, mediante: o l’introduzione del comma 5.2bis del TIC, che deroga alla condizione di unicità del punto di prelievo per le infrastrutture destinate all’alimentazione privata di veicoli elettrici; o l’estensione esplicita anche alle predette infrastrutture della possibilità di rientrare tra le applicazioni annesse o pertinenti alle abitazioni per i contratti per le utenze domestiche previsti dal comma 2.2, lettera a), punto ii) del TIT.. 19 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera VIS 24/10, ha disposto l’integrazione del procedimento avviato con la delibera VIS 72/09 nei confronti della società Acea Distribuzione S.p.A. per la violazione della disciplina in materia di messa a disposizione ai venditori dei dati per i punti di prelievo non trattati su base oraria di cui al comma 18.3 del TIV. Il provvedimento fa seguito alle risultanze delle verifiche ispettive disposte dalla delibera esito alle quali è emerso come: •. non è stato rispetto il termine di 20 giorni dalla registrazione o dal tentativo di rilevazione, per l’invio dei dati ai venditori di cui al comma 18.3 del TIV, Tabella 2;. •. le informazioni inviate di cui alla Tabella 2 sono incomplete, ed in particolare non risultano comunicati: o i valori incrementali di energia attiva prelevata per fascia (riga 3 della Tabella 2); o la quantità di energia elettrica attiva differenziale per fascia dall’ultima rilevazione (riga 4); o i valori incrementali di energia reattiva prelevata complessivamente (riga 5);. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 31. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. VIS 16/09, svolte in sede in data 4 e 5 giugno 2009, ai sensi della delibera VIS 16/09, in.

(32) GRUPPO. R o la quantità di energia elettrica reattiva differenziale dall’ultima rilevazione (riga 6); o la quantità di energia elettrica reattiva differenziale per fascia per i punti di prelievo con potenza disponibile superiore a 16,5 kW (riga 7). Dalle verifiche ispettive è stata accertata, inoltre, l’applicazione per i punti di prelievo con potenza disponibile superiore a 55 kW del trattamento per fasce in luogo del trattamento orario, in violazione della disposizione di cui all’art. 4 dell’allegato A alla delibera ARG/elt 278/07 (di seguito: TILP), la cui decorrenza, dopo successivi rinvii, era stata fissata da ultimo dalla delibera ARG/elt 135/09 nella data del 1° aprile 2009. L’emersione di quest’ultima ipotesi di condotta lesiva ha, pertanto, determinato l’avvio del procedimento in oggetto e la riunione di questo con quello avviato dalla delibera VIS 72/09. 19 aprile 2010 – L’Autorità, con il documento per la consultazione DCO 7/10, ha presentato proposte di modifica della regolazione incentivante della continuità del servizio di trasmissione, introdotta con la delibera n. 341/07, proponendo: •. la valorizzazione dei servizi di mitigazione resi dalle imprese distributrici per la continuità del servizio, con la previsione di una duplice ipotesi di andamento decrescente di questa in funzione della durata della disalimentazione, indicando alternativamente: o l’applicazione dell’intera riduzione rispetto al totale dell’ammontare riconosciuto immediatamente a seguire le prime quattro ore di o l’applicazione di un valore unitario modulato in funzione di fasce orarie (ad esempio: fasce orarie di 8 ore).. •. l’introduzione dell’obbligo di pubblicazione di indicatori di monitoraggio della disponibilità ed indisponibilità degli elementi di rete, proponendo che questi esprimano la percentuale di tempo l’anno in cui l’elemento di rete si trova in assetto di rete temporaneamente radiale rispetto al tempo in cui l’elemento di rete è parte costituente della rete in alta tensione.. 20 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 57/10, ha introdotto modifiche alla disciplina in materia di unbundling, in ottemperanza alle decisioni del Consiglio di Stato prese. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 32. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. disalimentazione;.

(33) GRUPPO. R in data 16 dicembre 2008, dalle quali era emersa la parziale illegittimità delle disposizioni relative all’unbundling funzionale. Nella direzione di un allentamento di alcuni dei vincoli di separazione funzionale attualmente previsti dall’Allegato A alla delibera n. 11/07 (di seguito: TIU), la delibera approvata a valle del procedimento di consultazione avviato dal DCO 32/09 ha, pertanto, disposto le seguenti modifiche: •. la fissazione di un limite temporale alle disposizioni in materia di separazione funzionale, ed alla relativa azione del gestore indipendente, fissando quale limite temporale la data del 31/12/2014;. •. l’estensione anche alle figure dirigenziali apicali della qualifica di gestore indipendente;. •. l’abrogazione del comma 12.2 del TIU, relativo alla fissazione da parte dell’Autorità delle linee guida del programma degli adempimenti, riscontrando l’eccedenza di tale previsione. rispetto. a. quanto. indicato. dalla. normativa. comunitaria.. Conseguentemente, viene abrogata la delibera ARG/com 132/08, recante le predette linee guida, e si dispone che sia il gestore indipendente a curare la predisposizione del programma degli adempimenti ed il suo invio all’Autorità; •. la possibilità che permanga una banca dati unica tra i distributori ed i venditori inseriti in una società verticalmente integrate, a condizione che: o vi sia separazione di tipo logico tra i dati dei distributori e quelli dei venditori; banca data sia posta in capo al distributore; o vi sia separazione giuridica tra la società di vendita in maggior tutela e la società operante sul mercato libero;. •. la possibilità di svolgimento congiunto del servizio di distribuzione di gas naturale e/o di energia elettrica con la distribuzione di gas diversi a mezzo di reti o la gestione di altre infrastrutture a rete destinate all’erogazione di servizi pubblici, a condizione che sia mantenuta la separazione tra le attività di distribuzione e misura e quelle di vendita;. •. l’eliminazione dell’attività di misura da quelle soggette a separazione funzionale, in modo che questa, in linea con le disposizioni dell’Autorità, risulti affidata alle. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 33. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. o la proprietà e la responsabilità della gestione e della manutenzione della.

(34) GRUPPO. R società di distribuzione, per le quali permangono i vincoli di terzietà nella gestione dei dati e delle informazioni rilevanti; •. la possibilità di istituire un “Gestore di un Sistema Combinato” all’interno di un operatore verticalmente integrato, che riunisca in sé lo svolgimento dei servizi di trasmissione e di distribuzione di energia elettrica.. Inoltre, la delibera ARG/com 57/10 ha introdotto modifiche ad alcune disposizioni in materia di separazione amministrativa e contabile, introducendo forme semplificate di redazione dei conti annuali separati per gli esercenti la piccola generazione e per gli autoproduttori. 22 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera GOP 19/10, ha stabilito il contributo per l’anno 2010 per il funzionamento della stessa Autorità, confermando, per ciascun soggetto operante nei settori dell'energia elettrica e del gas, l’aliquota applicata negli anni scorsi, pari allo 0,3 per mille dei ricavi risultanti dal bilancio approvato per l’esercizio dell’anno precedente (2009). Inoltre, la delibera GOP 19/10: •. conferma l'unica forma di versamento del contributo 2010 tramite bonifico effettuato su apposito conto corrente intestato all'Autorità, da farsi entro il 31 luglio 2010;. •. indica la data del 15 settembre 2010 per l’invio dei dati relativi alla contribuzione, da farsi utilizzando il sistema informatico di comunicazione introdotto con delibera. 27 aprile 2010 – L’Autorità, con la delibera ARG/elt 59/10, ha disposto per gli anni 2008, 2009 e 2010 modifiche transitorie al regime tariffario relativo alle utenze in altissima tensione, ossia con livelli di tensione superiore a 220 kV, in ottemperanza alle decisioni assunte dal TAR con la sentenza n. 6269/2009, di accoglimento del ricorso avanzato dall’utente Acciaieria Arvedi S.p.A., e nelle more delle decisioni del Consiglio di Stato in merito ai ricorsi avverso alla predetta sentenza del TAR., prevedendo: •. la disapplicazione della componente per il servizio di distribuzione. •. l’applicazione per il servizio di trasmissione di una componente TRASprov.. 3(disAT);. A compensazione del minor gettito derivante dalla presente disciplina transitoria si prevede:. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 34. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. GOP 35/08..

(35) GRUPPO. R •. la compensazione da parte della Cassa Conguaglio attraverso i meccanismi di perequazione generale previsti dal TIT;. •. la compensazione per l’anno 2008 nell’ambito della perequazione per l’anno 2009.. 29 aprile 2010 – L’Autorità, con il documento per la consultazione DCO 10/10, ha presentano proposte finalizzate alla definizione di una disciplina del monitoraggio della vendita al dettaglio, finalizzata ad una uniformazione delle modalità di rilevazione e dei campi di esistenza dei dati e delle informazioni oggetto di raccolte, al fine di creare un sistema centralizzato dei profili descrittivi dei clienti finali, gestito dall’Acquirente Unico sulla base dei dati caricati dagli operatori. Nel dettaglio, il DCO 10/10 prospetta la specificazione di indicatori: •. di struttura, calcolati in rapporto alle quote di mercato detenute dagli operatori;. •. che rappresentino il c.d. potere di mercato degli operatori, c.d. esiti del mercato;. •. che diano conto del grado di soddisfazione dei consumatori, c.d. indicatori di customer satisfaction.. Il procedimento delineato dal DCO 10/10 prevede una sostanziale rimodulazione di alcuni dei flussi di comunicazione già adesso in capo ai venditori ed ai distributori, prefigurando comunque soluzioni che consentano di non moltiplicare le informazioni richieste agli operatori. Principale aspetto di novità è quindi rappresentato dal significativo incremento della frequenza della rilevazione dei dati richiesti, che nella gran parte dei casi sarebbe su base trimestrale, con l’evidenza di ciascuno dei mesi compresi nel periodo di riferimento. •. dati di struttura quali “numero di punti di prelievo/di riconsegna, volumi di mercato e numero di clienti, altri indici di concentrazione”;. •. dati sul consumo medio per punti di prelievo e dati di switching. Per quel che riguarda lo switching, le informazioni riguardano “tasso di switching, tasso di switching di ritorno, tasso di switching verso venditore in maggior tutela, switching non completati, indicatore di disponibilità delle misure per lo switching”;. •. dati sul numero di reclami e sul numero di richieste di informazioni.. Rispetto al metodo annunciato per la definizione del provvedimento, l’Autorità ha indicato come, ad una prima fase di consultazione, a valle del DCO 10/10, seguirà un’indagine. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 35. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. Per quel che riguarda i distributori, gli indicatori proposti per il monitoraggio riguardano:.

(36) GRUPPO. R conoscitiva, comprendente un’analisi empirica finalizzata a verificare la fattibilità dei flussi in definizione e, successivamente, un secondo momento di consultazione. 6 maggio 2010 – L’Autorità, con il documento per la consultazione DCO 12/10, ha presentato una serie di proposte, poste tra loro in alternativa, al fine di eliminare la possibilità per i venditori di comunicare dati di consumo stimati all’interno dei documenti di fatturazione dei clienti finali in maggior tutela dotati di misuratori elettronici telegestiti. In tal modo, si andrebbe a modificare quanto attualmente previsto dal comma 18.4 del TIV, in base al quale si continua a consentire al venditore l’inserimento in fattura anche di una parte di consumi presunti, di norma afferenti al periodo compreso tra la data di rilevazione del dato di misura effettivo e la data di emissione della fattura (c.d. code di fatturazione). L’obiettivo regolatorio posto dall’Autorità trova giustificazione nelle istanze rappresentate dalle associazioni dei consumatori che, in previsione dell’imminente introduzione di prezzi biorari obbligatori, hanno richiesto che sia esclusa la possibilità di comunicare nei documenti di fatturazione dati diversi dai consumi effettivi, per evitare la presenza di un elemento di confusione per il cliente finale. Nella valutazione della possibilità di prevedere in fattura unicamente consumi effettivi per i clienti finali in maggior tutela dotati di misuratori elettronici telegestiti, l’Autorità ha valutato come ciò causerà ai venditori la perdita di uno strumento capace di contenere il rischio creditizio e garantire la stabilità dei flussi finanziari, determinando, pertanto, impatti •. il livello di indebitamento;. •. maggiori oneri finanziari da riconoscere.. Il DCO 12/10 va, allora, a prefigurare tre scenari, posti in alternativa tra di loro, in grado di “internalizzare” il conseguente aumento dei costi di commercializzazione del venditore. Di queste, due delle soluzioni prospettate prevedono un incremento dell’impegno del distributore, nel senso di: •. una maggiore strutturazione del servizio di messa a disposizione dei dati di misura, in particolare nell’ipotesi di introdurre: o l’obbligo di pubblicazione da parte del distributore del calendario della messa a disposizione dei dati di misura;. Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2010. 36. WorldReginfo - 8dd88a1d-00ee-4f67-b91c-c066df1b9827. per quel che riguarda:.