GARE GAS
ATeM La Spezia – al via la gestione di Italgas nell’ATeM La Spezia
Previsti investimenti per per 230 mln € nei 12 anni di concessione. Dell’Orco: “Acceleriamo il percorso di transizione ecologica”.
Conclusasi positivamente la querelle con Ireti di fronte alla giustizia amministrativa, Italgas Reti, tramite l’amministratore delegato Pier Lorenzo Dell’Orco, ha sottoscritto il contratto di servizio per la gestione della distribuzione gas nell’Ambito territoriale “La Spezia” (33 Comuni e oltre 111 mila clienti serviti), in forza della gara vinta nel novembre 2022. Per i prossimi 12 anni di durata della concessione, precisa una nota, Italgas ha pianificato 230 milioni di euro di investimenti che consentiranno di completare lo sviluppo dell’infrastruttura affinché sia intelligente, digitale e flessibile, in grado di supportare il processo di decarbonizzazione dei consumi.
Più nel dettaglio, il piano prevede in primis la posa di circa 400 chilometri di nuove condotte e il potenziamento di oltre 40 chilometri di rete per raggiungere aree non ancora servite, a beneficio di circa 9.000 nuovi clienti, con risparmi economici quantificabili in 218 milioni di euro e vantaggi ambientali in termini di riduzione di CO2 e sottili polveri.
Previsto poi l’ammodernamento di 100 chilometri di rete e oltre 400 impianti intermedi che saranno dotati di sistemi di monitoraggio e telecontrollo.
Infine, il completamento del piano di sostituzione dei contatori tradizionali con smart meter di ultima generazione, così che tutti i clienti dell’Ambito ne siano dotati.
“Il rinnovato rapporto con l’Ambito di La Spezia – ha dichiarato Dell’Orco – ci consente di accelerare il percorso di transizione ecologica verso un’economia decarbonizzata. Con 230 milioni di euro di investimenti puntiamo a consolidare la rete per renderla sempre più intelligente, capillare e resiliente così da permettergli di accogliere quote crescenti di gas rinnovabili come biometano, idrogeno e metano sintetico. In tal modo avviciniamo l’obiettivo del net-zero e ci confermiamo come Network Tech Company del futuro. La nostra visione dell’energia passa per una rete interconnessa, multigas e controllata da remoto, in grado di garantire un servizio sempre più efficiente, sicuro e sostenibile. Questo futuro, grazie all’operatività quotidiana e alle competenze di Italgas, è già una realtà anche per La Spezia”.
Link: https://www.quotidianoenergia.it/module/news/page/entry/id/511865
SPOT
Gare gas: un caso di scuola (su come non fare una riforma)
A quasi un quarto di secolo dalla norma che l’ha avviata, la riforma del servizio di distribuzione gas detiene un record poco invidiabile: tra le misure di policy che hanno visto la luce nello stesso periodo nell’energia è quella in cui più stridente è il contrasto tra la quantità di lavoro fatto per realizzarla e i risultati ottenuti. Mentre l’energia va incontro a nuovi profondi cambiamenti, vale la pena di fermarsi a rifletterci, quantomeno per non ripetere esperienze simili.
Il prossimo maggio saranno 25 anni dall’entrata in vigore del Dlgs 164/2000. Agli articoli 14-16 stabiliva:
- che il servizio di distribuzione dovesse essere affidato esclusivamente a gara per periodi non superiori a dodici anni dagli enti locali, anche in forma associata, con procedure da bandire entro gennaio 2003;
- che i rapporti tra gestore e comuni fossero regolati da un contratto tipo da emanare entro sei mesi;
- che lo status quo potesse proseguire in via transitoria al massimo fino al 2007.
Anche se pochi probabilmente potevano immaginare quanto, si capì abbastanza presto che le cose non sarebbero andate così spedite. Già i primi anni di transitorio furono caratterizzati da conflittualità e tensioni tra operatori e comuni, con la necessità di ripetuti interventi di chiarimento del ministero competente. Dopo cinque anni le incertezze e le lacune del quadro di regole erano ancora molte e, insieme alle pressioni contrapposte sui decisori, facevano sì che il sistema delle gare non fosse ancora per nulla pronto.
Il meccanismo parve poi partire nella seconda parte del decennio, con alcune centinaia di gare su base comunale, ma fu in realtà una falsa partenza, con procedure disegnate senza un modello comune ed eccessi degli enti locali nella richiesta di canoni concessori.
Ciò indusse il legislatore a nuovi interventi correttivi e da ultimo a fermare l’intera macchina per definire un sistema diverso, basato su poco meno di 180 affidamenti per macro ambiti invece che su migliaia di comuni. Un sistema inoltre da lanciare solo dopo aver definito gli aspetti chiave rimasti in sospeso (contratto e bando tipo, criteri di gara, clausola sociale per i dipendenti).
Il cantiere normativo partì nel 2009 e vide un imponente dispiegamento di tempo ed energie da parte tanto degli operatori e delle loro associazioni quanto dell’allora Map e dell’Autorità di settore, conclusosi infine con l’uscita in Gazzetta dell’ultimo decreto a inizio 2012. Una fine lavori che si sarebbe però rivelata solo l’inizio di una nuova serie di problemi.
Il decennio successivo fu infatti segnato da uno scontro sordo e non dichiarato su alcuni nodi di fondo, il valore di riscatto degli impianti e il destino degli asset di proprietà pubblica, con annesso stillicidio di aggiustamenti normativi e regolamentari.
Questo stato di cose paralizzò di fatto un meccanismo che già richiedeva un’attuazione complessa, dalla formazione degli ambiti alla stesura dei bandi. Nel 2017 si assistette a un’improvvisa ondata di bandi, diverse decine usciti in GU, ma di nuovo si trattò solo di un colpo a salve. Le procedure erano in gran parte scatole vuote pubblicate pro forma, prorogate all’infinito per finire in nulla.
Ad oggi di gare per ambito ne sono state aggiudicate solo meno di una decina, molte – letteralmente o di fatto – con un solo concorrente. A queste vanno aggiunte quelle effettuate prima per singolo Comune, giunte nel frattempo alla scadenza dell’affidamento. Un oggettivo insuccesso per una norma che puntava sulla leva della concorrenza per il mercato per favorire il consolidamento di un settore molto frammentato e nel frattempo l’efficienza del servizio.
Le aggregazioni che pure si sono viste nel settore dal 2000 a oggi sono tutte avvenute senza le gare, prima per gli incentivi all’aggregazione dello stesso Dlgs Letta, poi per le soglie dimensionali degli Atem troppo alte per i distributori più piccoli, più di recente per la stretta tariffaria che ha ridotto i margini degli operatori minori. Mai, come si vede, sotto la spinta di una dinamica competitiva come quella prevista dal decreto.
Alcune importanti operazioni di M&A hanno visto protagonisti in particolare i grandi operatori del settore, come nei casi Italgas-AcegasAps e 2i Rete Gas-Nedgia/Gas Natural Italia. Ora i due leader del mercato hanno, infine, annunciato una fusione tra loro, operazione che di fatto svuoterebbe in gran parte di senso l’intero sistema delle gare, per la sproporzione tra il nuovo soggetto e qualunque altro operatore attivo in Italia. Tanto che per consentire il via libera dell’Antitrust all’operazione si intravede un ricorso alla deroga prevista dalla legge 287/90 per motivi di interesse nazionale.
In un simile contesto, nonostante l’infrastruttura di distribuzione resterà parte importante del sistema energetico ancora nel medio termine, il decisore pubblico è sembrato in questi anni disinteressarsi del tema. Non solo mostrando poca convinzione nei progetti per sbloccare l’impasse delle gare – un DM di correzione è da tempo sui tavoli del Mase – ma più in generale non chiarendo se quindi ritenga accettabile un consolidamento senza competizione né, da ultimo, quale ruolo preveda per le reti locali nel futuro energetico del Paese.
Nel frattempo però una riflessione sul fallimento ad oggi delle gare gas pare opportuna.
“Andrò in pensione e quella resterà una situazione che dopo 20 anni è rimasta più o meno com’era”, rispondeva Gilberto Dialuce a fine 2020 alla domanda della Staffetta Quotidiana sulla sua maggiore disillusione in 40 anni alla direzione energia del ministero. Le ragioni dell’insuccesso in realtà sono molte e metterle a fuoco sarebbe lungo e difficile. Da un lato, hanno certamente pesato le spinte degli stakeholder a frenare (o a stravolgere) il processo, più forti e numerose di quelle ad avanzare: tutti gli operatori per non perdere le gestioni, i comuni per non perdere potere e/o entrate, i piccoli per non uscire di scena, i grandi per crescere al minor costo. Dall’altro, quanto al decisore pubblico, l’aver avviato un processo complesso senza avere forse presenti tutti gli ostacoli e senza un’idea sufficientemente chiara di dove si volesse andare, o la capacità di mantenerla. Di sicuro un caso di scuola, da studiare per non ripetere.
A cura di – Gionata Picchio (Vicedirettore Staffetta Quotidiana)
Quando è possibile una concentrazione tra imprese di distribuzione del gas?
Il 5 ottobre 2024 Italgas ha annunciato che i soci di 2i Rete Gas, F2i SGR con il 63,9% e Finavias (gruppo Ardian) con il 36,1%, hanno accettato l’offerta vincolante per la vendita delle loro azioni e hanno stipulato con Italgas il contratto di compravendita, al termine della trattativa in esclusiva iniziata a maggio 2024. Di seguito, analizziamo i presupposti per l’approvazione dell’operazione da parte dell’Autorità Garante per la Concorrenza e il Mercato (AGCM o Autorità) e se si applica il golden power del governo.
L’art. 16 l. 287/1990 (legge antitrust) stabilisce che le concentrazioni tra imprese (fattispecie che comprende l’acquisto del controllo societario) devono essere comunicate preventivamente ad AGCM nel caso in cui si verifichino due condizioni (doppia soglia): (i) il fatturato totale realizzato a livello nazionale dall’insieme delle imprese interessate supera 567 milioni di euro, e (ii) il fatturato totale realizzato individualmente a livello nazionale da almeno due delle imprese interessate è superiore a 35 milioni di euro (valori aggiornati da AGCM l’11/03/2024). L’operazione supera entrambe le soglie di fatturato ed è quindi soggetta all’obbligo di notifica preventiva ad AGCM. Il 24 ottobre Italgas ha comunicato di aver trasmesso all’Autorità i documenti rilevanti per ottenere l’approvazione.
Secondo la legge antitrust, entro 30 giorni dal ricevimento della notifica, l’Autorità avvia l’istruttoria se ritiene che l’operazione “ostacoli[…] in modo significativo la concorrenza effettiva nel mercato nazionale o in una sua parte rilevante, in particolare a causa della costituzione o del rafforzamento di una posizione dominante” (art. 6, co. 1, l. 287/1990). Nel nostro caso, a fronte di 24 milioni di contatori allacciati alla rete (PDR) a livello nazionale, Italgas ha circa 6,5 milioni di PDR ed esercita il servizio di distribuzione in 1.967 comuni. 2i Rete Gas ha quasi 4,9 milioni di PDR e svolge il servizio in 2.226 comuni. Per quanto riguarda i volumi di gas distribuito nel 2023, Italgas è il primo operatore, mentre 2i Rete Gas è il secondo e nel complesso, le due società raggiungono oltre la metà del mercato italiano della distribuzione gas.
È indubbio che la concentrazione rafforzerà la posizione dominante di Italgas nel mercato italiano, facendo venir meno il suo principale concorrente nelle gare d’ambito per l’assegnazione delle concessioni.
Nella maggior parte delle gare svolte finora hanno partecipato entrambe le società. Ciò non significa, però, che l’Autorità bloccherà automaticamente l’operazione, ma è sicuro che imporrà specifici rimedi per ripristinare la concorrenza nel settore.
Infatti, molte volte AGCM autorizza un’operazione, dichiarandola compatibile con il mercato, a condizione che le imprese apportino al loro progetto le modifiche necessarie per eliminare, o almeno ridurre entro limiti tollerabili, gli effetti anti-concorrenziali (art. 8 §2 Reg. UE n. 139/2004 e art. 6, co. 2, l. 287/1990). Le misure correttive prescritte da AGCM sono di due tipi: a) di carattere strutturale, che consistono nell’obbligo di cedere ai concorrenti rami d’azienda o beni immateriali, come marchi e brevetti; e b) di carattere comportamentale, che consistono (ad esempio) nell’obbligo di garantire forniture ai concorrenti o di vendere a prezzi di mercato. In alcuni casi, l’Autorità ha prescritto entrambi i tipi di misure correttive. La stampa ha dichiarato che Italgas prevede a dismissione di rami di azienda di distribuzione gas per un valore di 1 miliardo di euro, a fronte di un valore dell’operazione di 5,3 miliardi di euro (debito compreso).
Per determinare quali misure correttive l’Autorità potrebbe prescrivere a Italgas è utile esaminare i provvedimenti precedenti.
L’assegnazione delle concessioni per il servizio di distribuzione gas avviene tramite gare (art. 14, d.lgs. 164/2000), indette per ciascuno degli ambiti territoriali minimi o ATEM (art. 46-bis, d.l. 159/2007) individuati con il DM 226/2011 che ha suddiviso l’Italia in 177 ambiti di gara o ATEM.
Secondo l’Autorità ogni gara di ATEM rappresenta un mercato distinto.
Due sono gli aspetti considerati da AGCM per stabilire se l’acquisizione influisce sulla concorrenza in ciascuna gara di ATEM: a) se l’operazione elimina uno dei potenziali concorrenti alla gara, identificato in base alla quota percentuale di PDR posseduti sul totale dell’ATEM (es., la società target ha almeno 20% dei PDR); oppure b) se l’operazione rafforza il principale gestore uscente (acquirente), aumentando la sua quota (es., fino al 65%-70%) in modo da scoraggiare gli altri potenziali partecipanti alla gara, anche quando la percentuale acquisita è troppo bassa perché l’impresa target abbia interesse a partecipare alla gara.
Negli ATEM in cui viene meno un concorrente alla gara, l’Autorità prescrive all’acquirente l’obbligo di cedere concessioni ad un soggetto terzo, in misura tale da ripristinare la concorrenza per la gara. Il terzo acquirente, che deve essere selezionato con procedure trasparenti, deve avere determinate caratteristiche: essere indipendente dall’impresa cedente; avere mezzi finanziari e capacità tecnica per sviluppare l’attività e partecipare alla gara d’ambito (quindi, non può essere un semplice soggetto finanziario); non deve essere un distributore che ha già oltre il 10% dei PDR nell’ATEM, perché altrimenti avrebbe già interesse a partecipare alla gara per conto suo.
Negli altri casi in cui l’operazione incide sulla concorrenza, l’Autorità prescrive misure alternative alla cessione dei rami di azienda, a favore degli altri concorrenti alla futura gara d’ambito: (i) pagamento dilazionato delle reti della società che effettua l’acquisizione; (ii) facoltà di assumere un numero di dipendenti della società acquirente inferiore rispetto a quello stabilito dalle norme, in caso di subentro nella gestione; (iii) maggiori obblighi informativi, ecc.
Nel nostro caso, dato che 2i Rete Gas è un potenziale concorrente alla gara in molti ATEM, è prevedibile che le dismissioni imposte da AGCM saranno numerose, probabilmente maggiori rispetto a quelle preventivate da Italgas. Inoltre, viste le dimensioni dell’operazione, ci sarà il problema di trovare gli acquirenti.
Quanto alla golden power, a disciplinarne l’esercizio è il D.L. 21/2012. L’art. 2 prevede l’obbligo di notifica preventiva alla Presidenza del Consiglio dei Ministri di delibere, atti o operazioni adottati da un’impresa che detiene uno o più attivi ritenuti strategici e che determinano un mutamento della loro titolarità, controllo o disponibilità. Al termine dell’istruttoria, il Consiglio dei Ministri può esercitare, entro 45 giorni, il potere di veto sull’operazione o imporre prescrizioni o condizioni se risultano sufficienti ad assicurare la tutela degli interessi pubblici. Trascorso il termine di 45 giorni senza che venga emanato alcun provvedimento, l’operazione può essere effettuata.
L’efficacia degli atti societari oggetto di notifica è sospesa durante il termine di 45 giorni. Gli atti posti in essere in violazione della disciplina del golden power sono nulli. Inoltre, è prevista una sanzione amministrativa pecuniaria fino al doppio del valore dell’operazione e comunque non inferiore all’uno per cento del fatturato dell’ultimo esercizio.
Le reti e impianti di rilevanza strategica nei settori dell’energia, trasporti e comunicazioni, ai quali si applica il golden power, sono individuati con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri (art. 2, co. 1, D.L. 21/2012). L’art. 1 del D.P.C.M. 23/12/2020, n. 180, ha individuato gli attivi di rilevanza strategica nel settore dell’energia. Per quanto riguarda il settore del gas, sono stati individuati la rete nazionale di trasporto, gli impianti di stoccaggio e quelli di rigassificazione. Perciò, la rete di distribuzione del gas naturale non sembra rientrare tra gli attivi strategici a cui si applica il golden power, anche se la normativa è complessa, stratificata e di difficile interpretazione.
In ogni caso, nel nostro caso non ci sono i presupposti per l’esercizio del potere di veto da parte del governo, i quali consistono nella “minaccia di grave pregiudizio per gli interessi pubblici relativi alla sicurezza e al funzionamento delle reti e degli impianti e alla continuità degli approvvigionamenti” (art. 2, co. 3, D.L. 21/12). Inoltre, il controllo sull’acquirente Italgas appartiene a società italiane, CDP Reti e Snam, per cui l’operazione non comporta il passaggio del controllo sostanziale sugli impianti di distribuzione ad un soggetto estero.
A cura di – Luigi Giuri (Giuri Associati)
Il mercato del gas: verso un modello equo e ambientalmente sostenibile
Siamo consapevoli che l’attuale momento storico ci impone di coniugare sicurezza energetica e salvaguardia ambientale, con la inevitabile necessità di adottare un approccio neutrale rispetto alle possibili tecnologie e fonti per la decarbonizzazione. Siamo altresì consapevoli che tale approccio merita delle riflessioni, affinché sia realmente perseguibile da ogni settore interessato e che il gas – nelle sue evoluzioni green – si conferma coprotagonista delle sfide energetico ambientali nei settori hard to abate, includendo tra questi anche il settore residenziale.
La transizione verso un sistema di generazione elettrica, caratterizzato da percentuali sempre più elevate di fonti rinnovabili, richiede – infatti – lo sviluppo in parallelo di sistemi secondari di bilanciamento della rete, in grado di assicurare la continuità delle attività produttive, lo sviluppo economico ed il mantenimento dei livelli occupazionali. Lo scenario ottimale prevede una combinazione di stoccaggi, avvalendosi delle diverse tecnologie disponibili, carburanti a ridotte emissioni quali idrogeno, biocarburanti e biometano, e centrali a gas con cattura delle emissioni. L’integrazione di queste soluzioni, tra loro complementari, non solo riduce i costi totali della decarbonizzazione del sistema energetico, ma contribuisce ad assicurare quella sicurezza energetica per troppi anni trascurata e che come, occorso nel 2022, ha provocato conseguenze molto pesanti sull’economia.
Se i numeri confermano che il gas sarà indispensabile per i prossimi anni risulta, altresì, vero che all’infrastruttura del gas è già richiesto di assumere nuove connotazioni, visto l’obbligo di lavorare in condizioni decisamente diverse rispetto a quelle vissute negli ultimi decenni.
Rispetto all’impostazione del D. Lgs Letta, infatti, sono cambiati gli obiettivi e il contesto: non più sviluppi ed ampliamenti della rete, ma immissioni di gas rinnovabili, contenimento delle emissioni fuggitive, digitalizzazione, progressiva sincronizzazione con la distribuzione elettrica, solo per citarne alcuni.
Anche il mestiere del distributore sta cambiando e questo non può non impattare sulla struttura del mercato e sulla dimensione tecnica e finanziaria idonea ad affrontare tale sfida. Se oggi (dati aggiornati al 2023, Relazione annuale ARERA 2024) abbiamo 186 operatori di cui 138 con meno di 50.000 punti di riconsegna, domani tale sfida necessita di una capacità gestionale diversa benché la stessa Arera confermi livelli ottimali di sicurezza e qualità del servizio anche da parte dei distributori di minori dimensioni.
Con la Delibera 570/2019/R/gas l’Autorità ha orientato il sistema tariffario verso un unico costo efficiente standard, senza salvaguardare le specificità delle diverse classi dimensionali. Quasi al termine dell’attuale periodo regolatorio – e grazie a studi di settore conclusi recentemente da Assogas (Audizioni | Assogas) – si conferma il dato oggettivo secondo cui il gap costi operativi riconosciuti/costi operativi effettivi sembra seguire un andamento tendenzialmente inversamente proporzionale rispetto alla dimensione degli operatori. In altri termini, il vigente sistema tariffario riconosce ai distributori piccolissimi all’incirca la metà dei costi realmente sostenuti. A questo si aggiunge il peso di quei costi fissi non riconosciuti, svincolati dalle dimensioni degli operatori. Come noto, inoltre, la remunerazione delle immobilizzazioni si basa sul riconoscimento di un WACC unico e indipendente dalle dimensioni degli operatori, che per logica dovrebbe essere, invece, differenziato per classi dimensionali in modo da garantire l’equa remunerazione del capitale investito, unitamente ad un risparmio in tariffa. Lato investimenti, i piccoli subiscono, pertanto, un’ulteriore penalizzazione.
È evidente che per questi non è possibile alzare lo sguardo e competere con gli sforzi ambientali richiesti al comparto – al contempo – sempre più ambiziosi: basti pensare alla recente pubblicazione del Regolamento europeo Methane Emissions, secondo cui anche i distributori del gas sono chiamati a misurare, quantificare, comunicare e ridurre le perdite di emissioni fuggitive derivanti dalle reti. Questi obblighi ambientali si sovrappongono a quelli attualmente vigenti e legati al contenimento delle dispersioni ai fini della sicurezza gas. La qualità del servizio diventa multilivello e può essere realizzata solo grazie ad una forte spinta tecnologica supportata da maggiori investimenti.
Vista l’attuale frammentarietà dei distributori gas da un lato, e la necessità di maturare nuove competenze tecniche dall’altro, appare necessaria oggi una riflessione politica, legislativa, regolatoria ed industriale sul ruolo della distribuzione gas; non farlo, espone al rischio di costi inefficienti per i consumatori, investimenti rinviati o non ammortizzati, a seconda delle ipotesi, per i distributori, e comunque alla permanenza di un disegno ed assetto del mercato non coerente con il processo di decarbonizzazione già in corso.
Alla luce dei fallimentari risultati delle gare gas, oggi più che mai, serve riprogettare il mercato del gas per consentire a tutti gli operatori del settore di fornire attivamente il loro contributo in termini di competenze tecniche e forza economica nell’affrontare le nuove sfide energetico- ambientali.
Per facilitare tale disegno, si ritiene che le aggregazioni tra gli operatori, siano uno strumento concorrente al raggiungimento del nuovo assetto di mercato. Incentivarle consentirebbe ai nuovi operatori di gestire – e non subire – il processo di transizione energetica del nostro Paese, oltre a consentire ai soggetti più piccoli di reinvestire le loro risorse economiche in nuove attività concorrenti al raggiungimento degli obiettivi europei, oltre che nazionali, di decarbonizzazione.
In linea con quanto ipotizzato nel documento di consultazione ARERA n. 170 del 2019, Assogas aveva condotto uno studio in base al quale il processo di aggregazione, stimolato dagli incentivi proposti, avrebbe condotto a pochi nuovi soggetti, grandi e medi, il cui contributo pro-competitivo avrebbe conseguito risultati più efficienti nel processo di gare per l’aggiudicazione del servizio di distribuzione del gas, senza impatti significativi sotto l’aspetto tariffario, e quindi sul cittadino. Dopo anni il tema sembra essere ritornato nei to do dell’Autorità: lo scorso anno il DCO 423/2023/R/EEL promuoveva meccanismi stimolanti volti a favorire le aggregazioni nel settore della distribuzione elettrica, ponendo con adeguata chiarezza il tema della convergenza opportuna delle diverse dimensioni tra le distribuzioni elettrica e del gas, a partire da quella concessoria. A distanza di un anno, il DCO 427/2024/R/gas – in corso di analisi – riguardante la rideterminazione dei costi operativi in ottemperanza alle varie sentenze del Consiglio di Stato, anticipa l’avvio di nuova consultazione tesa a favorire le aggregazioni degli operatori di minori dimensioni partendo dall’incentivazione sia degli Opex che dei Capex. La consapevolezza sembra oggettiva.
Per la prima volta, sembra prioritario il tentativo di ridisegnare l’assetto degli ambiti territoriali, tema assai delicato alla luce dell’acquisizione Italgas-2i Rete Gas con cui il soggetto unico acquisirebbe la copertura superando il 50% del mercato nazionale a fronte della restante quota ripartita tra i 184 operatori.
Tale acquisizione rende urgente il processo di consolidamento degli operatori per evitare frammentarietà da un lato e dominanza dall’altro. Quello da approfondire è sicuramente la modalità, per consentire ai piccoli una adeguata valorizzazioni dei loro impianti e ai medi di permanere sul mercato con stabilità. La modifica alla dimensione degli Atem deve essere, pertanto, preceduta da un’attenta valutazione volta a trovare il giusto equilibrio tra la ricerca di un’efficienza minima dal punto di vista industriale e la garanzia di una sufficiente partecipazione degli operatori alle gare.
A cura di – Daniela Lobosco (Direttore Generale ASSOGAS)
Italgas: investimenti per 15,6 miliardi nel periodo 2024 – 2030
È una montagna di risorse quella prevista dal Piano strategico 2024-2030 di Gruppo Italgas. Ben 15,6 miliardi di euro destinati agli investimenti, una cifra superiore del 92%, ovvero un aumento di 7,5 miliardi, rispetto al documento precedente. Risorse destinate a completare l’operazione di acquisizione di 2i Rete Gas, agli interventi per lo sviluppo della distribuzione del gas in Italia e in Grecia, al rafforzamento della presenza nel settore idrico e ad accelerare la crescita nel campo dell’efficienza energetica, offrendo un importante contributo al raggiungimento degli obiettivi climatici Ue. Il nuovo Piano “mette il turbo” allo sviluppo tecnologico e all’automazione di reti, impianti e processi, una nuova fase che potrà contare sulle opportunità offerte dall’Intelligenza artificiale, alleato strategico per migliorare ulteriormente la qualità del lavoro, l’eccellenza operativa e la redditività in tutte le aree di business di Italgas. Ma vediamo più nel dettaglio che cosa il nuovo documento prevede. Quasi 13 miliardi per la rete gas italiana – Per lo sviluppo del network italiano della distribuzione del gas sono messi a disposizione 12,8 miliardi di euro, 7,8 miliardi in più rispetto al Piano precedente, dei quali 2,7 miliardi di euro destinati alla digitalizzazione. Le risorse comprendono l’acquisizione di 2i Rete Gas, la completa digitalizzazione della sua rete, l’applicazione del sistema DANA 2.0 (Digital Advanced Network Automation) ulteriormente potenziato dall’Intelligenza artificiale e gli impegni assunti nell’ambito delle gare Atem che il Gruppo si è aggiudicato. Per quanto riguarda le applicazioni dell’AI, il massiccio programma di digitalizzazione delle reti e dei processi aziendali realizzato negli ultimi anni mette già a disposizione dell’Intelligenza artificiale e della Generative AI una grande mole di informazioni per abilitare processi decisionali sempre più efficienti, tempi di risposta più rapidi, una qualità del servizio superiore e costi ridotti. Sono già stati individuati oltre cento use case nelle attività di gestione dell’infrastruttura, efficienza energetica, gestione degli investimenti, esercizio e manutenzione della rete. Tra le altre attività sulla rete, si prevede il roll-out massivo di Nimbus, lo smart meter “H2 ready” proprietario. L’installazione su larga scala del misuratore inizierà nel 2025 e coinvolgerà anche i nuovi asset di 2i Rete Gas arrivando a 6 milioni di Nimbus al 2030. 140 milioni sono destinati al completamento della metanizzazione della Sardegna, con la costruzione delle ultime reti “native digitali” e la conversione a gas naturale delle reti dei capoluoghi Cagliari, Sassari, Oristano e Nuoro. Gare Atem e sviluppo della rete in Grecia – L’ammontare di investimenti per la partecipazione alle gare Atem e per lo sviluppo delle concessioni acquisite si attesta a 1,1 miliardi di euro. L’impegno per lo sviluppo della rete di distribuzione gas in Grecia, attraverso la controllata Enaon, è invece pari a un miliardo di euro (+100 milioni), che serviranno per l’estensione dell’infrastruttura e la sua digitalizzazione. Obiettivo del Gruppo è di portare il metano in aree ancora non servite e, al tempo stesso, abilitare la rete alla distribuzione dei gas rinnovabili. L’estensione della rete passerà dagli attuali quasi 8.000 chilometri a oltre 11.000 chilometri a fine Piano, con un incremento delle utenze servite dalle attuali 600.000 a circa un milione. Anche in Grecia è prevista l’installazione massiva di Nimbus. Ammodernare le reti idriche – Il Piano non trascura, ovviamente, il settore idrico, cui dedica 450 milioni di euro nei prossimi 7 anni. Le risorse serviranno per realizzare operazioni di acquisizione mirate, a portare nelle reti dell’acqua le best practice e le tecnologie sviluppate nella distribuzione del gas. Le principali attività riguardano la completa digitalizzazione della rete idrica, inclusa l’applicazione di Dana4Water, integrando funzionalità all’avanguardia grazie all’intelligenza artificiale, l’installazione di water smart meter e la sostituzione massiva di condotte e collegamenti con l’obiettivo di più che dimezzare le perdite idriche complessive registrate. Un Piano storico – «Il Piano Strategico 2024-2030 passerà alla storia di Italgas per la creazione del campione Europeo nella distribuzione del gas, rafforzando ulteriormente l’impegno per la trasformazione digitale delle infrastrutture, a beneficio dell’intero Paese – ha commentato Paolo Gallo, amministratore delegato del Gruppo Italgas -. La nuova dimensione del Gruppo combinata con l’innovazione e la trasformazione digitale costituisce il fattore determinante per assicurare il raggiungimento dei target della transizione energetica, la sicurezza degli approvvigionamenti e la sostenibilità dei costi dell’energia per persone e imprese».
Link: https://serviziarete.it/italgas-investimenti-per-156-miliardi-nel-periodo-2024-2030/
ARERA
Si segnalano le seguenti delibere:
- Delibera 26 novembre 2024 – 508/2024/R/gas
Osservazioni riguardanti il valore di rimborso da riconoscere agli enti locali per le porzioni di rete di distribuzione del gas naturale di loro proprietà per i comuni dell’Atem Roma 4 – Litorale Sud e Castelli Romani
Link: https://www.arera.it/atti-e-provvedimenti/dettaglio/24/508-24
- Delibera 19 novembre 2024 – 489/2024/R/gas
Rideterminazione di tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, per gli anni dal 2013 al 2023. Rettifica di errori materiali tariffe di riferimento 2023
Link: https://www.arera.it/atti-e-provvedimenti/dettaglio/24/489-24
- Delibera 29 ottobre 2024 – 448/2024/R/gas
Osservazioni riguardanti il valore di rimborso da riconoscere agli Enti locali per le porzioni di rete di distribuzione del gas naturale di loro proprietà, per i Comuni dell’Atem Perugia 1 – Città di Perugia e Nord-Ovest
Link: https://www.arera.it/atti-e-provvedimenti/dettaglio/24/448-24
AGENZIA DELLE ENTRATE
Trattamento fiscale ai fini delle imposte indirette – IVA e imposta di registro – dell’operazione di trasferimento degli impianti di distribuzione di gas naturale.
Risposta n. 207 del 18/10/2024