Comune di Modena e altri Azionisti Venditori
Comune di Modena e altri Azionisti Venditori
Meta S.p.A. Emittente
Prospetto Informativo
relativo all’ammissione a quotazione e all’offerta pubblica di vendita
e di sottoscrizione di azioni ordinarie META
Offerta Globale di massime n. 43.714.000 azioni ordinarie di META S.p.A.
Coordinatore dell’Offerta Globale e Responsabile del Collocamento
Sponsor Co-Sponsor
Advisor del Comune di Modena
Prospetto Informativo depositato presso la Consob in data 12 marzo 2003 a seguito di nulla osta comunicato in data 11 marzo 2003 con nota n. 3015820
L’adempimento di pubblicazione del Prospetto Informativo non comporta alcun giudizio della Consob sull’opportunità dell’investimento proposto e sul merito dei dati e delle notizie allo stesso relativi.
Indice
INDICE. 1
GLOSSARIO 5
AVVERTENZE PER L’INVESTITORE 13
INFORMAZIONI DI SINTESI SUL PROFILO DELL’EMITTENTE E SULL’OPERAZIONE 20
1. L’EMITTENTE 20
2. L’OFFERTA GLOBALE 24
3. DATI CONTABILI E MOLTIPLICATORI DI PREZZO 32
SEZIONE PRIMA INFORMAZIONI RELATIVE A META 35
CAPITOLO I. INFORMAZIONI RELATIVE ALL’ATTIVITÀ DI META 37
1.1 Storia ed evoluzione di META 37
1.2 Descrizione dell’attività di META 39
1.2.1 Introduzione 39
1.2.2 Gas e calore 43
1.2.3 Energia elettrica 48
1.2.4 Servizi ambientali 55
1.2.5 Servizi idrici 64
1.2.6 Servizi comuni 68
1.2.7 La Carta dei servizi di META 70
1.2.8 Politiche di META in campo ambientale 70
1.2.9 Informazioni sul grado di dipendenza da clienti, fornitori e finanziatori 73
1.2.10 Andamento del portafoglio ordini 73
1.2.11 Canali di vendita ed assistenza alla clientela 73
1.2.12 Opportunità e minacce 74
1.2.13 Caratteristiche dei settori di appartenenza e posizionamento competitivo di META 75
1.2.14 Principali fattori macro e micro-economici che possono condizionare l’attività di META 84
1.2.15 Fenomeni di stagionalità 84
1.2.16 Rischi di mercato 85
1.2.17 Fonti e disponibilità di materie prime, andamento medio annuo e volatilità dei relativi
prezzi 86
1.2.18 Situazione tariffaria nei settori di appartenenza di META e andamento medio annuo dei prezzi dei prodotti e servizi venduti 87
1.2.19 Quadro normativo di riferimento 98
1.2.20 Dipendenza da brevetti, licenze, contratti, marchi, concessioni e autorizzazioni 130
1.2.21 Beni gratuitamente devolvibili 141
1.2.22 Svolgimento di attività minerarie 141
1.2.23 Operazioni tra META e le parti correlate 141
1.2.24 Programmi futuri e strategie 144
1.3 Patrimonio immobiliare, impianti e attrezzature 148
1.3.1 Beni in proprietà 148
1.3.2 Beni in uso 149
1.4 Eventi eccezionali 150
1.5 Informazioni sul Gruppo di appartenenza di META 150
1.6 Altre informazioni 150
1.6.1 Personale e responsabili chiave 150
1.6.2 Investimenti 154
1.6.3 Politica di ricerca e sviluppo 158
1.6.4 Assicurazioni 159
1.6.5 Procedimenti giudiziari ed arbitrali 159
1.6.6 Posizione fiscale 160
1.7 Informazioni sul Gruppo facente capo a META 163
CAPITOLO II. INFORMAZIONI RELATIVE AGLI ORGANI SOCIALI DI META 167
2.1 Consiglio di Amministrazione 167
2.2 Collegio Sindacale 168
2.3 Soci fondatori 168
2.4 Direttore generale e dirigenti 169
2.5 Principali attività svolte dai componenti del Consiglio di Amministrazione, dai membri del Collegio Sindacale e dal Direttore Generale al di fuori di META aventi rilevanza per la stessa 169
2.6 Compensi destinati ai componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale
ed al Direttore Generale 170
2.7 Strumenti finanziari di META o delle sue controllate detenuti direttamente o indirettamente dai componenti il Consiglio di Amministrazione, dai membri del Collegio Sindacale e dal Direttore Generale 170
2.8 Interessi dei componenti il Consiglio di Amministrazione, dei membri del Collegio Sindacale e del Direttore Generale in operazioni straordinarie effettuate da META o dalle sue
controllate 171
2.9 Interessi dei dirigenti rispetto a META ed al Gruppo ad essa facente capo 171
2.10 Prestiti e garanzie concessi da META o da società controllate ai componenti il Consiglio di Amministrazione, ai membri del Collegio Sindacale ed al Direttore Generale 171
CAPITOLO III. INFORMAZIONI RELATIVE AGLI ASSETTI PROPRIETARI DI META 172
3.1 Azionisti che detengono partecipazioni superiori al 2% del capitale sociale 172
3.2 Variazioni della compagine sociale a seguito dell’Offerta Globale 172
3.3 Indicazione dell’eventuale soggetto controllante ai sensi dell’art. 93 del Testo Unico 173
3.4 Patti parasociali 173
CAPITOLO IV. INFORMAZIONI RIGUARDANTI IL PATRIMONIO, LA SITUAZIONE FINANZIARIA
E I RISULTATI ECONOMICI 174
Premessa 174
4.1 Stato Patrimoniale e Conto Economico riclassificati relativi agli esercizi chiusi al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001 176
4.2 Rendiconti finanziari relativi agli esercizi chiusi al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001 178
4.3 Prospetti delle variazioni nelle voci del patrimonio netto relative agli esercizi chiusi al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001 179
4.4 Andamento gestionale di META negli esercizi chiusi al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001 180
4.4.1 Analisi dell’andamento economico 180
4.4.2 Analisi dell’andamento patrimoniale e finanziario 191
4.5 Principi contabili utilizzati nella redazione dei bilanci di esercizio 197
4.6 Analisi della composizione delle principali voci contenute nello Stato Patrimoniale e nel Conto Economico della Società relativi agli ultimi tre esercizi 201
4.6.1 Stato Patrimoniale 201
4.6.2 Conto economico 222
CAPITOLO IV BIS. INFORMAZIONI RIGUARDANTI IL PATRIMONIO, LA SITUAZIONE FINANZIARIA ED I RISULTATI ECONOMICI 231
4.1 Stato Patrimoniale e Conto Economico riclassificati relativi alla situazione infrannuale consolidata al 30 settembre 2002, al bilancio chiuso al 31 dicembre 2001 e alla situazione infrannuale al 30 settembre 2001 232
4.2 Rendiconti finanziari relativi alle situazioni infrannuali al 30 settembre 2001 e 2002. 234
4.3 Prospetto delle variazioni nelle voci del patrimonio netto relative ai nove mesi chiusi al 30 settembre 2002. 235
4.3.1 Prospetto di raccordo tra il patrimonio netto della controllante ed il patrimonio netto consolidato al 30 settembre 2002 236
4.4 Andamento gestionale del Gruppo META nei nove mesi chiusi al 30 settembre 2002 237
4.4.1 Analisi dell’andamento economico 237
4.4.2 Analisi dell’andamento patrimoniale e finanziario 249
4.5 Principi contabili utilizzati nella redazione dei bilanci infrannuali 255
4.6 Analisi della composizione delle principali voci contenute nello Stato Patrimoniale e nel Conto Economico 257
4.6.1 Stato patrimoniale 257
4.6.2 Conto economico 275
4.7 Situazione trimestrale consolidata del IV trimestre 2002 283
4.7.1 Prospetti contabili 285
4.7.2 Note di commento 285
4.7.3 Evoluzione della posizione finanziaria netta 289
4.7.4 Investimenti 289
CAPITOLO V. INFORMAZIONI RELATIVE ALL’ANDAMENTO RECENTE E ALLE PROSPETTIVE DI META 291
5.1 Fatti di rilievo successivi al 30 settembre 2002 291
5.2 Evoluzione prevedibile della gestione 293
CAPITOLO VI. INFORMAZIONI DI CARATTERE GENERALE SU META 294
6.1 Denominazione e forma giuridica 294
6.2 Sede sociale ed amministrativa 294
6.3 Costituzione di META 294
6.4 Durata 294
6.5 Legislazione e foro competente 294
6.6 Iscrizione nel Registro delle Imprese e negli altri registri aventi rilevanza per legge 294
6.7 Oggetto sociale 295
6.8 Conformità dello Statuto al decreto legislativo 24 febbraio 1998 n. 58 e alle raccomandazioni
del Codice di Autodisciplina delle società quotate 296
6.9 Capitale sociale 297
6.10 Evoluzione del capitale sociale negli ultimi tre anni 298
6.11 Disciplina concernente l’acquisto ed il trasferimento delle Azioni 299
6.12 Capitale sociale deliberato ma non sottoscritto – Deleghe all’aumento del capitale sociale 300
6.13 Obbligazioni convertibili 301
6.14 Partecipazioni dei dipendenti al capitale o agli utili 302
6.15 Condizioni statutarie per la modifica del capitale e dei diritti annessi alle Azioni 302
6.16 Azioni proprie detenute da META 302
6.17 Autorizzazioni all’acquisto di azioni proprie. 302
SEZIONE SECONDA INFORMAZIONI RELATIVE AGLI STRUMENTI FINANZIARI OGGETTO
DELLA SOLLECITAZIONE E DELLA QUOTAZIONE 303
CAPITOLO VII. INFORMAZIONI RELATIVE ALLE AZIONI 305
7.1 Descrizione delle Azioni 305
7.2 Descrizione dei diritti connessi alle Azioni 305
7.3 Decorrenza del godimento 305
7.4 Regime fiscale 305
7.5 Regime di circolazione 310
7.6 Limitazioni alla libera disponibilità delle Azioni 310
7.7. Effetti di diluizione (differenza tra il Prezzo di Offerta e il patrimonio netto per azione in base all’ultimo bilancio d’esercizio). 310
7.8. Effetti di diluizione in caso di mancata sottoscrizione dei diritti d’opzione 310
CAPITOLO VIII. INFORMAZIONI RELATIVE A RECENTI OPERAZIONI AVENTI AD OGGETTO
GLI STRUMENTI FINANZIARI OGGETTO DELLA SOLLECITAZIONE E DELLA QUOTAZIONE . 311
8.1 Emissione e/o collocamento nei dodici mesi precedenti l’Offerta Globale 311
8.2 Offerte pubbliche nell’ultimo esercizio e nell’esercizio in corso 311
8.3 Altre operazioni 311
SEZIONE TERZA INFORMAZIONI RIGUARDANTI LA SOLLECITAZIONE 313
CAPITOLO IX. INFORMAZIONI RIGUARDANTI I PROPONENTI 315
9.1.1 Comune di Modena 315
9.1.2 Comune di Castelnuovo Rangone 315
9.1.3 Comune di Castelvetro di Modena 315
9.1.4 Comune di Lama Mocogno 315
9.1.5 Comune di Marano sul Xxxxxx. 316
9.1.6 Comune di Montecreto 316
9.1.7 Comune di Montefiorino 316
9.1.8 Comune di Pavullo nel Frignano 316
9.1.9 Comune di Polinago 316
9.1.10 Comune di Savignano sul Xxxxxx 317
9.1.11 Comune di Spilamberto 317
9.1.12 Comune di Vignola 317
9.1.13 Comune di Zocca 317
9.1.14 Comune di Sestola 317
9.1.15 Comune di Frassinoro 318
CAPITOLO X. INFORMAZIONI RIGUARDANTI I COLLOCATORI 319
10.1 Indicazione degli intermediari incaricati del collocamento 319
CAPITOLO XI. INFORMAZIONI RIGUARDANTI L’OFFERTA PUBBLICA 322
11.1 Ammontare dell’Offerta Globale 322
11.2 Titolarità e disponibilità dei titoli oggetto di vendita 322
11.3 Delibere e autorizzazioni 322
11.4 Destinatari dell’Offerta Pubblica 323
11.5 Limitazione o esclusione del diritto di opzione 323
11.6 Mercati dell’Offerta Globale 324
11.7 Periodo di Offerta Pubblica 324
11.8 Prezzo di Offerta 325
11.9 Incentivi all’acquisto nell’ambito dell’Offerta Pubblica 326
11.10 Modalità di adesione e quantitativi richiedibili nell’ambito dell’Offerta Pubblica 328
11.11 Criteri di riparto 330
11.12 Soggetto tenuto a comunicare al pubblico ed a Consob i risultati dell’Offerta Pubblica 332
11.13 Modalità e termini di comunicazione ai richiedenti della avvenuta assegnazione delle
Azioni 333
11.14 Modalità e termini di pagamento del prezzo 333
11.15 Modalità e termini di consegna delle Azioni 333
11.16 Collocamento e garanzia 333
11.17 Accordi di riacquisto 334
11.18 Stabilizzazione 334
11.19 Over Allotment e opzione di Greenshoe 334
11.20 Commissioni e spese relative all’operazione 334
11.21 Limiti temporanei all’alienazione delle Azioni 335
11.22 Stima del ricavato netto e sua destinazione 335
CAPITOLO XII. INFORMAZIONI RIGUARDANTI LA QUOTAZIONE 336
12.1 Mercati di quotazione 336
12.2 Estremi del provvedimento di quotazione 336
12.3 Inizio delle negoziazioni 336
12.4 Impegni dello Sponsor 336
CAPITOLO XIII. APPENDICI E DOCUMENTAZIONE A DISPOSIZIONE DEL PUBBLICO 337
13.1 Appendici 337
13.2 Documentazione a disposizione del pubblico presso la sede sociale di META e Borsa Italiana S.p.A. 337
CAPITOLO XIV. INFORMAZIONI RELATIVE AI RESPONSABILI DEL PROSPETTO, ALLA REVISIONE DEI CONTI ED AI CONSULENTI 377
14.1 Informazioni relative ai responsabili del Prospetto Informativo 377
14.2 Società di revisione 377
14.3 Organo esterno di controllo diverso dalla società di revisione 377
14.4 Informazioni e dati diversi dai bilanci annuali, inclusi nel Prospetto Informativo, verificati dalla società di revisione 377
14.5 Rilievi della società di revisione 377
14.6 Dichiarazione di responsabilità 378
Glossario
Acque reflue domestiche
Acque di scarico provenienti da insediamenti di tipo residenziale e da servizi derivanti prevalentemente dal metabolismo umano e da attività domestiche.
Abitante equivalente Unità di misura definita dalla normativa di settore come “carico organico biodegradabile avente una richiesta biochimica di ossigeno a cinque giorni (BOD5) pari a 60 grammi di ossigeno al giorno”.
Acque reflue industriali Acque scaricate da edifici in cui si svolgono attività commerciali o industriali o comunque diverse dalle utenze domestiche.
Acquirente Unico Ai sensi dell’articolo 4, comma 1, del Decreto Bersani, “il gestore della rete di trasmissione nazionale costituisce una società per azioni denominata
<<acquirente unico>>“. La società stipula e gestisce contratti di fornitura al fine di garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica necessaria e la fornitura di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio nonché di parità di trattamento, anche tariffario.
AEEG Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, istituita con la legge 14 novembre 1995 n. 481.
Anidride carbonica Componente naturale dell’atmosfera e prodotto finale dei processi di combustione di materiali contenenti carbonio.
ANPA Agenzia Nazionale per la Protezione dell’Ambiente, istituita con la legge 12 gennaio 1994 n. 61, svolge attività di monitoraggio, informazione e promozione in relazione alle tematiche ambientali.
ARPA Agenzia Regionale per la Protezione dell’Ambiente, integrata nel sistema a rete cui fa capo l’ANPA. Il sistema delle Agenzie Regionali per la Protezione dell’Ambiente comprende attualmente 19 agenzie sul territorio nazionale.
AT Alta tensione.
Ambito Territoriale Ottimale (“ATO”)
L’Ambito Territoriale Ottimale, in base alla Legge n. 36 del 1994, determina il livello territoriale di organizzazione del servizio idrico integrato in vista del superamento della frammentazione delle gestioni e del conseguimento di adeguate dimensioni gestionali; la legge regionale delimita i suoi confini in base al bacino idrografico.
Audit ambientale Processo di verifica sistematico e documentato per conoscere e valutare, con evidenza oggettiva, se il sistema di gestione ambientale di una organizzazione è conforme ai criteri definiti dall’organizzazione stessa.
Bar Unità di misura della pressione. 1 bar equivale a circa 1 atmosfera, 1 atmosfera equivale alla pressione esercitata da una colonna di xxxxxxxx xxxx circa 760 millimetri.
BT Bassa tensione.
Biogas Gas derivante da processi di decomposizione di materiale organico in ambiente anaerobico (in assenza di ossigeno) come, ad esempio, dalla frazione umida dei Rifiuti Urbani che, opportunamente trattati, possono essere utilizzati come combustibile per impianti di generazione termica e di energia elettrica.
Biomasse per combustibili di origine organica
Combustibile composto da sostanze ligneo-cellulosiche utilizzate per la produzione di energia mediante combustione; derivano o da residui di lavorazione o da colture specifiche.
Cabina elettrica Impianto della rete elettrica di distribuzione destinato alla trasformazione della tensione da MT a BT.
CAGR Tasso di crescita annuo composto.
Campi elettrici e magnetici
Spazi fisici con presenza di forze elettromagnetiche generate da cavi o apparecchiature elettriche ai quali è applicata una tensione alternata e che sono percorsi da corrente.
CCSE Cassa Conguaglio Settore Elettrico.
CDR Combustibile derivato da rifiuti.
Cenere Residuo solido della combustione costituito prevalentemente da idrocarburi incombusti e materiali inerti (metalli e altri prodotti non combustibili).
Centro elettrico Impianto della rete elettrica di distribuzione primaria destinato alla trasformazione della tensione AT in MT.
Certificati verdi I certificati verdi sono la nuova struttura di incentivazione delle fonti rinnovabili dopo la liberalizzazione del settore dell’energia elettrica introdotta dal Decreto Bersani. La precedente disciplina faceva capo alle leggi n. 9 e n. 10 del 1991 ed al CIP 6/1992.
Ciclo combinato Tecnologia per la produzione di energia elettrica da combustibili fossili tramite impianti a ciclo termico; aumentando il rendimento della centrale, permette di realizzare un sensibile risparmio energetico e contemporaneamente un miglioramento delle emissioni atmosferiche. In genere è costituito dall’accoppiamento di una o più turbine a gas con una turbina a vapore.
CIP Comitato interministeriale prezzi.
CIP 6/1992 Provvedimento del Comitato interministeriale prezzi n. 6/1992 che attua il regime previsto dalla Legge n. 9 del 1991 prevedendo prezzi di cessione incentivati per i produttori di energia elettrica che utilizzino processi produttivi che sfruttano fonti rinnovabili o assimilate e cedono la potenza prodotta al GRTN, subentrato ad ENEL.
Clienti idonei (settore elettrico)
Secondo l’articolo 2, comma 6 del Decreto Bersani, “è la persona fisica o giuridica che ha la capacità (...) di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all’estero”.
Clienti idonei (settore gas)
Secondo l’articolo 2, comma 1 del Decreto Letta, è “la persona fisica o giuridica che ha la capacità (...) di stipulare contratti di fornitura, acquisto e vendita con qualsiasi produttore, importatore, distributore o grossista, sia in Italia che all’estero, ed ha diritto di accesso al sistema”.
Clienti vincolati Secondo la terminologia della Direttiva Europea 96/92/CE sul mercato interno dell’energia elettrica e la Direttiva 98/30/CE sul mercato interno del gas naturale, si tratta dei clienti non ammessi a operare sul mercato libero.
Cogenerazione Sistema integrato per la conversione di energia primaria congiuntamente in energia elettrica e calore, regolata dalla delibera della AEEG n. 42 del 2002.
Compostaggio Trattamento aerobico (in presenza di ossigeno) della frazione organica putrescibile dei rifiuti che ha come prodotto finale un ammendante utilizzabile nelle colture vegetali, detto compost.
Decreto Bersani Decreto legislativo n. 79 del 16 marzo 1999 - “Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica”.
Decreto Letta Decreto legislativo n. 164 del 23 maggio 2000 - “Attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell’articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144”.
Decreto Ronchi Decreto legislativo n. 22 del 5 febbraio 1997 - “Attuazione delle direttive 91/156/XXX xxx rifiuti, 91/689/CEE sui rifiuti pericolosi e 94/62/CE sugli imballaggi e sui rifiuti di imballaggio”.
Depurazione Insieme dei trattamenti che permettono di eliminare totalmente o parzialmente da un’acqua le sostanze inquinanti. Esistono numerosi trattamenti di depurazione e il loro impiego dipende dalle caratteristiche dell’acqua da depurare e dal grado di depurazione che si vuole raggiungere. Gli impianti di depurazione si possono differenziare, a seconda dei processi di funzionamento su cui si basano, in fisici, chimico-fisici e biologici.
Discarica di prima categoria
Nelle discariche di prima categoria sono smaltite le seguenti tipologie di rifiuti: Rifiuti Urbani, Rifiuti Speciali Assimilabili ai Rifiuti Urbani, fanghi biologici stabilizzati, terre di fonderia e materiali da demolizioni e scavi.
Discarica di seconda categoria
Nelle discariche di seconda categoria sono smaltite le seguenti tipologie di rifiuti: Rifiuti Speciali non pericolosi o Rifiuti Speciali pericolosi sottoposti a trattamento tale da ricondurli allo stato di non pericolosi.
Dispacciamento (settore energia elettrica)
Definito dal Decreto Bersani come attività diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinati degli impianti di produzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari.
Dispacciamento (settore gas)
Definito dal Decreto Letta come attività diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinato degli impianti di coltivazione, di stoccaggio, della rete di trasporto e di distribuzione e dei servizi accessori.
Elettrodotto Insieme dei conduttori e dei sostegni (tralicci, pali) per il trasporto dell’energia elettrica.
Energia (potenza) attiva Energia elettrica trasformabile in energia di altra natura (ad esempio in energia meccanica); si misura in Watt (W), più spesso in kW.
Energia (potenza) reattiva
In un sistema elettrico in corrente alternata rappresenta l’energia scambiata con continuità fra i diversi campi elettromagnetici associati con il funzionamento del sistema elettrico medesimo e di tutte le apparecchiature ad esso connesse; si misura in Volt Ampere reattivi (VAr), più spesso in kvar. Al contrario dell’energia (potenza) attiva non può essere trasformata in energia di altra natura.
Fanghi attivi (di depurazione acque)
Sono i principali prodotti di risulta della depurazione delle acque, originati dai trattamenti di tipo fisico, chimico-fisico e biologico. Quando derivano dal trattamento depurativo di acque reflue domestiche e/o urbane sono caratterizzati da una notevole tendenza alla fermentazione anaerobica, dando luogo alla emissione di sostanze maleodoranti.
Gas È il gas naturale inteso quale miscela di metano ed altri idrocarburi fossili.
Gasolio Prodotto di distillazione del petrolio, è costituito da una miscela di idrocarburi liquidi.
Gcal Gigacalorie. 106 kcal.
Generatore Apparecchiatura che trasforma l’energia di un certo tipo in energia di altra natura (di solito elettrica).
GRTN Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale. L’articolo 7 della Direttiva Europea sul mercato interno dell’energia elettrica (96/92/CE) lo definisce quale soggetto responsabile della gestione, della manutenzione e, se necessario, dello sviluppo della rete di trasmissione in una data zona e dei relativi dispositivi di interconnessione con altre reti, al fine di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti. L’articolo 8 attribuisce al gestore della rete anche la responsabilità del dispacciamento degli impianti di generazione nella propria area di competenza e della determinazione dell’uso delle interconnessioni con altri sistemi.
GWh Gigawattora. 106 kWh.
Impatto ambientale Ogni modificazione dell’ambiente, negativa o benefica, totale o parziale, conseguente ad attività umane.
ISO 9000 e ISO 9001 Serie di norme emanate dalla ISO (International Standard Organization) relative alla qualità.
ISO 14000 e ISO 14001 Serie di norme emanate dalla ISO (International Standard Organization) relative alla tematiche ambientali.
Kcal Chilocalorie. Unità di misura tradizionale del calore corrispondente a 4.186,8 joule.
kV Chilovolt. 1000 volt. Il volt è l’unità di misura della tensione elettrica.
kW Chilowatt. Unità di misura della potenza: 1kW = 1.000 W.
kWh Chilowattora. Unità di misura dell’energia elettrica, pari all’energia elettrica prodotta in 1 ora da una macchina con potenza di 1kW.
Legge Finanziaria 2002 Legge n. 448 del 28 dicembre 2001.
Legge Finanziaria 2003 Legge n. 289 del 27 dicembre 2002.
Xxxxx Xxxxx Xxxxx n. 36 del 5 gennaio 1994 - “Disposizioni in materia di risorse idriche”.
Linea elettrica Elemento costituente la rete elettrica, formata dai conduttori per il trasporto dell’energia elettrica da un punto all’altro e dai relativi sostegni (tralicci, pali o altro, secondo i casi). Può essere aerea (con conduttori abitualmente nudi, a volte isolati) o interrata (cavo). Comprende una o più terne di conduttori.
MAP È il Ministero delle attività produttive, l’ex Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato.
Mcal Megacaloria. Equivale a 1.000 kcal.
MW Megawatt. 1MW = 1000 kW.
MWh Megawattora. 1 MWh = 1000 kWh.
Metanodotto Insieme di tubazioni di grande diametro per il trasporto del gas naturale a grande distanza e a pressione elevata.
Modulo Unità di misura dell’acqua nelle attività di captazione. 1 Modulo equivale ad una portata di 100 l/s ovvero circa 3 milioni di mc/anno.
MSmc 106 Smc.
MT Media tensione.
MVA Megavolt-ampere. Unità di misura della potenza elettrica totale.
Odorizzante Prodotto chimico a base di mercaptani e di tiofene che, aggiunto al gas naturale, gli conferisce il caratteristico odore atto ad avvertire tempestivamente le fughe di gas garantendo la sicurezza della distribuzione e dell’utilizzazione.
Olio combustibile Miscela di prodotti pesanti della distillazione del petrolio utilizzata come combustibile nelle centrali termiche e/o termoelettriche.
Opere di derivazione Opere idrauliche realizzate su corsi d’acqua o collegate a bacini idroelettrici che consentono il prelievo di portate idriche a scopi industriali, irrigui o potabili.
Ordine di merito L’ordine con il quale, istante per istante, gli impianti di generazione vengono chiamati ad operare per soddisfare la domanda di energia elettrica da parte del GRTN su indicazione del Gestore del Mercato..
Perdite elettriche Sono la conseguenza della resistenza opposta al flusso della corrente elettrica nella rete. A causa delle perdite, l’energia elettrica da rendere disponibile sulla rete (domanda elettrica) è maggiore dei consumi degli utenti. Le perdite sono comunemente espresse in termini assoluti o come percentuale della domanda elettrica.
Perdite idriche Perdite fisiche che si verificano nei manufatti e nelle gallerie e in occasione delle rotture delle condotte.
Percolato Sostanza ottenuta dalla filtrazione di acqua ed altre miscele liquide attraverso i rifiuti.
Polveri e fumi Insieme di microscopiche particelle solide disperse finemente nell’aria; la loro composizione varia a seconda delle attività da cui provengono.
Portata derivabile Quantità di acqua tecnicamente disponibile dalle fonti di emungimento (in base ai moduli delle concessioni governative).
Portata derivata Quantità di acqua effettivamente emunta dalle fonti.
Potenza Lavoro effettuato (energia) nell’unità di tempo.
Potere calorifico Calore prodotto da una unità di combustibile.
Price cap Criterio di regolazione della dinamica tariffaria. Si traduce nella fissazione ex ante di un limite superiore alla variazione tariffaria di specifici servizi in un arco temporale predeterminato generalmente pluriennale. Nella sua versione più semplice il vincolo alla crescita dei prezzi è dato dall’espressione t = p – x, dove t è la tariffa, p è il tasso di inflazione e x è il tasso di variazione della produttività. Il metodo fa sì che ogni risparmio di costo in eccesso a quello implicito nelle regole si traduca in maggiori profitti.
Protezione catodica Sistema di prevenzione della corrosione delle tubazioni metalliche interrate mediante applicazione di un potenziale elettrico negativo.
Raccolta differenziata La raccolta idonea a raggruppare i rifiuti urbani in frazioni merceologiche omogenee, compresa la frazione organica putrescibile, destinate al riutilizzo, al riciclaggio ed al recupero di materia prima.
Recupero energetico Utilizzazione dell’energia termica liberata in un processo di combustione, per la produzione di vapore da cedere a terzi o da sfruttare in un ciclo termico per la produzione di energia elettrica.
Regolamento EMAS Regolamento CEE 1836/93 di ecogestione ed audit ambientale (EMAS - Eco Management and Audit Scheme).
Rete di distribuzione Insieme di cavi, tubazioni, impianti volti alla distribuzione e vendita al cliente di energia elettrica, gas naturale, calore o acqua potabile.
Ricevitrice Impianto di misura e smistamento dell’energia elettrica ad AT o del gas naturale in alta pressione.
RIE Ricerche Industriali ed Energetiche. Società privata che dal 1983 opera nel campo dell’economia industriale, delle risorse energetiche e ambientali e dei sistemi a rete, attraverso: consulenza, ricerca, formazione e attività editoriali.
Rifiuti Il Decreto Xxxxxx definisce rifiuti “sostanze ed oggetti rientranti in certe categorie e di cui il detentore si disfi o abbia deciso o abbia l’obbligo di disfarsi”. Il Decreto Xxxxxx classifica i rifiuti, secondo l’origine, in urbani e speciali e, secondo le caratteristiche di pericolosità, in pericolosi e non pericolosi.
Rifiuti Pericolosi Rifiuti individuati negli allegati alla Legge n. 443 del 21 dicembre 2001 Lunardi (“Legge Lunardi”), nonché quelli considerati non pericolosi ma contenenti sostanze pericolose in determinate concentrazioni, stabilite dalla normativa vigente.
Rifiuti Urbani Ai sensi del Decreto Ronchi, sono rifiuti urbani:
a) i rifiuti domestici, anche ingombranti, provenienti da locali e luoghi adibiti ad uso di civile abitazione;
b) i rifiuti non pericolosi provenienti da locali e luoghi adibiti ad usi diversi da quelli di cui alla lettera a), assimilati ai rifiuti urbani per qualità e quantità, ai sensi dell’articolo 21, comma 2, lettera g);
c) i rifiuti provenienti dallo spazzamento delle strade;
d) i rifiuti di qualunque natura o provenienza, giacenti sulle strade ed aree pubbliche o sulle strade ed aree private comunque soggette ad uso pubblico o sulle spiagge marittime e lacuali e sulle rive dei corsi d’acqua;
e) i rifiuti vegetali provenienti da aree verdi, quali giardini, parchi e aree cimiteriali;
f) i rifiuti provenienti da esumazioni ed estumulazioni, nonché gli altri rifiuti provenienti da attività cimiteriale diversi da quelli di cui alle lettere b), c) ed e).
Rifiuti Speciali Ai sensi del Decreto Ronchi, sono rifiuti speciali:
a) i rifiuti da attività agricole e agro-industriali;
b) i rifiuti derivanti dalle attività di demolizione, costruzione, nonché i rifiuti pericolosi che derivano dalle attività di scavo;
c) i rifiuti da lavorazioni industriali;
d) i rifiuti da lavorazioni artigianali;
e) i rifiuti da attività commerciali;
f) i rifiuti da attività di servizio;
g) i rifiuti derivanti dalla attività di recupero e smaltimento di rifiuti, i fanghi prodotti dalla potabilizzazione e da altri trattamenti delle acque e dalla depurazione delle acque reflue e da abbattimento di fumi;
h) i rifiuti derivanti da attività sanitarie;
i) i macchinari e le apparecchiature deteriorati ed obsoleti;
l) i veicoli a motore, rimorchi e simili fuori uso e loro parti.
Rifiuti Speciali Assimilabili
Rifiuti che per composizione sono analoghi ai Rifiuti Urbani ma che provengono da attività produttive
Rifiuti Speciali Ospedalieri
Rifiuti, provenienti dalle case di cure ed ospedali, che hanno attinenza all’attività di cura (garze, farmaci, attrezzature monouso, ecc.).
Sistema di gestione ambientale
La parte del sistema di gestione generale che comprende la struttura organizzativa, le attività di pianificazione, le responsabilità, le prassi, le procedure, i processi, le risorse per elaborare, mettere in atto, conseguire, riesaminare e mantenere attiva la politica ambientale (ISO 14001).
Sistema Idrico Integrato (“SII”)
Il Sistema Idrico Integrato è definito dalla Legge n. 36 del 1994 come l’insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue.
Smc Standard metro cubo. Unità di misura del volume gas in condizioni standard (temperatura pari a 15°C e pressione atmosferica pari a 1,01325 bar).
Stazione e sottostazione elettrica
Impianto di trasformazione delle tensione e/o di smistamento dell’energia elettrica.
Tensione Differenza di potenziale tra due punti capace di dare luogo, se collegati, al passaggio di corrente elettrica. Si misura con un voltmetro.
T.U.F. o Testo Unico Testo unico delle disposizioni in materia di intermediazione finanziaria (Decreto Legislativo n. 58 del 24 febbraio 1998).
Testo Unico delle Leggi sull’ordinamento degli Enti Locali
Decreto Legislativo n. 267 del 18 agosto del 2000.
TWh Terawattora. 1 TWh = 1.000 GWh = 1.000.000 MWh = 1.000.000.000 kWh.
Trasformatore Macchina elettrica statica che eleva o riduce la tensione elettrica.
Trasmissione Fase intermedia delle attività di un sistema elettrico. Consiste nel trasporto dell’energia elettrica a grandi distanze (dal centri di produzione a quelli di consumo) utilizzando linee ai più alti livelli di tensione (sostanzialmente 380, 220 e 132 kV).
Turbina a gas (o turbogas)
Macchina per la produzione di energia elettrica mediante combustione ed espansione diretta dei gas di combustione.
Turbina Macchina motrice a flusso continuo capace di trasformare energia cinetica in energia meccanica, tramite un asse rotante mosso da un fluido in movimento; a seconda del fluido di supporto, la turbina può essere a gas, a vapore o idraulica.
VIA - Valutazione d’Impatto Ambientale
Procedura per la valutazione della compatibilità di un’opera con l’ambiente, inteso come complesso di risorse naturali, attività umane e patrimonio storico-culturale, introdotta in Italia dalla legge n. 349 dell’8 luglio 1986.
Watt Unità di misura della potenza.
AVVERTENZE PER L’INVESTITORE
Si invitano gli investitori a tenere in considerazione le seguenti informazioni, al fine di una migliore valutazione dell’investimento di cui al presente prospetto informativo
(“Prospetto Informativo”).
L’operazione presenta i rischi tipici di un investimento in titoli azionari.
1. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI A META
1.1 Controllo da parte del Comune di Modena e la non contendibilità dell’Emittente
Il Comune di Modena è attualmente l’azionista di controllo di Modena Energia Territorio Ambiente S.p.A. (“META”, “Società” o “Emittente”) con una quota pari al 75,01% del capitale sociale. Anche a seguito dell’Offerta Globale, nell’ipotesi di completa adesione alla medesima, di integrale esercizio della Greenshoe e di integrale conversione delle obbligazioni convertibili il Comune di Modena deterrà una partecipazione nel capitale sociale di META non inferiore al 50% più una azione ordinaria, rimanendo azionista di controllo della Società. Pertanto, a seguito dell’Offerta Globale (come di seguito definita) META non sarà contendibile. Partecipazioni rilevanti sono detenute anche da altri Comuni della Provincia di Modena non legati tra di essi da alcun patto parasociale.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo III, Paragrafi 3.3 e 3.4, Capitolo III, Paragrafo 3.1, Capitolo VI, Paragrafo 6.13 e Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.19 del Prospetto Informativo.
1.2 Rischio connesso all’eventuale termine degli affidamenti da parte del Comune di Modena e dei rapporti con il Comune stesso
META realizza una parte significativa dei propri ricavi dalla gestione dei servizi affidati dal Comune di Modena (l’11,5% circa dei ricavi delle vendite e prestazioni nei primi nove mesi del 2002).
In particolare, i servizi nei settori gas e calore, idrico ed ambientale vengono svolti da META sulla base di contratti di affidamento diretto che prevedono la facoltà del Comune di Modena di revocare l’affidamento del rispettivo servizio al verificarsi di gravi e reiterati inadempimenti da parte di META tali da pregiudicare in modo diffuso e grave la prestazione del servizio affidato; i contratti relativi all’affidamento del servizio idrico e dei servizi inerenti la gestione dei rifiuti prevedono, inoltre, una clausola risolutiva espressa attivabile dal Comune qualora META non fosse nominata gestore dell’ATO di riferimento. I contratti relativi all’affidamento dei servizi gas ed idrico prevedono tuttavia che, al termine dell’affidamento, per qualunque ragione questo intervenga, META debba retrocedere al Comune i beni strumentali alla prestazione dei servizi, a fronte del pagamento di un corrispettivo determinato secondo i criteri specificati in ciascun contratto.
Nel corso del 2001, i costi di META derivanti dai rapporti con il Comune di Modena sono stati pari a circa Euro 7.484 migliaia, mentre i ricavi sono stati pari a circa Euro 31.198 migliaia. Alla data del 31 dicembre 2001, i debiti di META nei confronti del Comune di Modena ammontavano a Euro 9.091 migliaia. Alla stessa data, XXXX vantava crediti nei confronti del Comune di Modena per circa Euro 12.449 migliaia. Inoltre, nel corso dei primi nove mesi 2002, i costi sono stati pari a circa Euro 5.509 migliaia, mentre i ricavi sono stati pari a circa Euro 20.166 migliaia; alla data del 30 settembre 2002 i debiti sono stati pari a circa Euro 22.065 migliaia, mentre i crediti sono stati pari a circa Euro 11.483 migliaia.
Alla data del Prospetto Informativo l’eventuale venire meno dei rapporti con il Comune di Modena avrebbe effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di META.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.20 1.2.23, Capitolo IV, Paragrafi 4.6.1 e 4.6.2 e Capitolo IV bis, Paragrafo 4.6.1 e 4.6.2 del Prospetto Informativo.
1.3 Concessione dell’attività di distribuzione di energia elettrica: sospensione, decadenza o revocabilità della concessione rilasciata all’Emittente
In data 2 maggio 2001, META ha sottoscritto con il MAP, ai sensi del Decreto Bersani, la convenzione relativa alla concessione unica dell’attività di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Modena e Castelnuovo Rangone. Il rilascio della concessione è avvenuto con decreto del MAP del 3 maggio 2001. La concessione, che ha durata fino al 31 dicembre 2030, prevede che il MAP possa disporre la sospensione o la decadenza anche parziale della Società dalla concessione nel caso di inadempimenti e violazioni da parte di META tali da pregiudicare in maniera grave e diffusa la prestazione del servizio
affidato. Inoltre, sempre in base alla concessione, qualora per sopravvenuti motivi di pubblico interesse la concessione non si riveli più idonea al perseguimento di determinati fini di utilità generale, il MAP può revocare anche parzialmente la concessione.
Alla data del Prospetto Informativo l’eventuale verificarsi di tali evenienze avrebbe effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di META.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda successiva Avvertenza 2.1 e Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo
1.2.20 del Prospetto Informativo.
1.4 Concessioni di derivazione dell’acqua: scadenza e mancato rinnovo delle concessioni rilasciate all’Emittente
La derivazione dell’acqua utilizzata da META per la distribuzione e vendita di acqua potabile si basa su concessioni accordate dalla Regione Xxxxxx Xxxxxxx. In particolare, è in corso l’istruttoria relativa al rilascio e/o proroga di alcune delle principali concessioni di derivazioni dell’acqua per uso potabile (che rappresentano circa il 26,8% dell’acqua captata da META per la distribuzione al 30 settembre 2002).
Non vi è garanzia che le concessioni per cui è ancora in corso l’istruttoria vengano accordate a META, né che allo scadere delle concessioni accordate le stesse saranno rinnovate. Alla data del Prospetto Informativo l’eventuale verificarsi di tali evenienze avrebbe effetti negativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di META.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20 del Prospetto Informativo.
1.5 Incertezze relative all’attività di smaltimento dei rifiuti mediante discariche: possibili ritardi e oneri imprevisti nella realizzazione di nuove discariche da parte dell’Emittente
Alla data del Prospetto Informativo META gestisce tre discariche controllate in esercizio operativo, dislocate nel Comune di Modena, le quali consistono in una discarica di prima categoria, una discarica di seconda categoria (tipo B) per rifiuti inertizzati ed una discarica di seconda categoria (tipo B) per scorie di incenerimento dei Rifiuti Urbani. La chiusura della discarica di prima categoria è prevista per il 2004, mentre le discariche di seconda categoria per scorie e per rifiuti inertizzati si prevede si esauriscano rispettivamente nel 2003 e 2004. Il piano provinciale adottato con delibera del Consiglio Provinciale di Modena del 24 luglio 1996 n. 202 e approvato con delibera della Giunta della Regione Xxxxxx Xxxxxxx con delibera del 24 giugno 1997 n. 1073 assegna a META la titolarità e la gestione di discariche di piano di prima e seconda categoria.
Qualora la realizzazione di tali nuove discariche non dovesse avvenire in tempi compatibili con la vita operativa residua delle attuali discariche, META potrebbe incorrere nei maggiori oneri connessi alla necessità di smaltire rifiuti senza fare ricorso a proprie discariche.
Inoltre, il Decreto Legislativo dell’11 dicembre 2002, attuativo della direttiva 1999/31/CE, impone alle società aventi in gestione una discarica una serie di attività per un periodo di 30 anni dalla chiusura della discarica. META sta provvedendo ad accantonare per le discariche in esercizio somme ritenute dalla Società congrue a coprire gli oneri imposti dal provvedimento in esame; tuttavia difficoltà di implementazione delle nuove disposizioni di legge ed altre cause non previste, potrebbero imporre a META oneri aggiuntivi rispetto a quelli accantonati con impatto negativo sui risultati economici della Società.
In data 19 marzo 2002, l’Associazione Italiana per il World Wide Fund for Nature (WWF) Onlus, il Comitato SOS Salviamo San Xxxxxx e altri proponevano ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale dell’Xxxxxx Xxxxxxx contro la Provincia di Modena e nei confronti di META e del Comune di Modena per chiedere l’annullamento della delibera della Giunta Provinciale di Modena n. 6 dell’8 gennaio 2002. In tale delibera si era positivamente valutato l’impatto ambientale e si era approvato ed autorizzato il progetto relativo alla realizzazione da parte di META di una discarica per i Rifiuti Speciali non pericolosi in Modena, via Scartazza. Una nuova udienza è stata fissata per il 6 marzo 2003. Pertanto, allo stato attuale delle conoscenze non è possibile prevedere quale sarà l’esito di tale ricorso.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.19.5 e 1.6.5 del Prospetto Informativo.
1.6 Rischi connessi all’incertezza circa l’esito del procedimento di acquisizione del ramo d’azienda di ENEL Distribuzione S.p.A. (“ENEL Distribuzione”) relativo alla distribuzione e alla vendita a clienti vincolati di energia elettrica nel Comune di Castelnuovo Rangone
Come previsto dal Decreto Bersani, META, in qualità di distributore di energia elettrica nel Comune di Castelnuovo Rangone con una quota di utenza superiore al 20%, ha richiesto ad ENEL Distribuzione il trasferimento del ramo d’azienda di ENEL Distribuzione relativo alla distribuzione e alla vendita a clienti vincolati di energia elettrica nel Comune medesimo. Il 6 agosto 2002 è stato depositato presso la cancelleria del Tribunale di Modena il lodo del collegio degli arbitratori incaricato di determinare il valore del ramo d’azienda che viene fissato in Euro 14.900.000 a fronte di una valutazione della Società pari a Euro 5.990.900 e di Enel Distribuzione pari a Euro 14.977.250. META non è obbligata a procedere all’acquisto del ramo d’azienda di ENEL Distribuzione alle condizioni decise dal collegio degli arbitratori. Alla data del Prospetto Informativo non è possibile prevedere con certezza l’esito del procedimento di acquisizione del suddetto ramo d’azienda e i suoi effetti sulle attività e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di META.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.3.1 e 1.2.20 del Prospetto Informativo.
1.7 Rischi connessi alla negoziazione di un accordo di joint venture con Suez-Acea-Electrabel
A seguito di una procedura ad evidenza pubblica per la scelta di un partner strategico, META ha avviato una negoziazione con la cordata Suez-Acea-Electrabel avente ad oggetto patti parasociali ed accordi commerciali riguardanti le attività di compravendita di energia elettrica e gas attraverso la società META ENERGY S.r.l., nonché modalità di collaborazione nei settori dei servizi idrici e servizi ambientali. In base agli accordi in corso di definizione, è prevista l’assegnazione al partner strategico di una partecipazione pari a circa il 40% nella società META ENERGY S.r.l., la quale dovrebbe avere il diritto in esclusiva di vendere gas ed energia elettrica a clienti liberi e dovrebbe approvvigionarsi delle materie prime alle migliori condizioni di mercato attraverso le fonti di approvvigionamento di Suez-Acea-Electrabel. Sebbene la Società ritenga che tale joint venture contribuirà alla crescita e allo sviluppo dei progetti industriali di META, alla data del Prospetto Informativo non è possibile prevedere con certezza l’esito delle negoziazioni, nonché prevedere completamente quali siano gli effetti dell’eventuale stipula, o della mancata stipula dell’accordo di joint venture sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria di META.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.24 e 1.7 del Prospetto Informativo.
1.8 Responsabilità illimitata ai sensi dell’art. 2362 del codice civile
META è titolare dell’intero capitale sociale di alcune sue controllate ed è pertanto soggetta, con riferimento ad esse, alle disposizioni di cui all’art. 2362 del codice civile il quale dispone che, nel caso di insolvenza di una società controllata, l’unico azionista risponde illimitatamente delle obbligazioni sociali assunte dalla società controllata nel periodo durante il quale le azioni sono detenute dall’unico azionista. Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7 del Prospetto Informativo.
1.9 Clausola compromissoria
L’art. 30 dello statuto di META prevede la devoluzione ad un collegio arbitrale di qualsiasi controversia sull’interpretazione e l’esecuzione dello statuto o comunque inerente i rapporti sociali, escluse le controversie che a norma di legge non possono formare oggetto di compromesso.
L’art. 34 del Decreto Legislativo n. 5 del 17 gennaio 2003 prevede che, a far data dal 1° gennaio 2004, le società che fanno ricorso al mercato del capitale di rischio a norma dell’art. 2325-bis c.c. non possono, mediante clausole compromissorie, prevedere la devoluzione ad arbitri di alcune ovvero tutte le controversie insorgenti tra i soci ovvero tra i soci e la società che abbiano ad oggetto diritti disponibili relativi al rapporto sociale. La Società procederà ad adeguare lo Statuto nei tempi previsti dalla legge.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo VI, Paragrafo 6.5 del Prospetto Informativo.
2. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI AI SETTORI IN CUI OPERA META
2.1 Incertezze relative alla riforma dei servizi pubblici locali
La disciplina normativa relativa ai servizi pubblici locali “a rilevanza industriale” è stata recentemente riformata dall’art. 35 della Legge Finanziaria 2002 che ha sostituito l’art. 113 del Testo Unico delle leggi sull’ordinamento degli Enti Locali, di cui al Decreto Legislativo 18 agosto 2000, n. 267.
Ferme restando le disposizioni previste per i singoli settori e quelle nazionali di attuazione delle normative comunitarie, un regolamento del Governo dovrà individuare i servizi pubblici locali “a rilevanza industriale” e dettare la disciplina attuativa della nuova normativa. Alla data del presente Prospetto Informativo tale regolamento non è stato ancora emanato, con la conseguenza che non è ancora noto quali dei servizi pubblici attualmente gestiti da META saranno considerati servizi “a rilevanza industriale” e saranno pertanto soggetti alla disciplina prevista dalla nuova normativa.
Con riferimento ai servizi che saranno individuati da tale regolamento quali servizi pubblici locali “a rilevanza industriale”, è possibile prevedere i seguenti effetti.
• Cessazione dei servizi affidati a META tramite affidamento diretto, non preceduto da procedura ad evidenza pubblica, (META gestisce, alla data del Prospetto Informativo, tutti i servizi pubblici in base ad affidamenti diretti) in essere all’entrata in vigore della legge, al termine di un periodo transitorio stabilito dall’emanando regolamento governativo in misura non inferiore a 3 anni e non superiore a 5 anni estensibili (Cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19 del Prospetto Informativo).
• Alla scadenza del periodo transitorio previsto dalla riforma, la gestione dei servizi pubblici “a rilevanza industriale”, attualmente gestiti da META in affidamento diretto, verrà affidata mediante una procedura ad evidenza pubblica alla quale potrà partecipare anche META. Qualora la Società non si aggiudichi le gare indette per l’affidamento dei servizi dovrà mettere le reti a disposizione del soggetto aggiudicatario della gestione del servizio, percependo dal gestore subentrante un indennizzo pari al valore dei beni non ancora ammortizzati. META avrà comunque diritto alla corresponsione di un canone per l’utilizzo delle reti ancora in suo possesso da parte del gestore subentrante.
• META è esentata dall’obbligo di scorporare le reti in quanto, alla data del 31 dicembre 2001, il Comune di Modena aveva già deliberato la quotazione in Borsa della società. Tuttavia nel caso in cui, successivamente all’Offerta Globale, il Comune di Modena dovesse cedere in tutto o in parte la partecipazione detenuta in META, le reti di cui META è proprietaria saranno soggette a diritto d’uso perpetuo e inalienabile a favore del Comune di Modena.
• META si vedrà preclusa la possibilità di prendere parte a gare al di fuori del territorio comunale laddove al termine del periodo transitorio (i) sia ancora affidataria diretta di servizi pubblici e (ii) oltre la metà del capitale sociale sia ancora in mano pubblica. In ogni caso META potrà partecipare alla prima gara che verrà indetta per l’assegnazione di servizi che attualmente META stessa gestisce.
I divieti anzidetti si estendono anche alle società del gruppo ivi comprese le società collegate.
Con lettera del 26 giugno 2002, la Commissione UE ha avviato una procedura di infrazione in base al presunto contrasto dell’art. 35 della Legge Finanziaria 2002 con il diritto comunitario; pertanto è possibile che l’assetto descritto, come derivante dall’art. 35 della Legge Finanziaria 2002, sia soggetto ad ulteriori mutamenti necessari ad uniformare il regime nazionale in questa materia alle regole comunitarie.
L’art. 35 è stato impugnato da alcune Regioni avanti la Corte Costituzionale con ricorso diretto per violazione delle attribuzioni legislative regionali. In particolare, le Regioni ricorrenti deducono che il nuovo testo dell’art.117 della Costituzione, conseguente all’entrata in vigore della legge costituzionale 3/2001, non riconoscerebbe competenza normativa in capo allo Stato con riferimento alle questioni disciplinate dall’art. 35. Alla data del Prospetto Informativo la Corte Costituzionale non si è ancora pronunciata su tali ricorsi.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19 del Prospetto Informativo.
2.2 Rischi legati all’evoluzione normativa
La Società svolge la maggior parte della propria attività in settori che sono regolamentati dalla normativa comunitaria e domestica. Tali normative attualmente condizionano in modo rilevante l’attività della Società; in particolare, le disposizioni relative al controllo sui prezzi oppure gli oneri ed adempimenti previsti, ad esempio, in materia di tutela e prevenzione di ambiente, salute e sicurezza hanno o potrebbero avere effetti rilevanti sull’attività della Società. Gli effetti sui risultati operativi della Società della recente evoluzione della normativa italiana relativa, ad esempio, alla progressiva liberalizzazione dei mercati in cui opera la Società ed alla riforma delle tariffe applicabili alla fornitura di gas ed energia elettrica, sono, inoltre, ancora incerti. La progressiva liberalizzazione potrebbe consentire a concorrenti della Società di entrare nei mercati di riferimento di questa e di competere con la stessa. Ulteriore effetto di tale progressiva liberalizzazione potrebbe essere l’assegnazione degli appalti per la fornitura di taluni servizi pubblici nei mercati di riferimento della Società tramite gare anziché affidamenti diretti; la partecipazione della Società a tali gare potrà essere inoltre limitata sotto taluni aspetti, ad esempio rispetto ai territori che potranno essere serviti dalla Società.
Non è pertanto possibile prevedere con certezza quali saranno gli effetti dei recenti e futuri mutamenti nella regolamentazione dei settori dell’elettricità, gas, servizi ambientali e idrici sull’attività e sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria della Società. Per quanto riguarda, in particolare la regolamentazione in materia di tutela e prevenzione di ambiente, salute e sicurezza, possibili modifiche della stessa potrebbero imporre a META l’adozione di standard più severi o condizionare altresì la libertà di azione della stessa nelle proprie aree di attività: inoltre, i costi che la Società potrebbe essere tenuta a sostenere e gli investimenti necessari per l’adeguamento alla normativa di settore, così come la perdita di eventuali opportunità di business, potrebbero avere effetto negativo sulla situazione patrimoniale, economica e finanziaria della Società.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.19 e 1.6.5 del Prospetto Informativo.
2.3 Incertezze derivanti dall’attuazione della Legge Xxxxx: durata dell’affidamento dei servizi idrici all’Emittente
Con la piena attuazione della Legge Xxxxx, la disciplina del settore idrico sarà profondamente innovata. Alla data del Prospetto Informativo è ancora in corso il processo di insediamento delle autorità d’ambito e di riorganizzazione del servizio idrico integrato nella maggior parte degli Ambiti Territoriali Ottimali (per quanto riguarda l’ATO modenese, comprendente il Comune di Modena per cui META gestisce il servizio idrico integrato, la Provincia di Modena ha provveduto nel mese di maggio 2002 alla nomina dell’organo amministrativo dello stesso). I ritardi connessi all’operatività dell’autorità d’ambito nell’ATO Modenese, i recenti orientamenti espressi dal Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio sull’affidamento diretto del servizio idrico integrato a società a prevalente capitale pubblico locale nonché la nuova disciplina introdotta dall’art. 35, comma 5 della Legge Finanziaria 2002, rende difficile prevedere con certezza sia la durata residua dell’affidamento dei servizi idrici a META, sia il rinnovo del medesimo alla scadenza.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.6 del Prospetto Informativo.
2.4 Regime fiscale agevolato ed avvio di una procedura di infrazione nei confronti del Governo italiano da parte della Commissione Europea: potenziale onere a carico dell’Emittente
Ai sensi delle leggi 427/93 e 549/95, META ha beneficiato, sino al 31 dicembre 1999, di un regime fiscale agevolato, che comportava l’applicazione alla Società delle disposizioni tributarie valide per i Comuni di appartenenza; da ciò derivava l’esclusione dall’IRPEG e l’esenzione dalle imposte locali, nei casi previsti dalla normativa specifica (cd. “moratoria fiscale”).
Tali agevolazioni, a seguito del ricorso di alcune società private italiane, con decisione della Commissione Europea del 5 Giugno 2002 e notificata allo Stato Italiano il 7 giugno 2002, sono state considerate incompatibili con il regime della libera concorrenza vigente nell’Unione; pertanto la Commissione Europea ha imposto alle Autorità Italiane l’adozione delle misure necessarie per recuperare gli aiuti concessi illegittimamente.
La Commissione ha deciso che lo Stato Italiano debba recuperare gli aiuti concessi, tuttavia dal testo della decisione si evince che la Commissione ha inteso condannare lo schema generale dell’agevolazione ma non ha escluso che in particolari circostanze non sia necessario recuperare materialmente l’aiuto quando concesso in base a ragioni compatibili con la normativa comunitaria. Lo
Stato Italiano ha presentato ricorso contro la decisione nei termini prescritti. La decisione è stata successivamente notificata all’Associazione delle Aziende Pubbliche Locali; tale Associazione ed alcune società operanti nel settore hanno a loro volta impugnato la decisione innanzi al Tribunale di Primo Grado delle Comunità Europee.
META, in occasione della chiusura del bilancio d’esercizio al 31 dicembre 2001, non ha ritenuto necessario operare alcun accantonamento a copertura delle possibili sopravvenienze passive derivanti dalla procedura di infrazione in corso, in considerazione del fatto che l’eventuale condanna avrebbe riguardato lo Stato Italiano, il quale, solo successivamente ed eventualmente, avrebbe potuto rivalersi sui beneficiari dell’agevolazione; inoltre, durante tutto il periodo di moratoria fiscale, erano vigenti monopoli di diritto e di fatto, circostanza che avrebbe dovuto rendere improbabile l’applicazione di sanzioni dovute alla violazioni delle norme sulla libera concorrenza.
In relazione all’esito dei ricorsi presentati è possibile che META sia chiamata a versare imposte pregresse, che, in via approssimativa, sono state stimate dalla Società pari a circa 13,9 milioni di Euro, ai quali dovrebbero essere aggiunti gli interessi. La Società non avendo ritenuto probabile il verificarsi di tale evenienza non ha provveduto all’iscrizione di costi per un accantonamento specifico; tuttavia, l’assemblea dei soci del 15 gennaio 2003 ha reputato prudente vincolare una quota di 4,1 milioni di Euro delle riserve disponibili di patrimonio netto a copertura di eventuali oneri.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.6.6 del Prospetto Informativo.
2.5 Coperture assicurative: danni superiori o non coperti dai contratti di assicurazione stipulati dall’Emittente
Alcune tra le attività che META svolge la espongono al rischio di subire o procurare danni talvolta di difficile prevedibilità e/o quantificazione. Pertanto META ha stipulato alcune polizze assicurative relative alla responsabilità civile verso terzi e verso i prestatori di lavoro, nonché una polizza assicurativa “all risks” che include la copertura dei danni cagionati ai beni assicurati da eventi atmosferici o catastrofi naturali, con un limite di indennizzo pari a Euro 20.658.000 per sinistro e per anno; inoltre META ha stipulato una polizza assicurativa a copertura dei danni involontariamente causati a terzi in Italia in conseguenza dell’inquinamento di elementi naturali quali acqua, aria e suolo, derivante dalla gestione degli impianti e delle attività di carico e scarico effettuate mediante mezzi meccanici, con un limite di indennizzo pari a Euro 15.493.707 per sinistro e per anno. Nonostante META ritenga di avere una copertura assicurativa adeguata, nell’ipotesi in cui si verificassero danni che eccedano la copertura massima prevista dalla polizza assicurativa in essere e/o che non siano coperti dalla medesima, la Società dovrà sostenere i relativi costi aggiuntivi.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.6.4 del Prospetto Informativo.
3. FATTORI DI RISCHIO RELATIVI ALLE AZIONI OGGETTO DELL’OFFERTA GLOBALE
3.1 Limitazioni al possesso azionario e altre disposizioni statutarie
Ai sensi dell’art. 7 dello statuto della Società (“Statuto”) nessun socio (o il proprio nucleo familiare) diverso dal Comune di Modena o da società dallo stesso controllate, può detenere una partecipazione nel capitale sociale di META superiore al 7%. Per l’applicazione di tale limite si tiene conto anche delle partecipazioni detenute dai soggetti facenti parte del nucleo familiare del socio ovvero del gruppo di appartenenza del medesimo. In caso di superamento del limite, i soci diversi dal Comune di Modena non possono esercitare il diritto di voto inerente alle azioni possedute in eccedenza rispetto al limite del 7%. Il suddetto limite massimo è da ritenersi applicabile sino a che il Comune di Modena e altri Enti Locali, nonché società dagli stessi controllate, detengano complessivamente la maggioranza dei diritti di voto esercitabili nell’assemblea ordinaria della Società ai sensi dell’art. 2359, primo comma, codice civile. Lo stesso limite al possesso azionario di cui sopra non si applica per un periodo di tre anni dalla data di acquisto o di sottoscrizione dei titoli, alle azioni che siano state rilevate dai partecipanti ai Consorzi di garanzia del buon esito di offerte pubbliche o collocamenti privati, nell’ambito di tali offerte o collocamenti. In caso di inosservanza del divieto di esercizio del voto per le azioni eccedenti, la deliberazione è impugnabile ai sensi dell’art. 2377 codice civile, se la maggioranza richiesta non sarebbe stata raggiunta senza i voti in eccedenza rispetto al limite massimo del 7%.
Per ulteriori dettagli al riguardo si vedano Sezione Prima, Capitolo VI, Paragrafo 6.11 e lo Statuto a disposizione del pubblico presso la sede della Società e di Borsa Italiana S.p.A.
3.2 Conversione delle obbligazioni convertibili detenute dal Comune di Modena: possibile diluizione del capitale sociale
Nel corso del 1999, la Società ha emesso n. 8.060.000 obbligazioni convertibili aventi un controvalore nominale complessivo pari a Euro 41.626 migliaia; il regolamento del Prestito Obbligazionario prevede la conversione di ciascun obbligazione in tre azioni di META del valore nominale unitario di Euro 1,72; esso, inoltre prevede che il diritto alla conversione possa essere esercitato in qualunque momento, fermo restando il termine ultimo dell’approvazione del bilancio al 31 dicembre 2007. Il 28 novembre 2000 n.
5.000.000 obbligazioni convertibili sono state vendute alla Società stessa dal Comune di Modena, il quale è rimasto in possesso di n. 3.060.000 obbligazioni convertibili. Nell’ambito della struttura e definizione dell’Offerta Globale, la Società e il Comune di Modena hanno ravvisato l’opportunità di risolvere convenzionalmente il contratto di compravendita e far si che la proprietà delle n. 5.000.000 obbligazioni convertibili possedute dalla Società fosse nuovamente trasferita al Comune di Modena. In data 5 febbraio 2003 META e il Comune di Modena hanno stipulato il contratto di risoluzione sopra menzionato la cui efficacia è sospensivamente condizionata all’effettuazione e al buon fine dell’Offerta Globale ed al pagamento del corrispettivo. Il Comune di Modena non potrà esercitare il diritto alla conversione delle obbligazioni convertibili in suo possesso per un periodo pari a 270 giorni dalla data di inizio delle negoziazioni delle Azioni sul MTA, senza il preventivo consenso del Coordinatore dell’Offerta Globale, consenso che non potrà essere irragionevolmente negato. Le azioni rivenienti al Comune di Modena per effetto della conversione delle obbligazioni convertibili, avranno un effetto diluitivo sulla partecipazione detenuta dai soci di META diversi dal Comune di Modena. La determinazione di tale effetto dipenderà dal numero delle azioni che saranno emesse a fronte dell’esercizio dell’Opzione Greenshoe e dalle azioni che saranno emesse quali Azioni Aggiuntive (come definite al successivo Capitolo XI, Paragrafo 11.9). In particolare, successivamente all’Offerta Globale il numero di azioni complessive passerebbe a 159.031.340 e, in caso di esercizio integrale della Opzione Greenshoe, a 164.721.340. Il Comune di Modena rimarrebbe azionista di controllo della Società, con una quota pari al 53,7% del capitale sociale di META e, in caso di esercizio integrale della Opzione Greenshoe, con una quota pari al 51,8%. A seguito della totale conversione delle 8.060.000 obbligazioni convertibili in
24.180.000 azioni, il Comune di Modena potrà arrivare ad una partecipazione post Offerta Globale del 59,8% e del 58% post esercizio dell’Opzione Greenshoe.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.23, Capitolo IV, Paragrafo 4.6.1, Capitolo IV bis, Paragrafo 4.6.1 e Capitolo VI, Paragrafo 6.13 e Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.21 del Prospetto Informativo.
3.3 Eventuale riduzione del quantitativo di Azioni collocate nell’ambito dell’Offerta Globale
I Proponenti, sentito il Coordinatore dell’Offerta Globale e l’Advisor BNP Paribas, si riservano la facoltà di non collocare integralmente le Azioni oggetto dell’Offerta Globale, procedendo alla riduzione della parte in aumento di capitale ed eventualmente alla riduzione della parte posta in vendita dagli Azionisti Venditori sino ad un massimo del 10% della stessa, dandone comunicazione al pubblico nell’avviso relativo al Prezzo d’Offerta (come definito al successivo Capitolo XI, Paragrafo11.8): tale circostanza potrebbe determinare una riduzione del numero delle Azioni collocate nell’ambito dell’Offerta Globale. L’eventuale riduzione del quantitativo di Azioni collocate nell’ambito dell’Offerta Globale, determinerà una riduzione del numero delle Azioni rivenienti dall’aumento di capitale e, pertanto, una riduzione del ricavato per la Società derivante da detto aumento.
Per ulteriori dettagli al riguardo si veda Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafi 11.1 e 11.7.
3.4 Moltiplicatori di prezzo
I moltiplicatori di prezzo, unitamente alla capitalizzazione societaria e alla stima del ricavato dell’aumento di capitale a servizio dell’Offerta Globale, nonché il controvalore del Lotto Minimo e del Lotto Minimo di Adesione Maggiorato, calcolati sulla base del Prezzo Massimo, saranno comunicati al pubblico contestualmente alla comunicazione del Prezzo Massimo, mediante avviso integrativo pubblicato su “Il Sole 24 Ore” e/o “MF-Milano Finanza” entro il giorno antecedente l’inizio dell’Offerta Pubblica.
Per ulteriori dettagli al riguardo, si veda Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.7 e 11.8 del Prospetto Informativo.
Informazioni di sintesi sul profilo dell’Emittente e sull’operazione
Le informazioni di seguito riportate rappresentano una sintesi dell’operazione nonché della storia e dell’attività dell’Emittente e devono essere lette congiuntamente ai dati e alle informazioni contenuti nel Prospetto Informativo.
La seguente tabella riporta i soggetti partecipanti all’operazione di ammissione a quotazione e offerta pubblica di vendita e di sottoscrizione di azioni ordinarie META.
Emittente: META S.p.A.
Azionisti Venditori: Comune di Modena
Comune di Castelnuovo Rangone Comune di Castelvetro di Modena Comune di Lama Mocogno Comune di Marano sul Xxxxxx Comune di Montecreto
Comune di Montefiorino Comune di Pavullo nel Frignano Comune di Polinago
Comune di Savignano sul Xxxxxx Comune di Spilamberto
Comune di Vignola Comune di Zocca Comune di Sestola Comune di Frassinoro
Coordinatore dell’Offerta Globale, Lead Manager dell’Offerta Pubblica e Responsabile del Collocamento: Banca Intesa S.p.A. Sponsor: Banca Intesa S.p.A.
Co-Sponsor: Intermonte SIM S.p.A.
Joint Lead Manager dell’Offerta Istituzionale: BNP Paribas – Banca Intesa S.p.A.
Società di revisione Horwath Italia Società di Revisione S.r.l.
Advisor del Comune di Modena: BNP Paribas
1. L’Emittente
1.1 Data di costituzione ed evoluzione di META
META è una società “multiutility” per la gestione di servizi pubblici costituita in data 21 aprile 1997 come società per azioni a capitale pubblico da 18 Comuni della Provincia di Modena, 3 Consorzi Intercomunali ed una Comunità Montana. La Società è divenuta operativa a partire dal 1° gennaio 1998 a seguito del conferimento e della vendita da parte del Comune di Modena di una parte delle attività delle aziende municipalizzate AMIU (Azienda Municipalizzata di Igiene Urbana) e AMCM (Azienda Municipalizzata del Comune di Modena). Alla data del Prospetto Informativo, META è partecipata da 29 Comuni della Provincia di Modena, un Consorzio Intercomunale, una Comunità Montana annessa alla Provincia di Modena e due società per azioni a capitale interamente pubblico.
1.2 Struttura del gruppo
La seguente rappresentazione grafica mostra, alla data del Prospetto Informativo, la struttura del gruppo facente capo a META composto da META e dalle altre società da essa controllate (“Gruppo META” o “Gruppo”). Il grafico presenta altresì tutte le società collegate e le società nelle quali META detiene una partecipazione.
controllate
collegate
partecipate
Brescia Mobilità S.p.A.
0,01%
ASM Brescia S.p.A.
0,007%
Codif S.c.r.l.
3,00%
Modena Formazione S.r.l.
7,00%
Democenter S.c.r.l.
6,83%
S.T.A. S.r.l. 9,09%
Tre.A.web S.p.A.
35%
(3)
Energia Piu' S.r.l.
56%
Cpl Nupi Pipe Cina S.r.l.
10%
AV2 Ecosistema S.p.A.
20%
(1)
(2)
Metasviluppo S.r.l.
60%
Fortore Energia S.p.A. (5)
10,91%
Rio D'Orzo S.r.l.
21%
Meta Service S.r.l.
100%
SO.SEL S.p.A. (4)
18,88%
4 Italy S.p.A.
25%
Meta Energy S.r.l.
100%
Agenzia per l’energia e lo sviluppo sostenibile
36,57%
Italcic S.r.l. 33,33%
(1)
Meta Rete Gas S.r.l.
100%
(1)
META S.p.A.
(1) Società incluse nell’area di consolidamento al 30 settembre 2002.
(2) Al 31 dicembre 2002, Metasviluppo S.r.l. detiene una partecipazione nel Consorzio Sviluppoenergia 1 pari all’1,92% e nel Consorzio Sviluppoenergia 2 pari al 2,38%.
(3) Società inclusa nell’area di consolidamento al 31 dicembre 2002 e partecipata al 18% da Metasviluppo S.r.l..
(4) L’8 ottobre 2002 il Consiglio di Amministrazione della Società ha deliberato l’acquisto di un ulteriore 1,12% del capitale sociale di SO.SEL S.p.A..
(5) Quota di partecipazione riferita al 31 dicembre 2002.
1.3 Settori di attività in cui opera META
META opera nei seguenti settori: (i) gas e calore (con la distribuzione e vendita di gas, la gestione di impianti di cogenerazione e di impianti tecnologici ed il teleriscaldamento); (ii) energia elettrica (con la produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica, l’illuminazione pubblica ed artistica, la gestione di impianti semaforici la illuminazione votiva ed altri servizi); (iii) servizi ambientali (con i servizi di igiene urbana, il recupero, lo smaltimento dei rifiuti e la produzione di energia elettrica e gli altri servizi di igiene urbana); (iv) servizi idrici (con la distribuzione e vendita di acqua potabile, i servizi di fognatura e di depurazione delle acque reflue ed altri servizi idrici).
1.4 Ripartizione del valore della produzione al netto degli incrementi di immobilizzazioni per lavori interni (“Ricavi”) nell’ultimo triennio e nei primi nove mesi del 2001 e 2002
La seguente tabella mostra i Ricavi di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | % | 2000 | % | 2001 | % | Primi 9 mesi 2001 | % | Primi 9 mesi 2002 (1) | % |
Gas e calore | 66.255 | 36,8% | 83.946 | 42,0% | 114.571 | 44,2% | 68.579 | 38,8% | 72.819 | 39,7% |
Energia elettrica | 62.792 | 34,8% | 58.081 | 29,0% | 84.911 | 32,7% | 63.980 | 36,2% | 58.012 | 31,6% |
Servizi ambientali | 42.922 | 23,8% | 46.306 | 23,2% | 49.169 | 19,0% | 37.462 | 21,2% | 42.893 | 23,4% |
Servizi idrici | 18.150 | 10,1% | 22.408 | 11,2% | 23.737 | 9,2% | 17.363 | 9,8% | 19.902 | 10,8% |
Scambi interni (2) | (9.888) | (5,5%) | (10.807) | (5,4%) | (13.203) | (5,1%) | (10.669) | (6,0%) | (10.170) | (5,5%) |
Totale | 180.231 | 100,0% | 199.934 | 100,0% | 259.185 | 100,0% | 176.715 | 100,0% | 183.456 | 100,0% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Gli scambi interni consistono nei trasferimenti di beni e servizi tra i diversi settori aziendali che si elidono a livello del totale aziendale (cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.4.1).
Si precisa che, data la natura delle attività svolte da META, non si ritiene significativo fornire una ripartizione dei ricavi per aree geografiche.
1.5 Percentuali dei primi tre e dei primi dieci clienti sui ricavi delle vendite e delle prestazioni relativi ai primi nove mesi 2002
La seguente tabella indica l’incidenza sui ricavi delle vendite e delle prestazioni di META relativi ai primi 9 mesi 2002, dei primi tre e dei primi dieci clienti.
Cliente | Ricavi (Migliaia di Euro) (1) | Incidenza percentuale |
Totale primi tre clienti | 33.429 | 19,0% |
di cui Comune di Modena | 20.166 | 11,5% |
Totale primi dieci clienti | 46.848 | 26,6% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
1.6 Grado di autonomia gestionale da fornitori e finanziatori
Fornitori
Nei primi 9 mesi del 2002 META ha acquistato circa l’85% dell’energia elettrica distribuita ai propri clienti da ENEL Distribuzione.
Nei primi 9 mesi del 2002 META ha acquistato circa il 97,5% del gas venduto dal Gruppo ENI (nei primi 6 mesi del 2002 da SNAM S.p.A. e successivamente da ENI S.p.A. Divisione Gas & Power).
Per le caratteristiche del settore di attività, non è configurabile una forma di dipendenza di META nei settori dei servizi idrici e dei servizi ambientali.
Per ulteriori dettagli si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.9.2.
Finanziatori
La Società ritiene di non dipendere da alcun singolo finanziatore.
Per ulteriori dettagli si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.9.3.
1.7 Programmi futuri e strategie
META ha individuato i seguenti obiettivi generali di sviluppo e di posizionamento al fine di consolidare e migliorare la propria presenza e la propria posizione competitiva sul mercato di riferimento.
• Crescita
Crescita del numero di clienti e delle quote di mercato nei settori di riferimento, al fine di realizzare economie di scala sempre più importanti nel nuovo contesto competitivo. Tale obiettivo potrà essere
perseguito soprattutto grazie alle conoscenze tecniche acquisite nel core business, al radicamento nel territorio di riferimento e all’ampia gamma dei servizi svolti.
• Innovazione e diversificazione
Innovazione e diversificazione dei servizi e processi impiegati al fine di utilizzare le migliori tecnologie disponibili nello svolgimento delle attività tradizionali ed al fine di ampliare la gamma dei servizi offerti, anche sfruttando la caratteristica di multiutility della Società; tale processo assicurerebbe, inoltre, una maggiore qualità dei servizi offerti e la difesa delle condizioni ambientali.
• Efficienza
Efficienza intesa come miglioramento continuo delle modalità di utilizzo delle risorse, sia umane che tecniche, impiegate nello svolgimento delle attività aziendali. Tale obiettivo è perseguito da META sia sul fronte delle attività dirette sia su quello dei servizi comuni; la Società ha già conseguito importanti risultati nell’ultimo triennio durante il quale, infatti, sono stati realizzati volumi di attività crescenti senza che ciò abbia comportato un aumento della quantità di risorse tecniche e umane impiegate.
La Società si pone il raggiungimento di tali obiettivi in ciascun settore dei servizi in cui opera.
Per una trattazione completa relativa agli obiettivi specifici di ciascun settore operativo si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.24.
1.8 Investimenti effettuati e programmati correlati alla strategia di sviluppo di META
La seguente tabella illustra gli investimenti effettuati da META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Gas e calore | 2.936 | 4.115 | 3.208 | 2.299 | 2.739 |
Energia elettrica | 5.287 | 5.368 | 5.219 | 3.662 | 3.039 |
Servizi ambientali | 2.845 | 3.529 | 4.078 | 2.424 | 1.809 |
Servizi idrici | 3.571 | 5.159 | 5.280 | 3.247 | 3.687 |
Servizi comuni | 2.160 | 3.123 | 1.357 | 1.065 | 1.117 |
Totale | 16.799 | 21.294 | 19.142 | 12.697 | 12.391 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
La seguente tabella illustra i conferimenti effettuati dagli Enti Locali soci di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Gas e calore | 21.897 | 364 | - | - | 13.888 |
Energia elettrica | - | - | - | - | - |
Servizi ambientali | 1.224 | 62 | - | - | - |
Servizi idrici | 28.020 | 1.898 | - | - | 8.486 |
Servizi comuni | - | - | - | - | - |
Totale | 51.141 | 2.324 | - | - | 22.374 |
Per maggiori informazioni sugli investimenti programmati correlati alla strategia di sviluppo di META si veda Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.6.2.2.
2. L’Offerta Globale
La Borsa Italiana S.p.A. (“Borsa Italiana”) con provvedimento n. 2788 del 10 marzo 2003 ha disposto l’ammissione alla quotazione di borsa sul Mercato Telematico Azionario (“MTA”) delle azioni ordinarie di META ai sensi dell’articolo 2.4.3 del “Regolamento dei Mercati Organizzati e Gestiti dalla Borsa Italiana S.p.A.” deliberato dall’Assemblea della Borsa Italiana del 11 dicembre 1997, e successivamente modificato ed integrato (“Regolamento”).
La Società, ai sensi del Titolo 2.3 del Regolamento, ha conferito l’incarico di Sponsor a Banca Intesa
S.p.A. (“Banca Intesa”) e di Co-Sponsor a Intermonte SIM S.p.A. (“Intermonte”) (congiuntamente gli “Sponsor”).
La Società e gli Sponsor non hanno assunto ulteriori impegni nei confronti di Borsa Italiana rispetto a quelli previsti dal Regolamento (Sezione Terza, Capitolo XII, Paragrafo 12.4).
La data di inizio delle negoziazioni sarà stabilita da Borsa Italiana, ai sensi dell’articolo 2.4.3, comma sesto, del Regolamento, previa verifica della sufficiente diffusione delle azioni ordinarie della Società realizzata a seguito dell’Offerta Globale.
Struttura dell’operazione
L’operazione consiste in un’offerta di vendita e sottoscrizione (l’“Offerta Globale”) di massime n.
43.714.000 azioni META del valore nominale di Euro 1,72 cadauna, godimento 1° gennaio 2002 (le “Azioni”), rappresentanti il 27,49% del capitale sociale della Società, quale risulterà in caso di integrale sottoscrizione dell’aumento di capitale sociale deliberato al servizio dell’Offerta Globale, di cui:
(i) massime n. 23.490.316 Azioni, godimento 1° gennaio 2002, rivenienti da un aumento di capitale della Società per massimi Euro 60.200.000, mediante emissione di massime n. 35.000.000 Azioni da nominali Euro 1,72 ciascuna, ad un prezzo non inferiore ad Euro 1,8871 per Azione, di cui Euro 0,1671 a titolo di sovrapprezzo, deliberato dall’Assemblea Straordinaria della Società in data 15 gennaio 2003, ai sensi dell’articolo 2441, comma 5 e 8, cod. civ. (cfr. Sezione Prima,
Capitolo VI, Paragrafo 10); e
(ii) n. 20.223.684 Azioni poste in vendita da alcuni azionisti (gli “Azionisti Venditori” e, congiuntamente alla Società, i “Proponenti”, meglio identificati nella Sezione Terza, Capitolo IX).
I Proponenti, sentiti il Coordinatore dell’Offerta Globale, come di seguito definito e BNP Paribas, si riservano di non collocare integralmente le Azioni oggetto dell’Offerta Globale, procedendo alla riduzione della parte in aumento di capitale ed eventualmente alla riduzione della parte posta in vendita dagli Azionisti Venditori sino ad un massimo del 10% della stessa, dandone comunicazione al pubblico nell’avviso relativo al Prezzo di Offerta (come di seguito definito): tale circostanza potrebbe determinare una riduzione del numero delle Azioni collocate nell’ambito dell’Offerta Globale. L’eventuale riduzione del quantitativo di Azioni collocate nell’ambito dell’Offerta Globale determinerà una riduzione del numero delle Azioni rivenienti dall’aumento di capitale (cfr. Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.1 e 11.7).
L’Offerta Globale, coordinata e diretta da Banca Intesa (il “Coordinatore dell’Offerta Globale”), è così suddivisa:
1) un’offerta pubblica di vendita e sottoscrizione di un minimo di n. 10.929.000 Azioni (“Offerta Pubblica”) rivolta al pubblico in Italia, che comprende:
• una quota riservata al pubblico indistinto. Una quota non superiore al 30% delle Azioni effettivamente assegnate al pubblico indistinto sarà destinata al soddisfacimento delle adesioni pervenute dal pubblico indistinto per quantitativi pari al Lotto Minimo di Adesione Maggiorato o suoi multipli (come definiti alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.10);
• una quota di Azioni riservata ai Dipendenti e Pensionati (come definiti alla Sezione Xxxxx, Xxxxxxxx XX, Xxxxxxxxx 00.0); il numero di Azioni riservate a tale quota sarà tale da garantire a ciascun Dipendente e Pensionato l’assegnazione di almeno un Lotto Minimo (come di seguito definito).
• una quota di Azioni riservata ai Residenti nei Comuni azionisti di META (come definiti alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.4); la quota massima di Azioni che potrà essere assegnata ai Residenti non potrà eccedere una quota del 40% circa delle Azioni effettivamente assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica, salvo quanto previsto alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.11.
Non possono aderire all’Offerta Pubblica gli operatori qualificati, così come definiti agli artt. 25 e 31, comma secondo, del regolamento concernente la disciplina degli intermediari approvato con Deliberazione Consob 1° luglio 1998, n. 11522, come successivamente modificato (fatta eccezione per le persone fisiche di cui al summenzionato articolo 31, comma secondo, per le società di gestione del risparmio autorizzate alla prestazione del servizio di gestione su base individuale di portafogli di investimento per conto terzi e per le società fiduciarie che prestano servizi di gestione di portafogli di investimento, anche mediante intestazione fiduciaria, di cui all’art. 60, comma quarto, del D. Lgs. 23 luglio 1996, n. 415) (“Investitori Professionali”) e gli investitori istituzionali esteri (insieme agli Investitori Professionali gli “Investitori Istituzionali”), i quali potranno aderire all’Offerta Istituzionale (come di seguito definita). L’Offerta Pubblica avrà luogo in Italia e sarà effettuata dal Consorzio Italiano coordinato e diretto da Banca Intesa che agirà quale Responsabile del Collocamento per l’Offerta Pubblica;
2) un’offerta istituzionale rivolta agli Investitori Istituzionali in Italia e nei mercati internazionali, con esclusione degli Stati Uniti d’America, Canada, Giappone e Australia (“Offerta Istituzionale”), nell’ambito della quale Banca Intesa e BNP Paribas svolgeranno il ruolo di Joint Lead Managers e Joint Bookrunners.
Over Allotment e Opzione Greenshoe
Nell’ambito degli accordi che saranno stipulati per l’Offerta Globale è prevista la concessione da parte del Comune di Modena al Coordinatore dell’Offerta Globale e/o a società da esso controllate, anche in nome e per conto dei membri del Consorzio per l’Offerta Istituzionale, di un’opzione di chiedere in prestito sino ad un massimo di n. 5.690.000. Azioni, ai fini di un’eventuale sovra assegnazione (c.d. “Over Allotment”) nell’ambito dell’Offerta Istituzionale. In caso di Over Allotment, il Coordinatore dell’Offerta Globale, d’intesa con BNP Paribas in qualità di Joint Bookrunner, potrà esercitare tale opzione in tutto o in parte e collocare le azioni così prese a prestito presso gli Investitori Istituzionali al Prezzo di Offerta (come di seguito definito). Tali azioni saranno restituite al Comune di Modena attraverso i) le Azioni rivenienti dall’esercizio della Greenshoe (come di seguito definita) e/o ii) le Azioni eventualmente acquistate sul mercato nell’ambito dell’attività di stabilizzazione di cui alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.18.
Nell’ambito degli accordi che saranno stipulati per l’Offerta Globale è inoltre prevista la concessione da parte della Società al Coordinatore dell’Offerta Globale, anche in nome e per conto dei membri del Consorzio per l’Offerta Istituzionale, di un’opzione per la sottoscrizione, al Prezzo di Offerta (come di seguito definito), di ulteriori massime n. 5.690.000 Azioni da allocare presso i destinatari dell’Offerta Istituzionale, in caso di Over Allotment, con le modalità indicate al precedente capoverso (cd. “Opzione Greenshoe”). Tale opzione potrà essere esercitata, in tutto o in parte, entro i trenta giorni successivi alla data di inizio delle negoziazioni delle Azioni.
Limiti temporanei all’alienazione delle Azioni
Nell’ambito degli accordi che saranno stipulati per l’Offerta Globale, la Società e gli Azionisti Venditori assumeranno l’impegno nei confronti del Coordinatore dell’Offerta Globale, anche in nome e per conto dei Collocatori e dei membri del Consorzio per l’Offerta Istituzionale, a non intraprendere iniziative aventi ad oggetto aumenti di capitale o emissione di obbligazioni convertibili in azioni della Società per un periodo pari a 270 giorni dalla data di inizio delle negoziazioni delle Azioni sul MTA senza il preventivo consenso del Coordinatore dell’Offerta Globale, consenso che non potrà essere irragionevolmente negato.
I Comuni di Modena, Pavullo nel Frignano e Vignola assumeranno inoltre l’impegno nei confronti del Coordinatore dell’Offerta Globale, anche in nome e per conto dei Collocatori e dei membri del Consorzio per l’Offerta Istituzionale, relativamente alle azioni ordinarie della Società da essi detenute, a non vendere e comunque disporre di azioni od obbligazioni convertibili in azioni della Società e a non convertire dette obbligazioni convertibili, per un periodo pari a 270 giorni dalla data di inizio delle
negoziazioni delle Azioni sul MTA, senza il preventivo consenso del Coordinatore dell’Offerta Globale, consenso che non potrà essere irragionevolmente negato. I suddetti impegni non si applicano alle Azioni oggetto dell’Offerta Globale, dell’Over Allotment e dell’Opzione Greenshoe per l’ammontare effettivamente esercitato nell’ambito di quest’ultima.
All’esito dell’Offerta Globale il medesimo impegno potrà essere altresì assunto da tutti o alcuni tra gli Azionisti Venditori in possesso, in caso di collocamento integrale delle Azioni, di partecipazioni inferiori al 2% del capitale sociale come determinato alla data di pagamento delle Azioni oggetto dell’Offerta Globale. In caso di assunzione di tali obblighi, i nominativi di tali soggetti verranno indicati nell’avviso contenente i risultati dell’Offerta di cui alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.12.
L’impegno temporaneo degli Azionisti di cui sopra, non trova applicazione nei casi di adesione ad un’Offerta Pubblica di acquisto o di scambio ai sensi della Parte IV, Titolo II, Capo II del T.U.F., nonchè nei casi di successione.
Al riguardo si veda Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.21.
Soggetti incaricati del collocamento delle Azioni
Le Azioni oggetto dell’Offerta Pubblica destinate al pubblico indistinto e ai Residenti (come definiti nel Capitolo XI, Paragrafo 11.4) saranno collocate tramite un consorzio di collocamento e garanzia (“Consorzio Italiano”), coordinato e diretto da Banca Intesa S.p.A. in qualità di Responsabile del Collocamento per l’Offerta Pubblica, composto dalle banche e società di intermediazione mobiliare (i “Collocatori” e, ciascuno dei Collocatori, il “Collocatore”) riportate nella Sezione Terza, Capitolo X, paragrafo 10.1, alcune delle quali, così come specificate, raccoglieranno le adesioni mediante il sistema di raccolta on line (si veda la Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.10.
Le Azioni oggetto della tranche dell’Offerta Pubblica riservata ai Dipendenti e Pensionati, come definiti alla Sezione terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.4, saranno collocate esclusivamente per il tramite dei collocatori per i Dipendenti e Pensionati indicati nella Sezione terza, Capitolo X, Paragrafo 10.1 (i “Collocatori per i Dipendenti e Pensionati”).
Le Azioni oggetto dell’Offerta Istituzionale saranno collocate per il tramite di un consorzio di banche ed istituzioni finanziarie (il “Consorzio Istituzionale”) coordinato e diretto da Banca Intesa e BNP Paribas, in qualità di Joint Lead Managers e Joint Bookrunners. L’Offerta Istituzionale sarà effettuata sulla base di un documento di offerta (“Offering Circular”) contenente dati e informazioni sostanzialmente equivalenti a quelli forniti nel presente Prospetto Informativo.
I Collocatori autorizzati all’offerta fuori sede ai sensi dell’art. 30 del T.U.F. provvederanno alla raccolta delle domande di adesione sia direttamente presso i propri sportelli o uffici, sia avvalendosi di promotori finanziari di cui all’art. 31 del medesimo T.U.F.
I Collocatori provvederanno a dare comunicazione ai richiedenti dei quantitativi loro assegnati tempestivamente dopo l’avvenuta comunicazione da parte di Banca Intesa.
Modalità di determinazione e comunicazione del Prezzo di Offerta
I Proponenti, sentiti il Coordinatore dell’Offerta Globale e l’Advisor BNP Paribas, al fine esclusivo di consentire la raccolta di manifestazioni di interesse nell’ambito dell’Offerta Istituzionale, hanno individuato un intervallo di valorizzazione indicativo del capitale economico della Società (“Intervallo di Valorizzazione Indicativo”) compreso tra un minimo di Euro 264,3 milioni e un massimo di Euro 291,4 milioni, pari, sulla base del numero di azioni esistenti prima dell’aumento di capitale a servizio dell’Offerta Globale, ad un minimo di Euro 1,95 per Azione e un massimo di Euro 2,15 per Azione. Tale Intervallo di Valorizzazione Indicativo non sarà in alcun modo vincolante ai fini della definizione del Prezzo Massimo e del Prezzo di Offerta, i quali potranno essere definiti anche al di fuori del predetto intervallo. Il prezzo massimo di collocamento delle Azioni oggetto dell’Offerta Pubblica (“Prezzo Massimo”) ed il prezzo definitivo applicabile all’Offerta Pubblica (“Prezzo di Offerta”), unico per l’Offerta Pubblica e l’Offerta
Istituzionale saranno stabiliti con le modalità descritte alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.8 e saranno resi noti, rispettivamente, entro il giorno antecedente l’inizio del periodo di Offerta Pubblica ed entro i due giorni lavorativi successivi alla chiusura della stessa, mediante pubblicazione di avviso su “Il Sole 24 Ore” e/o “MF-Milano Finanza”, e saranno contestualmente comunicati a Consob.
Nessun onere o spesa aggiuntiva è prevista a carico degli aderenti all’Offerta Pubblica, salvo le spese che dovessero essere necessarie per aprire presso il Collocatore il conto corrente e il conto deposito titoli (cfr. Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.10).
Svolgimento dell’Offerta Pubblica e modalità di adesione
Le domande di adesione da parte del pubblico indistinto e dei Residenti, a valere sulla quota ad essi riservata, dovranno essere presentate esclusivamente presso i Collocatori indicati alla Sezione Terza, Capitolo X, per un quantitativo pari: i) a 1.500 Azioni (“Lotto Minimo”) o suoi multipli ovvero anche per quantitativi pari a 10 Lotti Minimi (“Lotto Minimo di Adesione Maggiorato”) o suoi multipli per le domande di adesione da parte del Pubblico Indistinto, ii) al Lotto Minimo o suoi multipli per le domande di adesione dei Residenti (come definiti alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.4). Le domande di adesione da parte dei Dipendenti e Pensionati (come definiti alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.4), a valere sulla quota ad essi destinata, dovranno essere presentate esclusivamente presso i Collocatori per i Dipendenti e Pensionati per un quantitativo pari al Lotto Minimo o suoi multipli.
I clienti dei Collocatori che offrono servizi di investimento per via telematica (specificamente individuati nell’avviso integrativo recante l’elenco dei Collocatori), potranno aderire all’Offerta Pubblica anche mediante utilizzo di strumenti elettronici via Internet, in sostituzione del tradizionale metodo cartaceo, ma con modalità equivalenti al medesimo, ai sensi dell’articolo 13 della deliberazione Consob n. 11971 del 14 maggio 1999 e successive modifiche. A tal fine si veda la Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.10.
Incentivi all’acquisto nell’ambito dell’Offerta Pubblica
Incentivi per il pubblico indistinto e per i Residenti (esclusi i Dipendenti e Pensionati)
Azioni Aggiuntive
Al pubblico indistinto e ai Residenti – diversi dai Dipendenti e Pensionati – che, nell’ambito delle rispettive quote, manterranno senza soluzione di continuità la piena proprietà di almeno n. 40 Azioni tra quelle agli stessi assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica, per almeno 4 mesi decorrenti dalla Data di Pagamento (come definita alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.14) e sempre che per il medesimo periodo di tempo tali Azioni siano rimaste depositate presso il Collocatore ovvero presso altra istituzione aderente alla Monte Titoli S.p.A., spetterà altresì il diritto all’assegnazione, senza ulteriori esborsi, di n. 1 Azione Aggiuntiva ogni n. 40 Azioni richieste ed assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica e non alienate. Il calcolo delle Azioni Aggiuntive da assegnare senza ulteriori esborsi sarà effettuato mediante arrotondamento per difetto all’unità intera.
L’attribuzione delle Azioni Aggiuntive dovrà essere richiesta dall’avente diritto a pena di decadenza entro e non oltre il 28 agosto 2003 al Collocatore ovvero presso altra istituzione aderente alla Monte Titoli
S.p.A. ed avrà luogo entro 30 giorni dalla scadenza del termine di decadenza di cui sopra sulla base dell’attestazione del Collocatore o di altra istituzione aderente alla Monte Titoli S.p.A. attestante l’ininterrotta titolarità delle azioni per il periodo di 4 mesi dalla Data di Pagamento (come definita alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.14).
Al riguardo si veda Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.9.
Le Azioni Aggiuntive eventualmente attribuite agli aventi diritto riverranno dall’aumento di capitale più analiticamente descritto nella Sezione Prima, Capitolo VI, Paragrafo 6.12 ed avranno il medesimo godimento ed attribuiranno i medesimi diritti delle azioni in circolazione al momento della loro emissione quali indicati nella Sezione Seconda, Capitolo VII, Paragrafo 7.2 del presente Prospetto Informativo.
Incentivi per i Dipendenti
(i) Azioni Aggiuntive
Ai Dipendenti che manterranno senza soluzione di continuità la piena proprietà di almeno n. 20 Azioni tra quelle agli stessi assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica per almeno 4 mesi decorrenti dalla Data di Pagamento (come definita alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.14) e sempre che per il medesimo periodo di tempo tali Azioni siano rimaste depositate presso un Collocatore ovvero presso altra istituzione aderente alla Monte Titoli S.p.A., spetterà altresì il diritto all’assegnazione, senza ulteriori esborsi, di n. 1 Azione Aggiuntiva ogni n. 20 azioni richieste ed assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica e non alienate. Il calcolo delle Azioni Aggiuntive da assegnare senza ulteriori esborsi sarà effettuato mediante arrotondamento per difetto all’unità intera.
L’attribuzione delle Azioni Aggiuntive dovrà essere richiesta dall’avente diritto a pena di decadenza entro e non oltre il 28 agosto 2003 al Collocatore ovvero presso altra istituzione aderente alla Monte Titoli
S.p.A. ed avrà luogo entro 30 giorni dalla scadenza del termine di decadenza di cui sopra sulla base dell’attestazione del Collocatore o di altra istituzione aderente alla Monte Titoli S.p.A. attestante l’ininterrotta titolarità delle azioni per il periodo di 4 mesi dalla Data di Pagamento.
Al riguardo si veda Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.9.
Le Azioni Aggiuntive eventualmente attribuite agli aventi diritto riverranno dall’aumento di capitale più analiticamente descritto nella Sezione Prima, Capitolo VI, Paragrafo 6.12 ed avranno il medesimo godimento ed attribuiranno i medesimi diritti delle azioni in circolazione al momento della loro emissione quali indicati nella Sezione Seconda, Capitolo VII, Paragrafo 7.2 del presente Prospetto Informativo.
(ii) Anticipo TFR
I Dipendenti potranno acquistare le Azioni, nell’ambito della quota loro riservata, anche mediante anticipo sul trattamento di fine rapporto (“TFR”) al netto delle imposte, nella disponibilità del datore di lavoro alla data del 31 dicembre 2002 e non ancora percepito alla data del Prospetto Informativo (“TFR Netto Disponibile”) fino al controvalore del 70% del TFR Netto Disponibile.
Incentivi per i Pensionati
Azioni Aggiuntive
Ai Pensionati che manterranno senza soluzione di continuità la piena proprietà di almeno n. 20 Azioni tra quelle agli stessi assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica per almeno 4 mesi decorrenti dalla Data di Pagamento (come definita alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.14) e sempre che per il medesimo periodo di tempo tali Azioni siano rimaste depositate presso un Collocatore ovvero presso altra istituzione aderente alla Monte Titoli S.p.A., spetterà altresì il diritto all’assegnazione, senza ulteriori esborsi, di n. 1 Azione Aggiuntiva ogni n. 20 Azioni richieste ed assegnate nell’ambito dell’Offerta Pubblica e non alienate. Il calcolo delle Azioni Aggiuntive da assegnare senza ulteriori esborsi sarà effettuato mediante arrotondamento per difetto all’unità intera.
L’attribuzione delle Azioni Aggiuntive dovrà essere richiesta dall’avente diritto a pena di decadenza entro e non oltre il 28 agosto 2003 al Collocatore ovvero presso altra istituzione aderente alla Monte Titoli
S.p.A. ed avrà luogo entro 30 giorni dalla scadenza del termine di decadenza di cui sopra sulla base dell’attestazione del Collocatore o di altra istituzione aderente alla Monte Titoli S.p.A. attestante l’ininterrotta titolarità delle azioni per il periodo di 4 mesi dalla Data di Pagamento.
Al riguardo si veda Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.9.
Le Azioni Aggiuntive eventualmente attribuite agli aventi diritto riverranno dall’aumento di capitale più analiticamente descritto nella Sezione Prima, Capitolo VI, Paragrafo 6.12 ed avranno il medesimo
godimento ed attribuiranno i medesimi diritti delle azioni in circolazione al momento della loro emissione quali indicati nella Sezione Seconda, Capitolo VII, Paragrafo 7.2 del presente Prospetto Informativo.
Proroga ed eventuale ritiro dell’Offerta Pubblica
L’Offerta Pubblica avrà inizio alle ore 9:00 del 17 marzo 2003 e avrà termine alle ore 16:00 del 21 marzo 2003 (“Periodo di Offerta”). I Proponenti si riservano la facoltà di prorogare, d’intesa con il Coordinatore dell’Offerta Globale, il Periodo di Offerta, dandone immediata comunicazione a Consob ed al pubblico mediante avviso, da pubblicarsi su “Il Sole 24 Ore” e/o “MF-Milano Finanza”, entro l’ultimo giorno del Periodo di Offerta.
Qualora tra la data del Prospetto Informativo ed il giorno antecedente l’inizio dell’Offerta Pubblica dovessero verificarsi circostanze straordinarie, così come previste nella prassi internazionale quali, tra l’altro, eventi eccezionali comportanti gravi mutamenti negativi nella situazione politica, finanziaria, economica, valutaria, normativa o di mercato a livello nazionale o internazionale, o altri eventi negativi riguardanti la situazione finanziaria, patrimoniale o reddituale di META e/o delle sue partecipate o comunque accadimenti di rilievo relativi al Gruppo META che siano tali da pregiudicare il buon esito o rendere sconsigliabile l’effettuazione dell’Offerta Globale, ovvero qualora non si dovesse addivenire alla stipula del contratto di collocamento e garanzia relativo all’Offerta Pubblica di cui al successivo Paragrafo 11.16, i Proponenti, sentiti il Coordinatore dell’Offerta Globale e BNP Paribas, potranno decidere di non dare inizio all’Offerta Globale e la stessa dovrà ritenersi annullata. Di tale decisione sarà data tempestiva comunicazione a Consob ed al pubblico mediante avviso su “Il Sole 24 Ore” e/o “MF-Milano Finanza” non oltre il giorno previsto per l’inizio del Periodo di Offerta.
I Proponenti, sentiti il Coordinatore dell’Offerta Globale e BNP Paribas, si riservano altresì la facoltà di ritirare, in tutto o in parte, l’Offerta Pubblica e/o l’Offerta Istituzionale, previa tempestiva comunicazione a Consob e al pubblico con avviso pubblicato su “Il Sole 24 Ore” e/o “MF-Milano Finanza” (a) nei cinque giorni decorrenti dal termine del Periodo di Offerta, qualora i) le accettazioni pervenute nell’ambito dell’Offerta Pubblica risultassero inferiori al quantitativo minimo offerto nell’ambito della stessa, ovvero ii) l’Offerta Istituzionale venga meno per mancata sottoscrizione del contratto di collocamento e garanzia relativo alla stessa (si veda la Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.16); ovvero (b) entro la data di pagamento delle Azioni, e comunque prima dell’inizio delle negoziazioni, in caso di cessazione dell’impegno di garanzia relativo all’Offerta Istituzionale.
L’Offerta Pubblica sarà comunque ritirata qualora Borsa Italiana non deliberi l’inizio delle negoziazioni e/o revochi il provvedimento di ammissione a quotazione ai sensi dell’art. 2.4.3 del Regolamento.
Criteri di riparto
Nel caso di adesioni complessive superiori all’ammontare dell’Offerta Globale, le Azioni saranno ripartite dal Coordinatore dell’Offerta Globale, d’intesa con i Proponenti e l’Advisor BNP Paribas, tra il Consorzio Italiano e il Consorzio per l’Offerta Istituzionale, tenuto conto della quantità delle accettazioni pervenute al Consorzio Italiano e della quantità e qualità delle accettazioni pervenute al Consorzio per l’Offerta Istituzionale, fermo restando che al soddisfacimento delle adesioni pervenute nell’ambito dell’Offerta Pubblica sarà destinata la quota minima di Azioni di cui alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.1. Nel caso in cui le accettazioni pervenute nell’ambito dell’Offerta Pubblica fossero inferiori al numero minimo delle Azioni destinate all’Offerta Pubblica, le rimanenti Azioni potranno confluire nella quota destinata al Collocamento Istituzionale.
Nell’ambito della quota complessivamente destinata al Consorzio Italiano, si procederà ad assegnare le Azioni, rispettivamente, al pubblico indistinto, ai Dipendenti e Pensionati e ai Residenti, secondo i criteri di riparto di cui alla Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.11.
Stima del ricavato netto e sua destinazione
I proventi derivanti dall’aumento di capitale sociale al servizio dell’Offerta Globale, ad esclusione dell’esercizio integrale o parziale della Greenshoe, al netto delle commissioni di competenza della
Società riconosciute al Consorzio Italiano e al Consorzio Istituzionale ed al netto delle spese e degli oneri necessari per l’Offerta Globale sempre di competenza della Società, in base all’Intervallo di Valorizzazione Indicativo sono stimati in un intervallo compreso tra circa 42,2 milioni di Euro e circa 46,8 milioni di Euro.
Il ricavato stimato derivante dall’aumento di capitale a servizio dell’Offerta Globale, calcolato sulla base del Prezzo Massimo, al netto delle commissioni riconosciute al Consorzio Italiano ed al Consorzio Istituzionale, sarà pubblicato con l’avviso integrativo con il quale verrà pubblicato il Prezzo Massimo.
Il ricavato dell’operazione, al netto degli oneri inerenti alla medesima, sarà destinato da META, in coerenza con le attività che svolge e tenuto conto dei propri piani di sviluppo, all’implementazione dei programmi strategici della Società (Cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.24 e 1.6.2 e Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.22).
Dati relativi all’azionariato della Società
La tabella che segue illustra l’evoluzione del capitale sociale di META in caso di integrale collocamento delle Azioni oggetto dell’Offerta Globale e di integrale esercizio della Opzione Greenshoe:
Azionisti | n. Azioni ante | % del | n. Azioni | n. Azioni | % del | n. massimo | n. Azioni post | % del |
Offerta | capitale | oggetto | post | capitale | di Azioni | Offerta Globale | capitale | |
Globale | sociale | dell’Offerta | Offerta | sociale | oggetto | ed integrale | sociale | |
Globale | Globale | della | esercizio della | |||||
Greenshoe | Greenshoe | |||||||
Azionisti Venditori | ||||||||
Comune di Modena | 101.672.104 | 75,0121 | 16.270.000 | 85.402.104 | 53,7014 | 85.402.104 | 51,8464 | |
Comune di Castelnuovo Rangone | 2.836.845 | 2,0930 | 453.895 | 2.382.950 | 1,4984 | 2.382.950 | 1,4467 | |
Comune di Castelvetro | 2.030.835 | 1,4983 | 324.934 | 1.705.901 | 1,0727 | 1.705.901 | 1,0356 | |
Comune di Lama Mocogno | 1.046.661 | 0,7722 | 167.466 | 879.195 | 0,5528 | 879.195 | 0,5337 | |
Comune di Marano sul Xxxxxx | 403.602 | 0,2978 | 64.576 | 339.026 | 0,2132 | 339.026 | 0,2058 | |
Comune di Montecreto | 216.934 | 0,1601 | 34.709 | 182.225 | 0,1146 | 182.225 | 0,1106 | |
Comune di Montefiorino | 200.310 | 0,1478 | 32.050 | 168.260 | 0,1058 | 168.260 | 0,1021 | |
Comune di Pavullo | 4.776.993 | 3,5244 | 764.319 | 4.012.674 | 2,5232 | 4.012.674 | 2,4360 | |
Comune di Polinago | 448.047 | 0,3306 | 71.688 | 376.359 | 0,2367 | 376.359 | 0,2285 | |
Comune di Savignano sul Xxxxxx | 1.583.388 | 1,1682 | 253.342 | 1.330.046 | 0,8363 | 1.330.046 | 0,8075 | |
Comune di Spilamberto | 3.761.574 | 2,7752 | 601.852 | 3.159.722 | 1,9869 | 3.159.722 | 1,9182 | |
Comune di Vignola | 5.106.924 | 3,7678 | 817.108 | 4.289.816 | 2,6975 | 4.289.816 | 2,6043 | |
Comune di Zocca | 538.437 | 0,3973 | 86.150 | 452.287 | 0,2844 | 452.287 | 0,2746 | |
Comune di Sestola | 1.387.565 | 1,0237 | 222.010 | 1.165.555 | 0,7329 | 1.165.555 | 0,7076 | |
Comune di Frassinoro | 372.408 | 0,2748 | 59.585 | 312.823 | 0,1967 | 312.823 | 0,1899 | |
Altri azionisti | ||||||||
Comune di Palagano | 340.659 | 0,2513 | 340.659 | 0,2142 | 340.659 | 0,2068 | ||
Comune di Soliera | 3.600 | 0,0027 | 3.600 | 0,0023 | 3.600 | 0,0022 | ||
Comune di Nonantola | 3.450 | 0,0025 | 3.450 | 0,0022 | 3.450 | 0,0021 | ||
Comune di Fiumalbo | 450 | 0,0003 | 450 | 0,0003 | 450 | 0,0003 | ||
Comune di Guiglia | 1.050 | 0,0008 | 1.050 | 0,0007 | 1.050 | 0,0006 | ||
Comunità Montana del Frignano | 161.979 | 0,1195 | 161.979 | 0,1019 | 161.979 | 0,0983 | ||
Comune di Pievepelago | 600 | 0,0004 | 600 | 0,0004 | 600 | 0,0004 | ||
Comune di Riolunato | 300 | 0,0002 | 300 | 0,0002 | 300 | 0,0002 | ||
C.I.M.A.F. | 3000 | 0,0022 | 3.000 | 0,0019 | 3.000 | 0,0018 | ||
AIMAG S.p.A. | 3000 | 0,0022 | 3.000 | 0,0019 | 3.000 | 0,0018 | ||
Acquedotto Dragone Impianti S.p.A. | 3000 | 0,0022 | 3.000 | 0,0019 | 3.000 | 0,0018 | ||
Comune di Fanano | 900 | 0,0007 | 900 | 0,0006 | 900 | 0,0005 | ||
Comune di Bastiglia | 750 | 0,0006 | 750 | 0,0005 | 750 | 0,0005 | ||
Comune di Bomporto | 1.950 | 0,0014 | 1.950 | 0,0012 | 1.950 | 0,0012 | ||
Comune di Campogalliano | 2.100 | 0,0015 | 2.100 | 0,0013 | 2.100 | 0,0013 | ||
Comune di Ravarino | 1.350 | 0,0010 | 1.350 | 0,0008 | 1.350 | 0,0008 | ||
Comune di San Xxxxxxx | 1.398.629 | 1,0319 | 1.398.629 | 0,8795 | 1.398.629 | 0,8491 | ||
Comune di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx | 7.231.630 | 5,3354 | 7.231.630 | 4,5473 | 7.231.630 | 4,3902 | ||
Aumento di capitale | 23.490.316 | 5.690.000 | ||||||
Mercato | 43.714.000 | 27,4877 | 49.404.000 | 29,9925 | ||||
Totale | 135.541.024 | 100 | 43.714.000 | 159.031.340 | 100 | 5.690.000 | 164.721.340 | 100 |
(1) Per ulteriori dettagli si veda Sezione Prima, Capitolo VI, Paragrafo 6.13.
Alla data del Prospetto Informativo, il Comune di Modena detiene il 75,01% del capitale sociale di META. In caso di integrale adesione all’Offerta Globale e di integrale esercizio della Greenshoe, il Comune di
Modena deterrà una partecipazione pari al 51,85% nel capitale sociale di META, rimanendo pertanto l’azionista di controllo della Società (cfr. Sezione Prima, Capitolo III, Paragrafo 3.3).
Alla data del Prospetto Informativo i Proponenti non sono a conoscenza di patti parasociali aventi ad oggetto le azioni di META.
Calendario dell’operazione
L’Offerta Pubblica verrà effettuata sulla base della seguente tempistica:
Comunicazione del Prezzo Massimo entro il 16 marzo 2003
Inizio dell’Offerta Pubblica 17 marzo 2003
Termine dell’Offerta Pubblica 21 marzo 2003
Comunicazione del Prezzo di Offerta entro il 23 marzo 2003
Comunicazione delle assegnazioni delle Azioni entro il 27 marzo 2003
Pagamento delle Azioni 28 marzo 2003
Inizio previsto delle negoziazioni delle Azioni 28 marzo 2003
Dati rilevanti dell’Offerta Globale
La tabella che segue illustra alcuni dati relativi all’Offerta Globale:
Lotto minimo di sottoscrizione (n. Azioni) | 1.500 |
Numero massimo di Azioni oggetto dell’Offerta Globale (n. Azioni) | 43.714.000 |
di cui massime numero 23.490.316 Azioni rivenienti da aumento di capitale | |
di cui numero 20.223.684 Azioni in vendita | |
Percentuale del capitale sociale di META rappresentata dalle Azioni oggetto dell’Offerta Globale dopo l’aumento di capitale | 27,49% |
Percentuale dell’Offerta Pubblica rispetto all’Offerta Globale | min. 25% |
Ammontare del capitale sociale di META successivamente all’Offerta Globale (Euro) | 273.533.904,80 |
Numero massimo delle azioni successivamente all’Offerta Globale (n. Azioni) | 159.031.340 |
Numero massimo di Azioni oggetto della Greenshoe (n. Azioni) | 5.690.000 |
Percentuale delle Azioni oggetto di Greenshoe rispetto all’Offerta Globale | 13,02% |
Numero massimo delle azioni successivamente all’Offerta Globale e all’esercizio della Greenshoe (n. Azioni) | 164.721.340 |
Percentuale del capitale sociale di META rappresentata dalle Azioni oggetto della Greenshoe dopo l’Offerta Globale, e l’esercizio | 3,45% |
integrale della Greenshoe | |
Ammontare del capitale sociale di META successivamente all’Offerta Globale, e in ipotesi di integrale esercizio della Greenshoe (Euro) | 283.320.704,80 |
Per maggiori informazioni in merito all’Offerta Pubblica e alla struttura dell’Offerta Globale, si veda quanto indicato nella successiva Sezione Terza, Capitolo XI.
3. Dati contabili e moltiplicatori di prezzo
Dati finanziari selezionati relativi a META.
Le seguenti tabelle riportano la situazione patrimoniale ed il conto economico di META al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001. Sono presentati anche la situazione patrimoniale e il conto economico al 30 settembre 2001 e al 30 settembre 2002.
Situazione patrimoniale
(Dati in migliaia di Euro) | 31/12/1999 | 31/12/2000 | 31/12/2001 | 30/09/2001 | 30/09/2002 (1) |
A. Totale attività operative | 106.082 | 96.634 | 105.390 | 95.035 | 102.075 |
B. Totale passività operative | 99.806 | 108.230 | 90.095 | 95.746 | 96.088 |
C. Capitale circolante netto (A-B) | 6.276 | (11.596) | 15.295 | (711) | 5.987 |
D. Totale attivo immobilizzato | 323.085 | 332.277 | 329.812 | 323.670 | 343.851 |
E. Totale passività operative immobilizzate | 38.907 | 36.624 | 44.030 | 44.907 | 56.590 |
F. Totale attivo immobilizzato netto (D-E) | 284.178 | 295.653 | 285.782 | 278.763 | 287.261 |
G. Capitale investito netto (C+F) | 290.454 | 284.057 | 301.077 | 278.052 | 293.248 |
H. Indebitamento finanziario netto | 64.874 | 64.229 | 77.523 | 59.515 | 46.281 |
I. Totale patrimonio netto del Gruppo | 225.580 | 219.828 | 223.554 | 218.537 | 246.770 |
L. Patrimonio netto di terzi | - | - | - | - | 197 |
M. Patrimonio netto del Gruppo e di terzi (I+L) | 225.580 | 219.828 | 223.554 | 218.537 | 246.967 |
N. Totale mezzi propri e di terzi (H+M) | 290.454 | 284.057 | 301.077 | 278.052 | 293.248 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
La Società non ha ancora approvato il bilancio al 31 dicembre 2002. In data 26 febbraio 2003 il Consiglio di Amministrazione della Società ha approvato la relazione trimestrale consolidata del IV trimestre 2002 del Gruppo nonché alcuni dati economici e patrimoniali relativi all’esercizio 2002 (Cfr. Capitolo IV bis, Paragrafo 4.7). Al 31 gennaio 2003 l’indebitamento finanziario netto consolidato del Gruppo era pari a Euro 50,2 milioni.
Conto economico
(Dati in migliaia di Euro) | 31/12/1999 | 31/12/2000 | 31/12/2001 | 30/09/2001 | 30/09/2002 (1) |
A. Ricavi | 180.231 | 199.934 | 259.185 | 176.715 | 183.456 |
B. Costi per consumi di materie e servizi esterni | 105.199 | 124.815 | 177.054 | 120.551 | 117.776 |
C. Valore aggiunto (A-B) | 75.032 | 75.119 | 82.131 | 56.164 | 65.680 |
D. Costo del lavoro | 36.391 | 36.549 | 36.263 | 27.159 | 27.457 |
E. Margine operativo lordo (C-D) | 38.641 | 38.570 | 45.868 | 29.005 | 38.223 |
F. Ammortamenti | 18.365 | 20.568 | 21.069 | 15.884 | 16.754 |
G. Accantonamenti | 1.302 | 1.229 | 3.656 | 1.426 | 4.080 |
H. Risultato operativo (E-F-G) | 18.974 | 16.773 | 21.143 | 11.695 | 17.389 |
I. Totale proventi (oneri) finanziari | (4.744) | (4.211) | (4.155) | (3.288) | (2.176) |
L. Totale rettifiche di attività finanziarie | (395) | 104 | (78) | (165) | (14) |
M. Utile della gestione ordinaria (H+I+L) | 13.835 | 12.666 | 16.910 | 8.242 | 15.199 |
N. Totale proventi (oneri) straordinari | 5.983 | 784 | 253 | (132) | 216 |
X. Xxxxxxxxx prima delle imposte (M+N) | 19.818 | 13.450 | 17.163 | 8.110 | 15.415 |
P. Imposte sul reddito | 2.250 | 7.990 | 9.065 | 5.029 | 7.565 |
Q. Risultato di esercizio (2) (O-P) | 17.568 | 5.460 | 8.098 | 3.081 | 7.850 |
X. Xxxxxxxxx di esercizio di spettanza di terzi | - | - | - | - | 46 |
S. Risultato di esercizio del Gruppo (Q-R) | 17.568 | 5.460 | 8.098 | 3.081 | 7.804 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Fino al 31 dicembre 1999 la Società ha usufruito di un regime fiscale agevolativo, detto “moratoria fiscale”, in base al quale gli utili prodotti nel periodo agevolato non erano assoggettati ad IRPEG e l’IRAP era calcolata con il metodo retributivo. Dal termine del periodo di moratoria la Società è assoggettata all’ordinario regime di tassazione applicabile alle società per azioni.
Cash flow
(Dati in migliaia di Euro) | 31/12/1999 | 31/12/2000 | 31/12/2001 | 30/09/2001 | 30/09/2002 (1) |
A. Flusso finanziario generato (assorbito) dalla gestione corrente | 38.160 | 24.664 | 32.247 | 26.108 | 35.849 |
B. Flusso finanziario generato (assorbito) dai movimenti di capitale circolante netto | (16.325) | 17.872 | (26.891) | (10.885) | 9.308 |
C. Flusso finanziario generato (assorbito) dalle attività di investimento | (65.741) | (30.679) | (14.278) | (6.137) | (29.478) |
D. Flusso finanziario generato (assorbito) da movimento di patrimonio netto | 24.787 | (11.212) | (4.372) | (4.372) | 15.563 |
E. Flusso finanziario netto di periodo (A+B+C+D) | (19.119) | 645 | (13.294) | 4.714 | 31.242 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
Dati selezionati per azione
La seguente tabella riporta i principali dati per azione della Società al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001. Sono riportati anche i dati relativi alla situazione infrannuale al 30 settembre 2001 e 30 settembre 2002.
31/12/1999 | 31/12/2000 | 31/12/2001 | 30/09/2001 | 30/09/2002 (5) | |
Numero di azioni medio ponderato (0) | 00.000.000 | 40.110.933 | 40.172.367 | 40.172.367 | 123.046.992 (6)(8) |
Risultato operativo per azione (centesimi di Euro) (2) | 52,5 | 41,8 | 52,6 | 29,11 | 14,13 |
Utile della gestione ordinaria per azione (centesimi di Euro) (2) | 38,3 | 31,6 | 42,1 | 20,52 | 12,35 |
Utile netto per azione (centesimi di Euro) (2) | 48,6 | 13,6 | 20,2 | 7,67 | 6,34 (7) |
Dividendi per azione (centesimi di Euro) (2) | 32,9 | 10,9 | 14,0 | - | |
Cash flow per azione (centesimi di Euro) (2) (3) | 105,57 | 61,49 | 80,27 | 64,99 | 29,13 |
Numero di azioni a fine esercizio | 40.048.481 | 40.172.367 | 40.172.367 | 40.172.367 | 130.526.670 (8) |
Patrimonio netto per azione (Euro) (4) | 5,63 | 5,47 | 5,56 | 5,44 | 1,89 (9) |
(1) Numero di azioni medio ponderato dell’esercizio calcolato come segue: [(N. di azioni all’inizio dell’esercizio x N. giorni trascorsi dall’inizio dell’esercizio alla data di aumento del capitale sociale) + (N. di azioni successivo all’aumento del capitale sociale x N. di giorni trascorso dalla data di aumento del capitale sociale alla fine dell’esercizio)]/N. giorni dell’esercizio.
(2) Calcolato sul numero di azioni medio ponderato.
(3) Calcolato rapportando il flusso di cassa generato dalla gestione corrente (utile netto di esercizio + ammortamenti + accantonamenti e svalutazioni al netto di utilizzi) sul numero di azioni medio ponderato.
(4) Calcolato sul numero di azioni a fine esercizio.
(5) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(6) In data 8 aprile 2002 l’assemblea straordinaria ha deliberato il frazionamento e la sostituzione delle 40.172.367 azioni del valore nominale di Euro 5,16 in 3 azioni del valore nominale di Euro 1,72 ciascuna, portando il numero di azioni a 120.517.101.
(7) Calcolato rapportando il risultato di esercizio del Gruppo sul numero di azioni medio ponderato.
(8) Il numero di azioni a fine periodo e il numero di azioni medio ponderato non considerano l’aumento di capitale sociale mediante conferimento di beni in natura deliberato dal Comune di Modena in data 11 settembre 2002 ma iscritto nel Registro delle Imprese in data 10 ottobre 2002; tale aumento di capitale sociale per un importo complessivo di 10.480 migliaia di Euro è stato effettuato mediante l’emissione di n. 5.014.354 azioni del valore nominale di 8.625 migliaia di Euro e per 1.855 migliaia di Euro a titolo di sovrapprezzo azioni.
(9) Calcolato rapportando il totale del patrimonio netto del Gruppo sul numero di azioni a fine periodo.
Principali dati operativi
Quali grandezze significative sono riportati i principali dati quantitativi e gli utenti serviti nei settori di attività di META nei periodi considerati.
1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (2) | |
Volume di gas distribuito (milioni mc) | 262,7 | 281,3 | 300,7 | 186,2 | 200 |
Utenti di gas serviti (n.) | 115.716 | 117.312 | 119.302 | 118.809 | 134.423 |
Volume di energia elettrica prodotta (GWh) | 29,4 | 34,0 | 75,1 | 37,6 | 78,7 |
Volume di energia elettrica distribuita (GWh) | 800,6 | 833,9 | 871,7 | 644,2 | 666,1 |
Utenti di energia elettrica serviti (n.) | 110.354 | 110.944 | 111.959 | 111.680 | 112.511 |
Quantità di Rifiuti Urbani raccolti (t) | 252.449 | 243.588 | 240.781 | 177.801 | 176.917 |
Quantità di rifiuti smaltiti in impianti META (t) (1) | 332.560 | 341.129 | 345.714 | 258.469 | 330.249 |
Abitanti serviti raccolta rifiuti (3) | 403.740 | 412.935 | 417.593 | 415.264 | 408.592 |
Volume di acqua venduto (milioni mc) | 21,3 | 25,7 | 26,1 | 19,6 | 20,8 |
Utenti di acqua serviti (n.) | 106.608 | 109.366 | 113.082 | 112.159 | 125.021 |
(1) Rifiuti smaltiti in impianti di proprietà di META ed in quelli dati in concessione e gestione a META.
(2) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(3) Fonte: Provincia di Modena “Osservatorio Demografico 2000”, 2001.
Numero dei dipendenti
La tabella seguente riepiloga il numero dei dipendenti di META al 31 dicembre 1999, 2000 e 2001 e al 30 settembre 2001 e 2002.
31/12/1999 | Media | 31/12/2000 | Media | 31/12/2001 | Media | 30/09/2001 | Media | 30/09/2002 | Media | |
1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | (1) | Primi 9 mesi. 2002 | |||||
Dirigenti | 9 | 11,2 | 10 | 9,9 | 10 | 9,1 | 9 | 9,0 | 9 | 9,6 |
Quadri | 28 | 26,1 | 26 | 25,6 | 28 | 27,0 | 28 | 27,0 | 30 | 28,0 |
Impiegati | 396 | 380,9 | 392 | 390,3 | 382 | 377,9 | 384 | 378,9 | 391 | 380,3 |
Operai | 638 | 610,9 | 625 | 637,9 | 608 | 612,9 | 613 | 612,3 | 595 | 594,8 |
Totale | 1.071 | 1.029,1 | 1.053 | 1.063,7 | 1.028 | 1.026,9 | 1.034 | 1.027,2 | 1.025 | 1.012,7 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
Moltiplicatori di prezzo e valorizzazione indicativa
Si riportano di seguito alcuni indicatori finanziari di META, calcolati sulla base dei dati del bilancio annuale relativo all’esercizio chiuso al 31 dicembre 2001, dell’indebitamento finanziario netto al 30 settembre 2002 e dei valori minimo e massimo dell’intervallo di valorizzazione indicativo del capitale economico della Società così come indicato nella Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.8. Si precisa che tale intervallo di valorizzazione indicativo non sarà in alcun modo vincolante ai fini della definizione del Prezzo Massimo e del Prezzo di Offerta (come definiti nella Sezione Terza, Capitolo XI, Paragrafo 11.8), i quali potranno essere definiti anche al di fuori del predetto intervallo.
Si evidenzia altresì che tali indicatori sono riferiti a dati economici e patrimoniali storici, mentre l’analisi svolta ai fini della determinazione dell’intervallo di valorizzazione indicativo del capitale economico della Società si è avvalsa anche dell’utilizzo di indicatori prospettici.
Minimo | Massimo | |
Prezzo per Azione (Euro) | 1,95 | 2,15 |
Capitalizzazione Indicativa (1) (milioni di Euro) | 264,3 | 291,4 |
EV/EBITDA (2) | 6,8x | 7,4x |
EV/EBIT (3) | 14,7x | 16,0x |
Prezzo/Cash Flow per azione (4) | 8,1x | 8,9x |
Prezzo/Book Value per azione (5) | 1,2x | 1,3x |
(1) La capitalizzazione indicativa è calcolata sulla base del numero delle azioni ante aumento di capitale a servizio dell’Offerta Globale, pari a n. 135.541.024 azioni.
(2) (capitalizzazione indicativa + indebitamento finanziario netto)/margine operativo lordo.
(3) (capitalizzazione indicativa + indebitamento finanziario netto)/risultato operativo.
(4) prezzo per azione / (utile netto per azione + ammortamenti ed accantonamenti per azione).
(5) prezzo per azione / patrimonio netto per azione.
Nella tabella seguente vengono evidenziati, a fine meramente indicativo, alcuni indicatori finanziari di un campione di società quotate operanti nello stesso settore in cui è presente META. Occorre comunque sottolineare che il campione considerato comprende società in alcuni casi non pienamente comparabili a META. Si evidenzia, inoltre, che tali indicatori sono riferiti a dati economici e patrimoniali storici, mentre l’analisi svolta ai fini della determinazione dell’intervallo di valorizzazione indicativo del capitale economico della Società si è avvalsa anche dell’utilizzo di indicatori prospettici.
EV/EBITDA | EV/EBIT | P/CF | P/BV | |
AEM S.p.A. | 10,4x | 17,3x | 10,8x | 2,0x |
AEM Torino S.p.A. | 9,3x | 26,0x | 4,0x | 0,7x |
ACEA S.p.A. | 6,6x | 13,1x | 4,3x | 0,6x |
Acegas S.p.A. | 5,5x | 10,4x | 4,9x | 0,8x |
ACSM Como S.p.A. | 8,1x | 16,2x | 7,0x | 1,0x |
AMGA S.p.A. | 7,5x | 13,2x | 6,1x | 1,0x |
ASM Brescia S.p.A. | 6,6x | 10,7x | 7,7x | 1,7x |
Elaborazione su dati tratti dai bilanci d’esercizio 2001 (bilancio pro-forma 2001 nel caso di ASM Brescia S.p.A., fonte: Prospetto Informativo e di Quotazione del giugno 2002), utilizzando la posizione finanziaria netta evidenziata nelle relazioni trimestrali al 30 settembre 2002 e sulla base dei prezzi ufficiali del 24 febbraio 2003, Fonte: Bloomberg.
I moltiplicatori di prezzo, unitamente alla capitalizzazione societaria e alla stima del ricavato dell’aumento di capitale a servizio dell’Offerta Globale, nonché il controvalore del Lotto Minimo e del Lotto Minimo di Adesione Maggiorato, calcolati sulla base del Prezzo Massimo, saranno comunicati al pubblico contestualmente alla comunicazione del Prezzo Massimo, mediante avviso integrativo pubblicato su “Il Sole 24 Ore” e/o “MF-Milano Finanza” entro il giorno antecedente l’inizio dell’Offerta Pubblica.
SEZIONE PRIMA
Informazioni relative a META
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Capitolo I. Informazioni relative all’attività di META
1.1 Storia ed evoluzione di META
META è stata costituita il 21 aprile 1997 da 18 Comuni della Provincia di Modena (Comune di Modena, Castelnuovo Rangone, Castelvetro di Modena, Fiumalbo, Guiglia, Lama Mocogno, Marano sul Xxxxxx, Montecreto, Montefiorino, Palagano, Pavullo nel Frignano, Pievepelago, Polinago, Riolunato, Savignano sul Xxxxxx, Spilamberto, Vignola e Zocca), 3 Consorzi Intercomunali (Consorzio Intercomunale per il Metanodotto dell’Alto Frignano, Consorzio Intercomunale per lo Smaltimento dei Rifiuti e Consorzio Intercomunale Acquedotto del Dragone ora Acquedotto Dragone Impianti S.p.A.) e la Comunità Montana del Frignano per la gestione di servizi pubblici locali nel territorio degli Enti soci.
Nel corso del 1997, il Comune di Modena ha trasferito a META, sulla base di appositi atti di conferimento i compendi aziendali appartenenti all’Azienda Municipalizzata per l’Igiene Urbana (“AMIU”), attraverso la quale il Comune stesso aveva sino ad allora gestito i servizi ambientali; sempre nel 1997, il Comune di Modena ha ceduto a META le immobilizzazioni relative al servizio elettrico appartenenti all’Azienda Municipalizzata del Comune di Modena (“AMCM”) attraverso la quale il Comune di Modena aveva sino ad allora gestito i servizi di energia elettrica (cfr. Sezione Prima, Capitolo 6, Paragrafo 6.13).
L’AMCM veniva costituita nel 1910 con la denominazione di “Azienda Energetica Modenese – AEM” a seguito della proposta della Commissione Reale di municipalizzare il servizio elettrico e tranviario del Comune di Modena, servizi fino ad allora gestiti da privati. Nei primi anni del dopoguerra, l’AEM costituiva con il Comune e la Provincia di Modena il Consorzio Idroelettrico Modenese per lo sfruttamento delle acque dell’Appennino. Nel 1942 l’AEM acquisiva anche il servizio di distribuzione del gas. Negli anni ‘70- ’80, l’azienda, che nel frattempo aveva assunto la denominazione di AMCM, acquisiva la rete acquedottistica del Comune di Modena e il servizio calore, divenendo in tal modo un’azienda multiservizi, operante nel settore della elettricità, del gas, dell’acqua e dei trasporti urbani. Quest’ultima attività veniva scorporata da AMCM nel 1987.
L’AMIU veniva costituta nel 1963 con la denominazione di “Azienda Municipalizzata della Nettezza Urbana – AMNU” per la gestione diretta da parte del Comune di Modena dei servizi di nettezza urbana, fino ad allora gestiti da privati. Le attività di tale azienda, inizialmente limitate alla raccolta dei Rifiuti Urbani, alla pulizia delle strade ed alla gestione di un impianto di selezione dei rifiuti, si ampliarono presto con l’introduzione di diversi servizi speciali quali la pulizia caditoie, il servizio neve e la pulizia dei mercati comunali. Durante gli anni ‘70 l’AMNU cambiava la propria denominazione in AMIU e accresceva le proprie attività rivolte alla depurazione dell’acqua, al settore dei rifiuti industriali ed al controllo dell’inquinamento atmosferico. Nel 1973 AMIU avviava per la prima volta in Italia la raccolta differenziata dei rifiuti. Nel 1977 il Comune di Modena in collaborazione con l’azienda iniziava la progettazione di una piattaforma in grado di trattare i rifiuti tossici industriali. Negli anni ‘80 veniva inaugurato l’inceneritore dei Rifiuti Urbani ed entravano in funzione il depuratore centrale delle acque reflue e l’impianto di inertizzazione dei rifiuti tossici e nocivi a prevalente contenuto inorganico.
XXXX ha iniziato ad operare dal 1° gennaio 1998 e nel corso dello stesso anno ha realizzato una forte espansione del proprio bacino di utenza, con l’allargamento della compagine sociale fino agli attuali 33 soci. Negli anni successivi (1999-2002) vi è stata la creazione di tre presidi territoriali (Pavullo nel Frignano, Vignola e Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx) (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.1).
Nel giugno 1999, esercitando la facoltà riconosciuta dal Decreto Bersani, META ha richiesto ad ENEL Distribuzione il trasferimento del ramo d’azienda di ENEL Distribuzione dedicato alla distribuzione di energia elettrica nel Comune di Castelnuovo Rangone (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.3.1). In data 2 maggio 2001, META ha sottoscritto con il MAP la convenzione relativa alla concessione unica di durata trentennale dell’attività di distribuzione di energia elettrica nei Comuni di Modena e di Castelnuovo Rangone (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Negli ultimi tre anni, la Società ha costituito o ha partecipato alla costituzione di diverse società, spesso con partner privati, con la finalità di svolgere attività specifiche. Di seguito sono indicate le principali società costituite o partecipate da META.
▪ Il 18 novembre 1998 META ha costituito Metasviluppo S.r.l. (“Metasviluppo”) allo scopo di prestare servizi energetici alle imprese (quali, ad esempio le attività di consulenza in relazione all’approvvigionamento energetico) nonché attività di grossista di energia elettrica nel mercato dei clienti idonei. Alla data del presente Prospetto Informativo, Metasviluppo è partecipata al 60% da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 26 maggio 1999 META ha costituito Rio D’Orzo S.r.l., con lo scopo di costruire e gestire una nuova discarica nel Comune di Castello di Serravalle (BO). Alla data del presente Prospetto Informativo, Rio D’Orzo S.r.l. è partecipata al 21% da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 22 novembre 2000 è stata costituta AV2 Ecosistema S.p.A., con lo scopo di svolgere servizi di raccolta differenziata di Rifiuti Urbani ed imballaggi. Alla data del presente Prospetto Informativo, AV2 Ecosistema S.p.A. è partecipata al 20% da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 27 dicembre 2000 META ha partecipato con altre società multiservizi alla costituzione di 4 Italy
S.p.A. Energy & Enviroment per lo studio, la progettazione, lo sviluppo e la realizzazione di iniziative nel settore dei servizi ambientali e dei servizi pubblici in genere nell’area dell’Europa orientale e dei Balcani. Alla data del presente Prospetto Informativo, 4 Italy S.p.A. Energy & Enviroment è partecipata al 25% da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 21 febbraio 2001 META ha costituito con due soci privati Italcic S.r.l. (“Italcic”) per lo sviluppo di attività di ricerca nel campo del riciclaggio di rifiuti. Alla data del presente Prospetto Informativo, Italcic è partecipata al 33,33% da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 19 aprile 2001 META ha acquisito una partecipazione nel capitale sociale di Tre.A.web. S.p.A. (“Tre.A.web”), avente per oggetto la progettazione, la realizzazione e lo sviluppo di reti pubbliche e private di telecomunicazioni. Nel corso del 2002 META accresce la propria partecipazione in tale società fino al 35% (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7). Alla data del Prospetto Informativo l’impegno di META nel settore delle comunicazioni non è significativo e la Società non prevede di aumentare tale impegno nel futuro.
▪ Il 27 novembre 2001 META ha costituito la società META RETE GAS S.r.l. (“META RETE GAS”) per lo svolgimento dell’attività di distribuzione del gas mediante l’utilizzo degli impianti e delle reti di proprietà di META. Alla data del presente Prospetto Informativo, META RETE GAS è interamente posseduta da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 15 febbraio 2002 META ha costituito la società META SERVICE S.r.l. (“META SERVICE”) avente per oggetto la gestione di attività di manutenzione e noleggio di mezzi ed attrezzature, sia propri che di terzi, compresi quelli volti al trasporto ed alla raccolta di rifiuti. Alla data del Prospetto Informativo META SERVICE è interamente posseduta da META (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
▪ Il 25 luglio 2002 META ha costituito la società ENERGIA PIÙ S.r.l., con lo scopo di operare nel settore dei servizi energetici, con particolare riferimento ai clienti industriali della Provincia di Modena. META detiene una quota del 56% del capitale sociale.
▪ Il 25 luglio 2002 META ha costituito la società META ENERGY S.r.l., con lo scopo di operare nel settore della compravendita di energia elettrica e gas sul mercato libero e nei servizi collaterali. È previsto che una quota del capitale sociale, attualmente interamente detenuto da META, possa essere successivamente ceduta al partner strategico, nell’ambito della procedura di selezione (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.24 e Capitolo V, Paragrafo 5.1)
Il 28 giugno 2001 il Consiglio Comunale di Modena ha approvato le linee d’indirizzo da seguirsi in ordine al processo di privatizzazione di META e da realizzare attraverso il passaggio dal modello di società per
azioni ad esclusivo capitale pubblico ad un modello di società per azioni aperto alla partecipazione del capitale privato, mantenendo comunque la prevalenza azionaria di parte pubblica. Il Consiglio Comunale di Modena con la medesima delibera ha scelto l’opzione dell’azionariato diffuso, in connessione con la quotazione presso il Mercato Telematico organizzato e gestito da Borsa Italiana (“MTA”), con il coinvolgimento dei dipendenti e pensionati della Società e dei cittadini residenti nei Comuni degli Enti soci.
L’8 aprile 2002 l’assemblea ordinaria dei soci della Società ha deliberato in merito alla richiesta di ammissione alla quotazione delle azioni ordinarie di META sul MTA e alla richiesta della contestuale autorizzazione a Consob per la pubblicazione del Prospetto Informativo relativo all’Offerta Pubblica ed alla quotazione.
In relazione alla procedura ad evidenza pubblica per la scelta di un partner strategico avviata nell’aprile 2002, una volta selezionata l’offerta vincolante tra quelle pervenute nel mese di settembre 2002, META ha avviato una negoziazione con la cordata Suez-Acea-Electrabel avente ad oggetto patti parasociali ed accordi commerciali riguardanti le attività di compravendita di energia elettrica e gas attraverso la società META ENERGY S.r.l. nonché modalità di collaborazione nei settori dei servizi idrici e servizi ambientali. In base agli accordi in corso di definizione è prevista l’assegnazione al partner di una partecipazione pari a circa il 40% nella società META ENERGY S.r.l. la quale avrà il diritto in esclusiva di vendere gas ed energia elettrica a clienti liberi e potrà approvvigionarsi delle materie prime con continuità alle migliori condizioni di mercato utilizzando le fonti di approvvigionamento del partner strategico. (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.1, 1.2.24 e 1.7).
Il 23 luglio 2002 l’assemblea straordinaria della Società ha deliberato di aumentare il capitale sociale fino a Euro 224.505.872,40 mediante l’emissione di n. 10.009.569 azioni ordinarie, del valore di Euro 2,09 ciascuna, di cui Euro 0,37 a titolo di sovrapprezzo, a seguito dei conferimenti in natura effettuati dai Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx, San Xxxxxxx sul Xxxxxx, Sestola, Lama Mocogno e Montecreto; il godimento delle n. 8.622.009 azioni emesse e attribuite ai Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx ha decorrenza dal 1° luglio 2002, mentre il godimento delle n. 1.387.560 azioni emesse e attribuite ai Comuni di Sestola, Lama Mocogno e Montecreto dal 1° novembre 2002 (cfr. Sezione Prima, Capitolo V, Paragrafo 5.1 e Capitolo VI, Paragrafo 6.10).
In data 11 settembre 2002 l’assemblea straordinaria della Società ha deliberato di aumentare il capitale sociale fino a Euro 233.130.561,28 mediante l’emissione di n. 5.014.354 azioni ordinarie, del valore di Euro 2,09 ciascuna, di cui Euro 0,37 a titolo di sovrapprezzo, a seguito del conferimento in natura effettuato dal Comune di Modena; il godimento delle azioni emesse ha decorrenza dal 10 ottobre 2002 (cfr. Sezione Prima, Capitolo V, Paragrafo 5.1 e Capitolo VI, Paragrafo 6.10).
In data 15 gennaio 2003, l’assemblea straordinaria della Società ha deliberato, ai sensi dell’art. 2441, comma 5 e 8, un aumento del capitale sociale a pagamento, anche scindibile, fino ad un massimo di nominali Euro 60.200.000,00 mediante l’emissione di massime n. 35.000.000 azioni ordinarie, del valore nominale di Euro 1,72 ciascuna, aventi godimento regolare e caratteristiche identiche a quelle delle altre azioni in circolazione al momento della loro sottoscrizione, da effettuarsi entro il 31 dicembre 2003, conferendo al Consiglio di Amministrazione la definizione del prezzo di emissione fermo restando che lo stesso, comprensivo di sovrapprezzo non potrà essere inferiore al valore del patrimonio netto per azione della Società risultante dalla situazione patrimoniale al 30 settembre 2002. Detto aumento di capitale è al servizio dell’Offerta Globale, dell’eventuale Opzione Greenshoe e delle Azioni Aggiuntive (come definite al successivi Paragrafi 11.9 e 11.19).
1.2 Descrizione dell’attività di META
1.2.1 Introduzione
META è una società che opera nei settori energetico-ambientali offrendo un’ampia gamma di servizi tra loro complementari. La struttura aziendale di META è caratterizzata da una notevole integrazione delle funzioni centrali con i settori di business e da un’articolazione settoriale delle funzioni gestionali. Tali caratteristiche la rendono una società “multiutility” capace di sfruttare le sinergie che si creano tra i diversi settori in cui opera.
META presta servizi nei seguenti settori:
• Gas e calore: distribuzione e vendita di gas; gestione di impianti di cogenerazione; gestione di impianti tecnologici; teleriscaldamento. Dal 1° gennaio 2002 l’attività di distribuzione è svolta tramite META RETE GAS (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.3.1 e 1.7).
• Energia elettrica: produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica; illuminazione pubblica ed artistica; gestione di impianti semaforici; illuminazione votiva; altri servizi.
• Servizi ambientali: servizi di igiene urbana; recupero, smaltimento dei rifiuti e produzione di energia elettrica; altri servizi di igiene urbana.
• Servizi idrici: distribuzione e vendita di acqua potabile; servizi di fognatura e depurazione delle acque reflue; altri servizi idrici.
Inoltre, la società controllata Metasviluppo svolge attività di vendita di energia elettrica ai clienti idonei e attività di consulenza ed intermediazione in relazione all’approvvigionamento di energia elettrica (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
Nella Provincia di Modena, META gestisce i suddetti servizi in diversi territori comunali. La seguente tabella illustra il bacino di riferimento e le attività svolte da META con riferimento a ciascun Comune alla data del 30 settembre 2002.
Comune | Superficie (kmq) | Residenti (al 31/12/2000) | Acqua Fognature Depurazione Servizi ambientali | Gas Energia Illuminazione Elettrica pubblica e | |||||
(1) | artistica | ||||||||
Bastiglia | 10,52 | 3.236 | • | ||||||
Bomporto | 39,11 | 7.398 | • | ||||||
Campogalliano | 35,29 | 7.671 | • | ||||||
Camposanto | 22,69 | 3.031 | • | ||||||
Xxxxxxxxxxxx E. | 102,47 | 24.518 | • • • • | • • | |||||
Castelnuovo R. | 22,61 | 11.759 | • • | • • | |||||
Castelvetro di Modena | 49,72 | 9.388 | • • | • | |||||
Cavezzo | 26,83 | 6.716 | • | ||||||
Concordia | 41,19 | 8.342 | • | ||||||
Finale Emilia | 104,72 | 15.129 | • | ||||||
Formigine | 46,98 | 29.827 | • | • | |||||
Frassinoro | 95,93 | 2.218 | • • • | • | |||||
Guiglia | 49,00 | 3.635 | • • | ||||||
Lama Mocogno | 63,80 | 3.040 | • • • | • | |||||
Marano s/P | 45,17 | 3.640 | • • • | ||||||
Modena | 183,63 | 176.965 | • • • • | • • • | |||||
Montecreto | 31,14 | 934 | • • • | • | |||||
Montefiorino | 45,35 | 2.337 | • • • | • | |||||
Nonantola | 55,40 | 12.318 | • | • | |||||
Palagano | 60,43 | 2.488 | • • • | • | |||||
Pavullo | 144,11 | 14.851 | • • • | • • | |||||
Pievepelago | 76,44 | 2.150 | • | ||||||
Polinago | 53,84 | 1.870 | • • • | • | |||||
Ravarino | 28,53 | 5.185 | • | ||||||
X.Xxxxxxx s/P | 27,37 | 5.269 | • • • | • • | |||||
X.Xxxxxx | 51,50 | 9.821 | • | ||||||
X.Xxxxxxxx | 34,44 | 4.490 | • | ||||||
Savignano s/P | 25,38 | 8.323 | • • • | • | |||||
Sestola | 52,00 | 2.696 | • • • | • | |||||
Soliera | 51,08 | 12.902 | • | ||||||
Spilamberto | 29,52 | 10.725 | • • • | • • | |||||
Vignola | 22,09 | 20.954 | • • • | • | |||||
Zocca | 69,11 | 4.593 | • • • | ||||||
Totale | 1.797,39 | 438.419 | 18 | 2 | 18 | 32 | 16 | 2 | 7 |
Totale Provincia di Modena Totale dei residenti nei Comuni serviti | 2.689,0 | 632.625 | 306.568 | 201.483 | 318.883 | 408.592 | 298.335 | 188.724 | 274.473 |
% rispetto al totale dei residenti nella Provincia di Modena | 48,46% | 31,85% | 50,41% | 64,59% | 47,16% | 29,83% | 43,39% | ||
(1) Fonte: Provincia di Modena “Osservatorio Demografico 2000”, 2001.
- Nei Comuni di Camposanto, Cavezzo, Concordia, X. Xxxxxx, e X. Xxxxxxxx META effettua il servizio di igiene urbana per conto di AIMAG S.p.A. mentre nel Comune di Finale Xxxxxx per conto del consorzio SORGEA (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.4).
- Nel Comune di Castelnuovo Rangone il servizio di distribuzione di energia elettrica è attualmente svolto da META nella sola frazione di Montale (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, paragrafo 1.2.3.1) corrispondente a circa il 30% dei residenti complessivi del Comune.
- Nel Comune di Formigine META ha svolto il servizio di illuminazione pubblica solamente per alcuni punti luce fino al 31 dicembre 2002 (cfr Sezione Prima, Capitolo I, paragrafo 1.2.3.2).
- Nel Comune di Formigine, META svolge il servizio di depurazione per conto di SAT S.p.A. (cfr Sezione Prima, Capitolo I, paragrafo 1.2.5).
- Nei Comuni di Carpi e Novi di Modena META svolge dal 4 marzo 2002, in qualità di mandataria dell’associazione temporanea d’impresa con la società RIECO di Mirandola, il servizio di raccolta della frazione indifferenziata dei Rifiuti Urbani (cfr Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.4.1).
- Nei Comuni di Cavezzo, Concordia, Medolla, San Possidonio, San Prospero, Mirandola, Carpi e Novi di Modena META svolge in qualità di mandataria dell’associazione temporanea d’impresa con la cooperativa Brodolini di Comacchio, il servizio di raccolta della frazione organica putrescibile dei Rifiuti Urbani dal 4 marzo 2002, mentre nei Comuni di Camposanto e San Felice sul Xxxxxx dal 21 novembre 2002 (cfr Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.4.1).
- Nel Comune di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx META svolge dal 1° luglio 2002 i servizi di distribuzione e vendita del gas, di distribuzione e vendita di acqua potabile, il servizio di gestione del sistema fognario ed il servizio di illuminazione pubblica e artistica (cfr Sezione Prima, Capitolo I, paragrafi 1.2.2.1; 1.2.3.2, 1.2.5, 1.2.5.2)
- Nel Comune di San Xxxxxxx sul Xxxxxx META svolge dal 1° luglio 2002 i servizi di distribuzione e vendita del gas, di distribuzione e vendita di acqua potabile ed il servizio di illuminazione pubblica ed artistica (cfr Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.2.1; 1.2.3.2; 1.2.5).
- Nei Comuni di Lama Mocogno, Montecreto e Sestola META svolge dal 1° novembre 2002 i servizi di distribuzione e vendita del gas (cfr Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.2.1).
- Nel Comune di Soliera META ha svolto i servizi ambientali fino al 31 dicembre 2002.
I servizi ed le attività sul territorio servito fanno capo a quattro sedi: la sede centrale nel Comune di Modena e le sedi periferiche nei Comuni di Vignola, Pavullo nel Frignano e Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx. La sede
centrale eroga tutti i servizi comuni ad eccezione delle attività tecniche e operative attribuite alle sedi periferiche. La sede nel Comune di Vignola (“Centro di Zona di Vignola”) svolge le attività tecniche ed operative relative ai servizi prestati nei Comuni di Vignola, Castelnuovo Rangone, Spilamberto, Savignano sul Xxxxxx, Castelvetro di Modena, Marano sul Xxxxxx, Guiglia e Zocca. La sede nel Comune di Pavullo nel Frignano (“Centro di Zona di Pavullo”) svolge le attività tecniche ed operative relative ai servizi prestati nei Comuni di Pavullo nel Frignano, Polinago, Palagano, Montefiorino, Lama Mocogno, Montecreto, Sestola, Frassinoro, Pievepelago. I Centri di Zona di Vignola e di Pavullo nel Frignano (“Centri di Zona”), in funzione dal luglio 1999, sono strutture operative che attuano sul territorio le direttive e le politiche definite a livello aziendale consentendo alla Società di operare il più vicino possibile agli utenti dei servizi. A partire dal 1° luglio 2002 è operativa la nuova sede nel Comune di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx (“Centro Zona di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx”) che svolge le attività tecniche ed operative relative ai servizi prestati nei Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx.
XXXX ritiene che gli elementi caratterizzanti la propria attività siano i seguenti.
• Forte radicamento in un territorio con elevato potenziale di sviluppo
La Società è storicamente presente nel territorio del Comune di Modena e della Provincia di Modena. Tale circostanza ha consentito a META di consolidare nel tempo i rapporti con la propria clientela accrescendo la visibilità del proprio marchio. Inoltre, la Regione Xxxxxx Xxxxxxx ed, in particolare, la Provincia di Modena sono aree con elevate potenzialità derivanti dai maggiori tassi di crescita dei consumi di gas ed energia elettrica rispetto alla media italiana (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.13). La Società ritiene che tale caratteristica dei mercati di riferimento possa favorire l’estensione del bacino delle utenze dei propri servizi.
• Pluralità di servizi offerti
META è presente nei settori della produzione e distribuzione dell’energia. Tale caratteristica, unita alla presenza consolidata di META nel settore dei servizi ambientali e dei servizi idrici integrati, consente alla Società di porsi sul proprio mercato di riferimento come operatore “multiutility”, in grado di soddisfare le diverse esigenze della clientela, sia domestica che industriale.
• Posizione privilegiata nel mercato di riferimento dei servizi ambientali e idrici integrati
Nei settori dei servizi ambientali e dei servizi idrici integrati, META ritiene di poter beneficiare di una serie di vantaggi competitivi: la radicata presenza sul territorio, la disponibilità degli impianti, una consolidata esperienza e la disponibilità di tecnologie all’avanguardia. Tali fattori, alla luce delle caratteristiche dei mercati interessati (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.13), attribuiscono a META una posizione privilegiata ai fini della nomina a gestore del ciclo integrato dei rifiuti e del servizio idrico integrato nell’ATO di riferimento (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19).
La seguente tabella illustra i principali valori economici di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Ricavi | 180.231 | 199.934 | 259.185 | 176.715 | 183.456 |
Valore aggiunto | 75.032 | 75.119 | 82.131 | 56.164 | 65.680 |
Margine operativo lordo | 38.641 | 38.570 | 45.868 | 29.005 | 38.223 |
Risultato operativo | 18.974 | 16.773 | 21.143 | 11.695 | 17.389 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
La seguente tabella illustra la ripartizione dei Ricavi di META suddivisi per settore di attività nei periodi considerati:
Migliaia di Euro | 1999 | % | 2000 | % | 2001 | % | Primi 9 mesi 2001 | % | Primi 9 mesi 2002 (1) | % |
Gas e calore | 66.255 | 36,8% | 83.946 | 42,0% | 114.571 | 44,2% | 68.579 | 38,8% | 72.819 | 39,7% |
Energia elettrica | 62.792 | 34,8% | 58.081 | 29,0% | 84.911 | 32,7% | 63.980 | 36,2% | 58.012 | 31,6% |
Servizi ambientali | 42.922 | 23,8% | 46.306 | 23,2% | 49.169 | 19,0% | 37.462 | 21,2% | 42.893 | 23,4% |
Servizi idrici | 18.150 | 10,1% | 22.408 | 11,2% | 23.737 | 9,2% | 17.363 | 9,8% | 19.902 | 10,8% |
Scambi interni (2) | (9.888) | (5,5%) | (10.807) | (5,4%) | (13.203) | (5,1%) | (10.669) | (6,0%) | (10.170) | (5,5%) |
Totale | 180.231 | 100,0% | 199.934 | 100,0% | 259.185 | 100,0% | 176.715 | 100,0% | 183.456 | 100,0% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Gli scambi interni consistono in trasferimenti di beni e servizi tra i diversi settori aziendali che si elidono a livello del totale aziendale (cfr.Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.4.1).
(3) I ricavi corrispondono al “totale valore della produzione” al netto degli incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni.
1.2.2 Gas e calore
META svolge attività di distribuzione e vendita di gas, gestione di impianti di cogenerazione e di impianti tecnologici nonché attività di teleriscaldamento.
La seguente tabella mostra i principali valori economici comprensivi della quota parte dei servizi comuni afferenti al settore (“Valori Economici”), del settore gas e calore di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Xxxxxx (2) | 66.255 | 83.946 | 114.571 | 68.579 | 72.819 |
Valore aggiunto | 13.330 | 14.101 | 18.275 | 7.927 | 12.634 |
Margine operativo lordo | 6.856 | 7.897 | 12.337 | 3.494 | 8.519 |
Risultato operativo | 1.845 | 2.306 | 6.032 | (681) | 3.496 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Ricavi al lordo degli scambi interni.
La seguente tabella mostra la ripartizione dei Ricavi tra i diversi servizi svolti nell’ambito del settore gas e calore nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | % | 2000 | % | 2001 | % | Primi 9 mesi 2001 | % | Primi 9 mesi 2002 (1) | % |
Distribuzione e vendita di gas | 57.685 | 87,1% | 75.127 | 89,5% | 95.227 | 83,1% | 57.861 | 84,4% | 56.240 | 77,2% |
Gestione di impianti di | 39 | 0,1% | 35 | 0,0% | 10.110 | 8,9% | 4.570 | 6,7% | 10.679 | 14,7% |
cogenerazione | ||||||||||
Gestione di impianti tecnologici | 4.353 | 6,6% | 4.463 | 5,3% | 4.273 | 3,7% | 2.884 | 4,2% | 2.696 | 3,7% |
Teleriscaldamento | 2.291 | 3,5% | 2.260 | 2,7% | 2.526 | 2,2% | 1.601 | 2,3% | 1.564 | 2,1% |
Altri ricavi e proventi (2) | 1.887 | 2,7% | 2.061 | 2,5% | 2.435 | 2,1% | 1.663 | 2,4% | 1.640 | 2,3% |
Totale | 66.255 | 100,0% | 83.946 | 100,0% | 114.571 | 100,0% | 68.579 | 100,0% | 72.819 | 100,0% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Tale voce comprende i ricavi da variazione dei lavori in corso su ordinazione, gli altri ricavi e i contributi in conto esercizio del Conto Economico (cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.4.1).
1.2.2.1 Distribuzione e vendita di gas
META distribuisce e vende gas nel Comune di Modena e nei seguenti Comuni della Provincia di Modena: Vignola, Spilamberto, Castelnuovo Rangone, Castelvetro di Modena, Savignano sul Xxxxxx, Pavullo nel Frignano, Montefiorino, Frassinoro, Palagano e Polinago. Inoltre, a partire dal 1° luglio 2002, META distribuisce e vende gas nei Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx e, a partire dal 1° novembre 2002, svolge tali servizinei Comuni di Lama Mocogno, Montecreto e Sestola.
Alla data del 30 settembre 2002, il sistema di distribuzione di META era costituito da una rete di circa
1.550 km. Alla medesima data, il bacino complessivo di utenza era di 298.335 residenti ed i clienti serviti erano 134.423.
META opera nei suddetti Comuni, con reti di sua proprietà, sulla base di convenzioni trentennali per l’affidamento del servizio gas stipulate con i Comuni medesimi (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Allo scopo di ottemperare all’obbligo di separazione societaria tra l’attività di distribuzione e tutte le altre attività nel settore del gas previsto dal Decreto Letta (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.3), in data 27 novembre 2001, META ha costituito META RETE GAS alla quale ha affittato, a partire dal 1°
gennaio 2002, il proprio ramo d’azienda relativo all’attività di distribuzione del gas (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
Approvvigionamento
Nel 2001 META ha acquistato circa il 96% del gas venduto da SNAM, secondo i prezzi e le condizioni risultanti dall’accordo nazionale stipulato in data 14 ottobre 1996 tra SNAM e le associazioni rappresentative dei Comuni (ANCI), delle aziende distributrici a partecipazione pubblica (Federgasacqua, di cui META è membro) e dei concessionari privati (Anigas e Assogas) (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.3). Tale contratto è scaduto nel giugno 2002.
META ha stipulato con ENI Spa Divisione Gas & Power, società energetica integrata, operativa in tutti i settori di attività del gas, un contratto di somministrazione di gas che avrà durata fino al 30 giugno 2003. Il contratto generale si articola in 10 accordi specifici stipulati in data 26 e 27 giugno 2002, per ciascuna delle 10 reti distributive non interconnesse che compongono il sistema distributivo di META; il volume complessivo di gas garantito è di circa 330 milioni di metri cubi. Il gas acquistato è consegnato direttamente alle cabine META ed immesso nella rete distributiva. ENI S.p.A. Divisione Gas & Power gestisce direttamente i contratti di stoccaggio e trasporto per conto di META. Nei primi 9 mesi del 2002, META ha acquistato circa il 97,5% del gas venduto dal Gruppo ENI (nei primi 6 mesi del 2002 da SNAM e successivamente da ENI S.p.A. Divisione Gas & Power).
META, inoltre, si approvvigiona, per il gas utilizzato dalla centrale Rete 2 di Reggio Xxxxxx, da Blumet S.p.A, società di vendita di gas; tale contratto ha garantito la fornitura di 42 milioni di metri cubi di gas dal 24 giugno 2002, data della stipula, al 31 dicembre 2002, data della scadenza; la durata del contratto è stata prorogata fino al 30 giugno 2003.
Distribuzione
Ai sensi del Decreto Letta la distribuzione del gas consiste nel trasporto di gas attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai clienti.
Per la prestazione del servizio di distribuzione di gas META si avvale di un sistema di distribuzione di gas di sua proprietà, gestito da META RETE GAS a partire dal 1° gennaio 2002. Il gas immesso nella rete di distribuzione di META è dalla medesima venduto direttamente ai propri clienti oppure è venduto da terzi che corrispondono a META RETE GAS un compenso per il servizio di distribuzione da essa svolto in loro favore.
Il sistema di distribuzione di META consente il trasporto fisico e la misurazione del gas dai punti di consegna al cliente finale, attraverso le seguenti fasi:
▪ prelievo dalla rete regionale di gasdotti attraverso 18 punti di consegna che alimentano altrettante stazioni ricevitrici (cabine di primo salto) ad una pressione massima di 75 bar: nelle stazioni ricevitrici il gas è filtrato ed è sottoposto ad una prima riduzione di pressione e alla odorizzazione, nonché misurato per la contabilizzazione contrattuale;
▪ stoccaggio ad alta pressione (cosiddetta pressione di 1^ specie) mediante un impianto costituito da una tubazione interrata di diametro pari a 300 mm e lunghezza 6 km, avente una capacità nominale di 10.000 Smc ed una pressione massima di esercizio pari a 24 bar;
▪ decompressione ed odorizzazione del gas nelle cabine di riduzione intermedia attraverso l’aggiunta al gas, per natura inodore, di una sostanza che ne permette la rilevazione olfattiva, facilitando l’individuazione delle perdite;
▪ trasporto del gas attraverso la rete di media pressione alle cabine di riduzione e regolazione di zona e alle utenze industriali allacciate alla rete;
▪ decompressione del gas e immissione nelle rete di distribuzione a bassa pressione;
▪ consegna al cliente finale con relativa misurazione.
La seguente tabella riepiloga i principali parametri del sistema di distribuzione del gas di META alla data del 30 settembre 2002.
Ricevitrici con cabine di primo salto | n. | 18 |
Portata delle ricevitrici | Sm3/h | 195.000 |
Stoccaggi in alta pressione | Sm3 | 10.000 |
Cabine di riduzione intermedia | n. | 4 |
Cabine di riduzione di zona | n. | 273 |
Cabine di riduzione d’utenza | n. | 2.318 |
Rete di distribuzione | km | 1.550 |
Gruppi di misura installati | n. | 139.057 |
Clienti | n. | 134.423 |
Manutenzione del sistema di distribuzione
Le principali attività di manutenzione effettuate da META consistono nella sostituzione o ristrutturazione di impianti e parti di rete. Tali interventi sono finalizzati al mantenimento della continuità e della affidabilità del servizio di distribuzione di gas e sono svolte dal reparto Gestione Impianti Gas Acqua di META in base ad un piano di manutenzione programmata. Le operazioni sono quasi interamente svolte da personale interno, fatto salvo per i lavori di scavo e per alcuni appalti, per i quali la Società si rivolge all’esterno.
La seguente tabella illustra l’incidenza percentuale delle diverse tipologie di materiali impiegati nelle reti di distribuzione alla data del 30 settembre 2002.
Acciaio | Ghisa | Polietilene | Totale | |
Rete di distribuzione (Km) | 1.314 | 227 | 9 | 1.550 |
Incidenza percentuale (%) | 84,8% | 14,6% | 0,6% | 100,0% |
META stima che l’età media della propria rete di distribuzione del gas sia di circa 18 anni. La Società ritiene che le condotte e gli altri impianti presentino uno stato di conservazione tale da non richiedere significativi interventi di rinnovo o sostituzione nel breve-medio termine. La Società, in occasione dei propri interventi di manutenzione, sta attuando un processo di revisione dei materiali impiegati nella propria rete: la rete in ghisa ancora presente è progressivamente sostituita, in ragione del logoramento e dell’usura di essa, con l’acciaio ed il polietilene ritenuti tecnicamente più efficienti.
Le condotte in acciaio sono protette da un sistema di protezione catodica. Il sistema di distribuzione è dotato di un sistema di telecontrollo.
I controlli della rete di distribuzione, finalizzati all’individuazione e prevenzione di eventuali dispersioni di gas sono sistematici: nel corso del 2001 tali controlli hanno interessato circa 163 km di rete. In conformità con quanto richiesto dall’AEEG a partire dal 2002, XXXX intende estendere il controllo della rete coprendo il 30% di essa (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.3).
La seguente tabella illustra i volumi relativi alla attività di distribuzione del gas svolta da META nei periodi considerati.
Mm3 | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Gas distribuito | 262,7 | 281,3 | 300,7 | 186,2 | 200,0 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
A partire dal 2001 META, e dal 1° gennaio 2002 META RETE GAS, ha prestato servizio di distribuzione di gas per conto di terzi operatori attraverso la propria rete. La seguente tabella illustra le quantità e i ricavi relativi a tale attività nei periodi considerati.
Mm3 | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Gas solamente distribuito (Mmc) | - | - | 4,4 | 2,7 | 6,2 |
Ricavi da sola distribuzione di gas (migliaia di Euro) | - | - | 36 | 22 | 62 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
Vendita
Ai sensi del Decreto Letta (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.3) a decorrere dal 1° gennaio 2003 le imprese che intendono svolgere attività di vendita del gas a clienti finali devono essere autorizzate dal MAP. L’autorizzazione è rilasciata, ai sensi del D.M. del 24 giugno 2002, alle imprese che hanno: la disponibilità di un servizio di modulazione adeguato alle necessità delle forniture e della relativa capacità di stoccaggio nel territorio nazionale, l’attestazione della fonte di approvvigionamento del gas e dell’affidabilità del relativo servizio di trasporto nonché l’adeguatezza delle capacità tecniche e finanziarie. META è autorizzata a decorrere dal 1° gennaio 2003 a svolgere attività di vendita di gas prestando i servizi di acquisto e commercializzazione, misurazione, contabilizzazione e fatturazione nei confronti dei clienti finali, avendo depositato la domanda entro il termine del 30 giugno 2002 previsto dal suddetto Decreto Ministeriale ed essendo decorso il termine previsto per il rigetto della domanda da parte del MAP.
Fino all’entrata in vigore del Decreto Letta il mercato di vendita del gas per le aziende distributrici quali META era suddiviso in mercato delle utenze civili e mercato delle utenze in deroga. Le utenze civili erano rappresentate dai clienti che utilizzavano il gas per usi domestici e dai clienti industriali con consumi annui inferiori a 200.000 mc. La categoria delle utenze in deroga era costituita dai clienti industriali con consumi annui superiori a 200.000 mc e dalle utenze ospedaliere con consumi annui superiori a 300.000 mc.
Il Decreto Letta, a decorrere dal 1° gennaio 2003, ha eliminato ogni suddivisione della clientela fra clienti idonei e clienti vincolati. Tutti i clienti hanno la facoltà di stipulare contratti di acquisto con qualsiasi distributore, importatore o grossista in Italia o all’estero (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.19.3).
La seguente tabella illustra i volumi di gas ed i relativi Ricavi, distinti per categorie di utenti, inerenti all’attività di vendita di gas svolta da META nei periodi considerati. I Ricavi sono comprensivi dell’attività di distribuzione svolta in relazione al gas venduto da META. La tabella riporta ancora la distinzione tra utenze civili e utenze in deroga poiché, fino al 30 giugno 2002, i fornitori di gas di META hanno fatturato in base a tale suddivisione.
1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) | |
Totale | |||||
Gas acquistato per la rivendita (Mm3) | 265,6 | 284,4 | 300,1 | 186,0 | 196,3 |
Perdite (Mm3) | (2,9) | (3,1) | (3,8) | (2,5) | (2,5) |
% delle perdite rispetto al gas acquistato | 1,1% | 1,1% | 1,3% | 1,3% | 1,3% |
Gas venduto e distribuito (Mmc) | 262,7 | 281,3 | 296,3 | 183.5 | 193,8 |
Xxxxxx (Migliaia di Euro) | 57.685 | 75.127 | 95.191 | 57.838 | 56.177 |
di cui utenze civili | |||||
Gas venduto e distribuito (Mmc) | 215,2 | 224,2 | 236,6 | 141,1 | 149,9 |
Xxxxxx (Migliaia di Euro) | 51.011 | 63.636 | 80.361 | 47.059 | 46.856 |
di cui utenze in deroga | |||||
Gas venduto e distribuito (Mmc) | 47,5 | 57,1 | 59,7 | 42,4 | 43,9 |
Xxxxxx (Migliaia di Euro) | 6.674 | 11.491 | 14.830 | 10.779 | 9.321 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
La fatturazione del servizio di vendita del gas è effettuata dalla Società nei confronti dell’utente finale. Per una descrizione delle tariffe di vendita del gas, cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18.
1.2.2.2 Gestione di impianti di cogenerazione
META produce energia termica ed energia elettrica attraverso 3 impianti di cogenerazione di cui 2 di proprietà di META e uno in affitto; tali impianti utilizzano motori (cd. gruppi di cogenerazione) a combustione interna alimentati a gas con una potenza termica complessiva pari a KW 23.160.
Gli impianti di cogenerazione di proprietà di META sono quelli di seguito indicati:
▪ impianto di cogenerazione a gas situato in Modena, Via Razzaboni: è entrato in funzione nel 1993, è costituito da due gruppi cogeneratori, ha una potenza elettrica installata pari a 800 kW ed una potenza termica complessiva pari a 1.960 kW;
▪ impianto di cogenerazione a gas situato in Modena, Via Dogali: è entrato in funzione nel 1993, è costituito da un gruppo cogeneratore, ha una potenza elettrica installata pari a 60 kW ed una potenza termica complessiva pari a 200 kW.
L’energia termica prodotta dai 2 impianti di cogenerazione sopra descritti è utilizzata dalla Società per usi interni.
L’impianto di cogenerazione in affitto è denominato “Rete 2” ed è situato a Reggio Xxxxxx (Via Hiroshima). Tale impianto è di proprietà di AGAC S.p.A. (“AGAC”) ed è gestito dal 1° aprile 2001 da META sulla base di un contratto di affitto con possibilità di rinnovo alla scadenza (31 dicembre 2003). La centrale è composta da tre generatori di vapore e due caldaie di integrazione alimentate a gas, oltreché da un turbo alternatore e da una sezione di trasformazione dell’energia elettrica. La potenza nominale dell’impianto è di circa 21.000 kW. Il calore prodotto è venduto ad AGAC che lo immette nella rete di teleriscaldamento della città di Reggio Emilia, mentre l’energia elettrica prodotta è immessa nella rete del GRTN.
L’energia elettrica prodotta dai 3 impianti di cogenerazione operativi è, in parte immessa nella rete di distribuzione di energia elettrica di META per la vendita ai propri clienti vincolati, in parte (l’energia elettrica che beneficia degli incentivi previsti dal CIP 6/1992) è venduta al GRTN a partire dal 1° gennaio 2001 (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.4).
La seguente tabella indica la quantità di energia termica prodotta dagli impianti di cogenerazione gestiti da META nei periodi considerati.
GWh | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Impianto di cogenerazione (Via Razzaboni) | 2,1 | 1,6 | 2,1 | 1,5 | 1,5 |
Impianto di cogenerazione (Via Dogali) | 1,5 | 1,0 | 0,6 | 0,3 | 0,3 |
Impianto di cogenerazione (Rete 2) | - | - | 166,3 | 53,1 | 186,2 |
Totale energia termica prodotta | 3,6 | 2,6 | 169,0 | 54,9 | 188,0 |
La seguente tabella indica la quantità di energia elettrica prodotta dagli impianti di cogenerazione nei periodi considerati.
GWh | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Impianto di cogenerazione (Via Razzaboni) | 2,4 | 1,7 | 1,9 | 1,4 | 1,5 |
Impianto di cogenerazione (Via Dogali) | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,2 | 0,1 |
Impianto di cogenerazione (Rete 2) | 0,0 | 0,0 | 38,1 | 10,7 | 50,1 |
Totale energia elettrica prodotta | 2,8 | 1,90 | 40,3 | 12,3 | 51,7 |
1.2.2.3 Gestione di impianti tecnologici
Il servizio di gestione degli impianti tecnologici consiste nella conduzione e manutenzione degli impianti termici, delle centrali termiche e degli impianti di climatizzazione degli edifici e nella fornitura di combustibile.
META offre tali sevizi a favore di clienti pubblici e privati. Il principale cliente di META è il Comune di Modena che nel 1988 ha affidato in appalto all’allora AMCM (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.1) la conduzione e la manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti termici e di climatizzazione di 195 edifici di proprietà del Comune medesimo (tra cui il municipio, gli asili nido, le scuole, i musei, gli uffici anagrafe, le biblioteche, gli impianti sportivi e gli uffici centrali e periferici), per una volumetria complessiva pari a circa 1,2 Mmc (alla data del 30 settembre 2002).
Tale contratto di appalto ha durata annuale e prevede la possibilità di rinnovo alla scadenza, previa ridefinizione dei compensi; esso prevede, inoltre, la fornitura da parte di META del combustibile impiegato negli impianti tecnologici gestiti (gas, calore ovvero combustibile liquido).
1.2.2.4 Teleriscaldamento
Il teleriscaldamento è un sistema di distribuzione di energia termica, sotto forma di acqua calda e acqua surriscaldata (avente una temperatura superiore a 100 gradi), per il riscaldamento degli edifici. L’acqua calda e surriscaldata prodotta dalle centrali termiche è immessa nella rete di teleriscaldamento per essere distribuita agli utilizzatori tramite una rete i cui terminali sono costituiti da sottocentrali di scambio
termico (che sostituiscono le tradizionali caldaie) che, a loro volta, cedono il calore per riscaldare l’acqua dell’impianto domestico.
META fornisce il servizio di teleriscaldamento a due quartieri del Comune di Modena (Giardino e 3° PEEP), attraverso una rete principale di distribuzione di proprietà di META costituita da tubazioni in acciaio e materiale plastico che si estende per circa 21 km. Alla data del 30 settembre 2002, la rete di teleriscaldamento di proprietà di META alimentava 32 sottocentrali di utenza, per un totale di 2.361 alloggi serviti e una volumetria complessiva pari a 869.000 mc.
Il servizio è svolto da META sulla base della convenzione trentennale per l’affidamento del servizio gas e teleriscaldamento con il Comune di Modena; tale convenzione è stata stipulata in data 30 dicembre 1997 (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Il calore destinato ad alimentare le reti di teleriscaldamento di META viene prodotto da 2 centrali termiche (complessivamente dotate di 7 generatori di calore) aventi una potenza termica complessiva pari a 31,7 MW. Gli impianti di teleriscaldamento di proprietà di META sono:
▪ impianto “Quartiere Giardino”: l’impianto, entrato in funzione nel 1971, è essenzialmente costituito da una centrale termica, da 13 impianti di trattamento dell’acqua e da 84 impianti di termoregolazione. La centrale termica è dotata di 4 generatori di calore ad olio con scambiatore di calore aventi una potenza termica complessiva pari a 24,4 MW;
▪ impianto “ Quartiere 3° PEEP”: l’impianto, entrato in funzione nel 1979, è essenzialmente costituito da una centrale termica, da 14 impianti di termoregolazione e da un impianto di trattamento dell’acqua. La centrale termica è dotata di 3 generatori di calore ad acqua calda a tubi di fumo aventi una potenza termica complessiva pari a 7,3 MW.
La struttura del sistema di distribuzione del calore alla data del 30 settembre 2002 è riassunta nella
seguente tabella. | |
Rete di distribuzione (km) | 16 |
Rete di allacciamento (km) | 5 |
n. sottocentrali con servizio riscaldamento e acqua sanitaria | 32 |
META stima che la propria rete di teleriscaldamento abbia un’età media di circa 20 anni. La Società ritiene che nei prossimi anni potrebbero rendersi necessari limitati interventi di manutenzione straordinaria, riqualificazione energetica e rinnovo della propria rete di teleriscaldamento.
La tabella che segue riporta le quantità di energia termica immessa in rete e venduta nei periodi considerati.
1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | |
Energia termica immessa in rete (MWh) | 39.335 | 36.024 | 36.423 | 23.050 | 23.886 |
Perdite (MWh) (1) | (5.144) | (4.913) | (4.390) | (3.131) | (3.606) |
% delle perdite commerciali rispetto all’energia termica immessa in rete | 13,1% | 13,6% | 12,1% | 13,6% | 15,1% |
Energia termica venduta (MWh) | 34.191 | 31.111 | 32.033 | 19.919 | 20.280 |
Xxxxxx (Migliaia di Euro) | 2.291 | 2.260 | 2.526 | 1.601 | 1.564 |
(1) Indicano le perdite complessive per calore sensibile al camino, irraggiamento e convezione, ineliminabili anche mediante isolamento termico.
Per una descrizione dei prezzi di vendita del calore (non regolamentati per legge), cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18.
1.2.3 Energia elettrica
META svolge attività di produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica, servizio di illuminazione pubblica ed artistica, servizio di gestione di impianti semaforici, servizio di illuminazione votiva ed altri servizi.
Per l’attività di vendita di energia elettrica ai clienti idonei e l’attività di consulenza ed intermediazione in relazione all’approvvigionamento di energia elettrica, META ha costituito nel 1998 la società Metasviluppo (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
La seguente tabella mostra i principali Valori Economici del settore energia elettrica di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Ricavi (2) | 62.792 | 58.081 | 84.911 | 63.980 | 58.012 |
Valore aggiunto | 29.147 | 24.637 | 25.424 | 19.814 | 19.706 |
Margine operativo lordo | 20.249 | 18.384 | 18.813 | 14.940 | 14.488 |
Risultato operativo | 12.592 | 11.808 | 10.510 | 9.344 | 7.903 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Ricavi al lordo degli scambi interni.
La seguente tabella mostra la ripartizione dei Ricavi tra i diversi servizi svolti nell’ambito del settore energia elettrica nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | % | 2000 | % | 2001 | % | Primi 9 mesi 2001 | % | Primi 9 mesi 2002 (1) | % |
Distribuzione e vendita di | 56.456 | 89,9% | 50.711 | 87,3% | 77.878 | 91,7% | 58.778 | 91,9% | 53.672 | 92,5% |
energia elettrica | ||||||||||
Illuminazione pubblica e | 1.283 | 2,0% | 1.644 | 2,8% | 1.826 | 2,1% | 1.367 | 2,1% | 1.427 | 2,5% |
artistica | ||||||||||
Gestione di impianti semaforici | - | - | 503 | 0,9% | 470 | 0,6% | 354 | 0,6% | 363 | 0,6% |
Illuminazione votiva | 377 | 0,6% | 379 | 0,7% | 407 | 0,5% | 293 | 0,5% | 302 | 0,5% |
Altri servizi | - | - | 28 | - | 641 | 0,8% | 464 | 0,7% | 277 | 0,5% |
Altri ricavi e proventi (2) | 4.676 | 7,5% | 4.816 | 8,3% | 3.689 | 4,3% | 2.724 | 4,2% | 1.971 | 3,4% |
Totale | 62.792 | 100,0% | 58.081 | 100,0% | 84.911 | 100,0% | 63.980 | 100,0% | 58.012 | 100,0% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Tale voce comprende i ricavi da variazione dei lavori in corso su ordinazione, gli altri ricavi e i contributi in conto esercizio del Conto Economico (cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.4.1).
1.2.3.1 Produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica
META svolge attività di produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica.
Gli impianti di produzione di proprietà di META hanno una potenza installata di circa 8,66 MW (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.3.1).
Alla data del 30 settembre 2002, la rete di distribuzione di energia elettrica di proprietà di META si estendeva per 4.003 Km nel territorio del Comune di Modena e nella frazione di Montale del Comune di Castelnuovo Rangone.
Per quanto riguarda l’attività di vendita, le utenze sono classificate dal Decreto Bersani in due categorie: clienti vincolati e clienti idonei (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.4). Ai sensi dell’art. 14, comma 1, del Decreto Bersani, la stessa META ha diritto alla qualifica di cliente idoneo limitatamente agli acquisti di energia elettrica destinati ai clienti idonei connessi alla propria rete di distribuzione.
META distribuisce e vende energia elettrica ai propri clienti vincolati nel Comune di Modena e nella frazione di Montale del Comune di Castelnuovo Rangone. Alla data del 30 settembre 2002 il bacino complessivo di utenza era di circa 188.724 abitanti residenti, pari al 29,83% della popolazione residente nella Provincia di Modena (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.1).
A partire da novembre 2001 META, attraverso la società controllata Metasviluppo, ha dato inizio all’attività di vendita di energia elettrica a clienti idonei nella Provincia di Modena e nella Regione Xxxxxx Xxxxxxx. Al 30 settembre 2002 i clienti idonei serviti erano 23.
Produzione
La produzione di energia elettrica da parte di META avviene attraverso 6 impianti e, più precisamente, un impianto di incenerimento dei rifiuti, 3 impianti di cogenerazione, un impianto di generazione a biogas e un impianto di trattamento di rifiuti speciali liquidi non pericolosi.
• L’impianto di incenerimento dei rifiuti di proprietà di META è situato in Modena; esso è entrato in funzione, nella sua attuale configurazione, nel 1995 ed ha una potenza elettrica installata pari a 7,5 MW. Per una trattazione estensiva dell’impianto di incenerimento dei rifiuti si rinvia alla descrizione del servizio di “Smaltimento dei rifiuti” (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.4.2).
• L’impianto di cogenerazione a gas di proprietà di META situato in Modena, Via Razzaboni, è entrato in funzione nel 1993 ed è costituito da due gruppi cogeneratori; la potenza elettrica installata è pari a 0,8 MW mentre la potenza termica complessiva è pari a 1,96 MW (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.2.2).
• L’impianto di cogenerazione a gas di proprietà di META situato in Modena, Via Dogali, è entrato in funzione nel 1993 ed è costituito da un gruppo cogeneratore; la potenza elettrica installata è pari a 0,06 MW mentre la potenza termica complessiva è pari a 0,2 MW (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.2.2).
• L’impianto di cogenerazione in affitto da AGAC e denominato “Rete 2” è situato a Reggio Xxxxxx, Via Hiroshima. La centrale è composta da tre generatori di vapore e due caldaie di integrazione alimentate a gas, oltreché da un turbo alternatore e da una sezione di trasformazione dell’energia elettrica. La potenza nominale dell’impianto è di circa 21 MW (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.2.2).
• L’impianto di generazione a biogas di proprietà di META è situato presso la discarica di prima categoria di Modena, Via Xxxxxx; esso è entrato in funzione nel 1989 ed ha una potenza elettrica installata pari a 0,3 MW (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.3.2).
• L’impianto di trattamento di rifiuti speciali liquidi non pericolosi, in affitto dal Comune di Spilamberto dal 30 novembre 2002, è situato nel Comune stesso e produce energia elettrica e calore utilizzando il biogas generato dal trattamento dei rifiuti speciali liquidi non pericolosi. Attualmente l’attività di produzione di energia elettrica non è operativa.
La seguente tabella indica la quantità di energia elettrica prodotta dai suddetti impianti nei periodi considerati.
GWh | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Impianto di incenerimento | 26,6 | 31,6 | 33,9 | 24,5 | 26,5 |
Impianto di cogenerazione (Via Razzaboni) | 2,4 | 1,7 | 1,9 | 1,4 | 1,5 |
Impianto di cogenerazione (Via Dogali) | 0,4 | 0,2 | 0,3 | 0,2 | 0,1 |
Impianto di generazione a biogas (Via Xxxxxx) | 0 | 0,5 | 0,9 | 0,8 | 0,5 |
Totale energia elettrica prodotta (impianti META) | 29,4 | 34,0 | 37,0 | 27,0 | 28,6 |
Impianto di cogenerazione Rete 2 | - | - | 38,1 (1) | 10,7 | 50,1 |
Totale generale energia elettrica prodotta | 29,4 | 34,0 | 75,1 | 37,6 | 78,7 |
(1) Valore rilevato a decorrere dal 1° aprile 2001, data a partire dalla quale ha efficacia il contratto di affitto dell’impianto di cogenerazione.
L’energia elettrica prodotta dagli impianti gestiti da META è, in parte immessa nella rete di distribuzione di energia elettrica di META per la vendita ai propri clienti vincolati, in parte (l’energia elettrica che beneficia degli incentivi previsti dal CIP 6/1992) è venduta al GRTN a partire dal 1° gennaio 2001 (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.4).
I ricavi e i costi derivanti dalla produzione di energia elettrica afferiscono ai settori nei quali META utilizza gli impianti di produzione, quali il settore dei servizi ambientali ed il settore gas e calore.
Approvvigionamento
Nei primi nove mesi del 2002 l’energia elettrica distribuita da META ai propri clienti vincolati è stata per circa il 15% prodotta dagli impianti di META sopradescritti; META acquista energia elettrica quasi interamente (circa l’85% dell’energia elettrica venduta al 30 settembre 2002) da ENEL Distribuzione, che opera attualmente in qualità di Acquirente Unico.
La seguente tabella illustra la provenienza e le quantità di energia elettrica immessa nella rete di distribuzione di META per la vendita ai clienti vincolati ed idonei (attraverso la società controllata Metasviluppo) nei periodi considerati:
GWh | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Energia elettrica acquistata da ENEL Distribuzione | 796,8 | 772,0 | 667,9 | 519,6 | 438,1 |
Energia elettrica prodotta da META | 29,4 | 34,0 | 75,1(2) | 37,6 | 78,7 |
Energia elettrica immessa in rete per la vendita ai clienti vincolati (3) | 826,2 | 806,0 | 743,0 | 557,2 | 516,8 |
Energia elettrica acquistata per la vendita a clienti idonei | - | - | 2,2 (4) | - | 56,3 |
Totale energia elettrica immessa in rete per la vendita ai clienti vincolati ed | |||||
idonei | 826,2 | 806,0 | 745,2 | 557,2 | 573,1 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Include l’energia elettrica prodotta da META che beneficia dei contributi di cui al provvedimento CIP 6/1992, pari a 33,6 GWh per l’intero anno 2001, di cui 24,3 GWh relativi ai primi 9 mesi 2001, e pari a 26,6 GWh per i primi 9 mesi 2002. Dal 1° gennaio 2001, tale energia è venduta da META al GRTN e riacquistata da ENEL Distribuzione, come previsto dalla vigente normativa (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.4).
(3) Include l’energia elettrica immessa in rete per la vendita ai clienti potenzialmente liberi che, non essendosi dichiarati tali, restano inclusi tra i clienti vincolati.
(4) Dato non incluso nel bilancio META al 31 dicembre 2001 in quanto relativo alla controllata Metasviluppo non consolidata.
Il sistema di approvvigionamento sopra descritto consente a META di soddisfare integralmente le esigenze della propria clientela vincolata.
Distribuzione
Ai sensi del Decreto Bersani, la distribuzione di energia elettrica consiste nel trasporto e trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti finali.
Per la prestazione del servizio di distribuzione di energia elettrica META si avvale di un sistema di distribuzione di sua proprietà che si estende per 4.003 Km nel territorio del Comune di Modena e nella frazione di Montale del Comune di Castelnuovo Rangone (alla data del 30 settembre 2002).
META ha ottenuto dal MAP la concessione unica dell’attività di distribuzione di energia elettrica nel Comune di Modena e nel Comune di Castelnuovo Rangone ed ha sottoscritto la relativa convenzione in data 2 maggio 2001. La concessione verrà a scadere il 31 dicembre 2030 (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Esercitando la facoltà riconosciuta dall’art. 9 del Decreto Bersani alle società distributrici di energia elettrica controllate da Enti Locali aventi in ambito comunale un bacino di utenza superiore al 20% del totale, in data 26 ottobre 1999 META ha richiesto ad ENEL la cessione del ramo d’azienda di ENEL Distribuzione dedicato all’attività di distribuzione di energia elettrica nel territorio del Comune di Castelnuovo Rangone. Il 6 agosto 2002 è stato depositato presso la cancelleria del Tribunale di Modena il lodo del collegio degli arbitratori incaricato di determinare il valore dei beni costituenti il ramo di azienda il quale viene fissato in Euro 14.900.000 a fronte di una valutazione della Società pari a Euro 5.990.900 e di Enel Distribuzione pari a Euro 14.977.250. Inoltre, parallelamente alla procedura di arbitrato in corso, META, in quanto concessionaria del servizio di distribuzione in tale Comune, ha attivato le procedure finalizzate alla determinazione e al riconoscimento da parte di ENEL di un canone di affitto per l’esercizio del ramo d’azienda per il periodo antecedente la data di effettiva cessione (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Ai sensi della convenzione sottoscritta con il MAP in data 2 maggio 2001, META ha comunicato al MAP e ad ENEL di essere in grado di assumere la responsabilità dell’attività di distribuzione dell’energia elettrica nell’intero territorio di tale Comune a partire dal 1° gennaio 2002; la convenzione prevede, inoltre, per il periodo compreso tra tale data e la data in cui META acquisirà il ramo d’azienda di ENEL Distribuzione, che i rapporti tra META e ENEL Distribuzione siano regolati da un contratto d’affitto d’azienda che prevederà l’obbligo di META di corrispondere ad ENEL un canone determinato sulla base di criteri che saranno fissati dall’AEEG. I proventi generati dall’attività di distribuzione di energia elettrica effettuata a mezzo del ramo d’azienda, in quanto imputabili al periodo temporale successivo alla decorrenza del contratto d’affitto, saranno riconosciuti a META.
A seguito dell’eventuale acquisizione del ramo d’azienda di ENEL Distribuzione, al sistema di distribuzione di energia elettrica di META si aggiungerebbero 66 nuove cabine secondarie. La Società ha valutato che la suddetta espansione della rete di distribuzione dovrebbe comportare un ampliamento del
bacino di utenza potenziale di circa 4.430 nuovi utenti che rappresentano circa il 4% dei clienti serviti del settore energia elettrica e circa l’1,5% dei ricavi del settore al 31 dicembre 2001.
La seguente tabella illustra le quantità di energia elettrica distribuita e venduta da META ai propri clienti e quella distribuita per conto di terzi operatori nei periodi considerati.
GWh | 1999 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Totale energia elettrica distribuita nella rete di META | 800,6 833,9 | 871,7 | 644,2 | 666,1 |
A partire dal 2000, META ha prestato il servizio di distribuzione di energia elettrica per conto di terzi operatori attraverso la propria rete. La seguente tabella illustra le quantità e i Ricavi relativi a tale attività nei periodi considerati.
1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 Primi 9 mesi 2002 (1) | ||
Energia elettrica distribuita per conto terzi operatori nella rete di META (GWh) | 54,0 | 152,8 | 105,0 | 165,8 | |
Ricavi (Migliaia di Euro) | 503 | 1.750 | 1.254 | 1.787 | |
-
-
(1) Dati consolidati relativi alle società META e Metasviluppo.
Il sistema di distribuzione di proprietà di META è costituito dalla rete elettrica di distribuzione primaria, che collega in MT le stazioni elettriche di trasformazione agli impianti di smistamento, e dalla rete di distribuzione secondaria, che collega in MT gli impianti di smistamento alle cabine secondarie di trasformazione e, quindi, ai singoli utenti.
Rete elettrica di distribuzione primaria
L’energia elettrica proveniente dalla rete elettrica di trasmissione in alta tensione viene immessa nella rete elettrica di distribuzione primaria attraverso 4 stazioni ricevitrici elettriche, situate nel territorio del Comune di Modena, aventi una potenza installata complessiva pari a 383,75 MVA. Gli impianti di smistamento in MT, da cui dipartono le linee MT di distribuzione sono 16. Le stazioni ricevitrici elettriche, gli impianti di smistamento in MT e le linee MT di distribuzione sono gestiti mediante un sistema di telecontrollo dalla centrale operativa di controllo di META.
La seguente tabella indica la consistenza degli impianti di distribuzione primaria di META al 30 settembre 2002.
Ricevitrici n. 4
Impianti di smistamento MT n. 16
Trasformatori AT/MT n. 10
Potenza installata dei trasformatori AT/MT MVA 383,75
Rete elettrica di distribuzione secondaria
Il sistema di distribuzione secondaria è costituito dalla rete elettrica di distribuzione in media tensione che collega ed alimenta le cabine di trasformazione secondarie (MT/BT), e dalla rete elettrica di distribuzione in bassa tensione che alimenta i singoli clienti finali.
L’energia elettrica viene immessa tramite le ricevitrici elettriche e gli impianti di smistamento in MT nella rete elettrica di distribuzione secondaria in MT che è di tipo maglia-aperta; essa si estende per circa 773 km e si articola su diversi livelli di tensione. Attualmente, l’energia elettrica è quasi interamente distribuita mediante la rete elettrica di distribuzione gestita a 15 kV.
La rete elettrica di distribuzione in MT alimenta 1.367 cabine di trasformazione secondarie (MT/BT) nelle quali l’energia elettrica in MT è trasformata in energia elettrica in bassa tensione ed immessa nella rete elettrica di distribuzione in bassa tensione. Mediante tale rete, che si estende per circa 3.230 km, l’energia elettrica è erogata ai clienti finali all’interno dei singoli edifici. Alcuni utenti operanti nel settore industriale e nel settore terziario ricevono l’energia elettrica in MT direttamente dalle cabine di trasformazione secondarie.
La seguente tabella indica la consistenza della rete elettrica di distribuzione secondaria di META alla data del 30 settembre 2002.
Km rete MT Km 773
Cabine secondarie n. 1.367
Km rete BT Km 3.230
Manutenzione della rete di distribuzione
Le principali attività di manutenzione effettuate da META consistono nella sostituzione o ristrutturazione di impianti e parti di rete. Tali interventi sono finalizzati al mantenimento della continuità e della affidabilità del servizio di distribuzione di energia elettrica e sono svolte dal reparto Gestione Impianti Elettrici di META in base ad un piano di manutenzione programmata. Le operazioni sono quasi interamente svolte da personale interno, fatto salvo per i lavori di scavo e per alcuni appalti, per i quali la Società si rivolge all’esterno.
Vendita
META vende energia elettrica ai propri clienti vincolati nell’area del Comune di Modena e della frazione di Montale del Comune di Castelnuovo Rangone attraverso la rete di distribuzione sopra descritta. Alla data del 30 settembre 2002 i clienti serviti erano 112.511.
A partire da novembre 2001 META, attraverso la società controllata Metasviluppo, ha dato inizio all’attività di vendita di energia elettrica a clienti idonei nella Provincia di Modena e nella Regione Xxxxxx Xxxxxxx. Al 30 settembre 2002 i clienti idonei serviti erano 23.
Il sistema di regolamentazione prevede che META venda l’energia elettrica destinata ai clienti vincolati sulla base delle tariffe stabilite dall’AEEG con delibera 228/01 (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.4). La fatturazione del servizio di vendita di energia elettrica è effettuata dalla Società nei confronti dell’utente finale. Per una descrizione delle tariffe di vendita di energia elettrica, cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18.
La seguente tabella illustra le quantità e i Ricavi relativi all’attività di vendita e distribuzione dell’energia elettrica ai clienti vincolati ed all’attività di vendita ai clienti idonei nei periodi considerati.
1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002(1) | |
Energia elettrica immessa in rete per la vendita ai clienti vincolati (GWh) | 826,2 | 806,0 | 743,0 | 557,2 | 516,8 |
Perdite (GWh) | (25,6) | (26,1) | (24,1) | (18,0) | (16,5) |
% delle perdite rispetto all’energia elettrica immessa in rete | 3,1% | 3,2% | 3,2% | 3,2% | 3,2% |
Energia elettrica venduta e distribuita ai clienti vincolati (GWh) (2) | 800,6 | 779,9 | 718,9 | 539,2 | 500,3 |
Ricavi di vendita ai clienti vincolati (migliaia di Euro) | 56.456 | 50.208 | 76.128 | 57.524 | 48.651 |
Energia elettrica acquistata per la vendita a clienti idonei (GWh) | - | - | 2,2 (3) | - | 56,3 |
Perdite (GWh) | - | - | (0,1) | - | (2,5) |
% perdite rispetto all’energia elettrica immessa in rete | - | - | 4,4% | - | 4,4% |
Energia elettrica venduta a clienti idonei | - | - | 2,1 (3) | - | 53,8 |
Ricavi di vendita energia elettrica a clienti idonei (migliaia di Euro) | - | - | 187 (3) | - | 2.773 |
Totale quantità energia elettrica venduta (GWh) | 800,6 | 779,9 | 721,0 (3) | 539,2 | 554,1 |
Totale ricavi di vendita energia elettrica (migliaia di Euro) | 56.456 | 50.208 | 76.315 | 57.524 | 51.424 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Include l’energia elettrica immessa in rete per la vendita ai clienti potenzialmente liberi che, non essendosi dichiarati tali, restano inclusi tra i clienti vincolati.
(3) Dato non incluso nel bilancio META al 31 dicembre 2001 in quanto relativo alla controllata Metasviluppo non consolidata.
Ai sensi dell’art. 14, comma 1, lett. a) del Decreto Bersani, META ha diritto alla qualifica di cliente idoneo limitatamente agli acquisti di energia elettrica destinati ai clienti idonei connessi alla propria rete di distribuzione; a tal proposito META ha presentato l’autocertificazione necessaria all’AEEG.
Inoltre, al fine di espandere la propria attività di vendita di energia elettrica anche ai clienti idonei non allacciati alla propria rete di distribuzione, META ha costituito, in data 18 novembre 1998 Metasviluppo. Essa, ai sensi dell’art. 14, comma 1, lett. b) del Decreto Bersani, ha diritto alla qualifica di cliente idoneo grossista limitatamente all’energia elettrica consumata da clienti idonei con cui abbia stipulato contratti di vendita.
META, attraverso la società controllata Metasviluppo, ha iniziato ad operare nel corso del 2000 svolgendo attività di consulenza sul risparmio energetico e sull’ottimizzazione della fornitura di energia elettrica; tale attività è prestata a favore di aziende situate nelle Province di Modena, Reggio Emilia, Bologna, Ferrara e Ravenna e Mantova facenti parte di 3 consorzi di acquisto alla cui costituzione ha partecipato la stessa società. In base all’accordo in essere tra Metasviluppo e i consorzi suddetti, i corrispettivi per l’attività di consulenza ed intermediazione sopra descritta sono calcolati in proporzione ai kilowattora intermediati. Alla data del 30 settembre 2002, i punti di prelievo per cui Metasviluppo svolgeva tali attività erano 146, di cui 41 sottesi alla rete distributiva di META e 105 sottesi alla rete di Enel Distribuzione.
La seguente tabella mostra i volumi di energia elettrica intermediati da META, attraverso la società controllata Metasviluppo, nei periodi considerati.
1999 | 2000 (1) | 2001 (1) | Primi 9 mesi 2001 (1) | Primi 9 mesi 2002 (2) | |
Intermediazione energia elettrica a clienti idonei (GWh) | 0,0 | 107,4 | 374,2 | 261,5 | 356,6 |
Ricavi di intermediazione energia elettrica a clienti idonei (migliaia di Euro) | - | 139 | 483 | 338 | 461 |
(1) Dato non incluso nel bilancio META al 31 dicembre 2000, 2001 e al 30 settembre 2001 in quanto relativo alla controllata Metasviluppo non consolidata.
(2) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
1.2.3.2 Illuminazione pubblica e artistica
META gestisce il servizio di illuminazione pubblica e artistica nel territorio dei Comuni di Modena, Nonantola, Pavullo nel Frignano e Spilamberto. Nel Comune di Formigine il servizio è svolto limitatamente ad alcuni punti luce. Inoltre tale servizio è gestito, a partire dal 1° luglio 2002, anche nei Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx. Nel Comune di Modena la rete e gli impianti di illuminazione pubblica e artistica sono di proprietà di META.
Alla data del 30 settembre 2002, i centri luminosi complessivamente gestiti da META erano pari a 35.958 (di cui 26.750 di proprietà di META per una potenza complessiva pari a 4.410 kW). L’illuminazione stradale raggiunge una media di circa 40 punti luce per km.
Il servizio di illuminazione pubblica e artistica è svolto da META sulla base di un contratto di servizio stipulato con ciascun Comune (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). Per il Comune di Modena tale contratto è stato stipulato in attuazione della convenzione trentennale per l’affidamento del servizio elettricità è scaduto il 1° gennaio 2003. Per il Comuni di Pavullo nel Frignano e Spilamberto il contratto di servizio è scaduto il 31 dicembre 2002. È attualmente in corso di definizione il rinnovo dei tali contratti di servizio. Per il Comune di Nonantola il contratto di servizio scadrà il 31 dicembre 2003.
I ricavi dal servizio di illuminazione pubblica e artistica derivano dall’esercizio dell’attività di gestione e manutenzione degli impianti.
1.2.3.3 Gestione di impianti semaforici
META svolge il servizio di gestione degli impianti semaforici nel territorio del Comune di Modena e Spilamberto sulla base di un contratto di servizio stipulato con ciascun Comune (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). Inoltre, tale servizio è gestito, a partire dal 1° luglio 2002, anche nei Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx. Per il Comune di Modena tale contratto è stato stipulato in attuazione della convenzione trentennale per l’affidamento del servizio elettricità; il medesimo contratto è scaduto il 1° gennaio 2003 ed è attualmente in corso di definizione il rinnovo del contratto di servizio. Per il Comune di Spilamberto il contratto di servizio è scaduto il 31 dicembre 2002 ed è attualmente in corso di definizione il rinnovo del contratto di servizio.
Alla data del 30 settembre 2002, il numero di impianti semaforici di proprietà del Comune di Modena era pari a 139 per un totale di 2.301 luci semaforiche. Sempre alla medesima data 69 impianti erano telecontrollati a livello centralizzato mentre 70 erano gestiti localmente.
I ricavi del servizio di gestione di impianti semaforici derivano dall’esercizio dell’attività di gestione e manutenzione degli impianti.
1.2.3.4 Illuminazione votiva
META svolge il servizio di illuminazione votiva nei cimiteri dei Comuni di Modena e di San Xxxxxxx. Nel Comune di Modena l’attività è svolta sulla base di una convenzione per l’affidamento del servizio secondo la quale il Comune ha conferito anche gli impianti di illuminazione, mentre nel Comune di San Xxxxxxx sul Xxxxxx, la convenzione stipulata non ha previsto il conferimento degli impianti (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
XXXX riceve corrispettivi dai propri clienti (37.421 alla data del 30 settembre 2002) per la gestione delle lampade votive, comprensiva sia della manutenzione sia della fornitura di energia elettrica.
1.2.3.5 Altri servizi
META svolge, infine, altri servizi quali la manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti elettrici di numerosi edifici del Comune di Modena sulla base di contratto di appalto di durata annuale che prevede la possibilità di rinnovo alla scadenza previa ridefinizione dei compensi.
1.2.4 Servizi ambientali
Nell’ambito dei servizi ambientali, META svolge servizi di igiene urbana, attività di recupero e smaltimento di rifiuti, produzione di energia elettrica mediante impianti di smaltimento ed altri servizi di igiene urbana.
I servizi di igiene urbana comprendono la raccolta ed il trasporto dei Rifiuti Urbani nonché la pulizia stradale.
META svolge, inoltre, attività di recupero, smaltimento dei rifiuti tramite incenerimento e/o conferimento in discarica e produzione di energia elettrica mediante impianto di incenerimento dei rifiuti ed attraverso l’impianto di sfruttamento del biogas della discarica di prima categoria di Modena.
Infine, META presta altri servizi di igiene urbana per conto di utenze industriali i quali comprendono, tra gli altri, i servizi di disinfezione, disinfestazione, derattizzazione, espurgo delle fosse biologiche, pulizia dei mercati, controllo dell’aria.
La seguente tabella mostra i principali Valori Economici del settore dei servizi ambientali di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Xxxxxx (2) | 42.922 | 46.306 | 49.169 | 37.462 | 42.893 |
Valore aggiunto | 23.788 | 26.878 | 27.665 | 21.687 | 23.919 |
Margine operativo lordo | 8.063 | 9.266 | 10.395 | 8.776 | 10.960 |
Risultato operativo | 4.048 | 3.868 | 4.486 | 4.530 | 5.253 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Ricavi al lordo degli scambi interni.
La seguente tabella mostra la ripartizione dei Ricavi tra i diversi servizi svolti nell’ambito del settore dei servizi ambientali nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | % | 2000 | % | 2001 | % | Primi 9 mesi | % | Primi 9 mesi | % |
2001 | 2002 (1) | |||||||||
Servizi di igiene urbana | 20.196 | 47,1% | 20.886 | 45,1% | 22.008 | 44,8% | 16.259 | 43,4% | 17.748 | 41,4% |
Recupero e/o smaltimento dei rifiuti | 14.373 | 33,5% | 15.899 | 34,3% | 16.184 | 32,9% | 12.346 | 33,0% | 16.392 | 38,2% |
Energia elettrica prodotta dagli impianti | 3.678 | 8,6% | 4.504 | 9,7% | 5.884 | 12,0% | 5.371 | 14,3% | 4.708 | 11,0% |
di smaltimento | ||||||||||
Altri servizi di igiene urbana | 2.994 | 7,0% | 3.005 | 6,5% | 3.292 | 6,7% | 2.093 | 5,6% | 2.159 | 5,0% |
Altri ricavi e proventi (2) | 1.681 | 3,8% | 2.012 | 4,4% | 1.801 | 3,6% | 1.393 | 3,7% | 1.886 | 4,4% |
Totale | 42.922 | 100,0% | 46.306 | 100,0% | 49.169 | 100,0% | 37.462 | 100,0% | 42.893 | 100,0% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Tale voce comprende i ricavi da variazione dei lavori in corso su ordinazione, gli altri ricavi e i contributi in conto esercizio del Conto Economico (cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.4.1).
1.2.4.1 Servizi di igiene urbana
I servizi di igiene urbana comprendono la raccolta ed il trasporto dei Rifiuti Urbani nonché la pulizia stradale.
Al 30 settembre 2002 META svolge i servizi di igiene urbana nel Comune di Modena e in altri 25 Comuni della Provincia di Modena sulla base di convenzioni trentennali e decennali per l’affidamento dei servizi inerenti la gestione dei rifiuti (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). Inoltre, META presta tali servizi in 5 Comuni della Provincia di Modena (Concordia, Cavezzo, San Prospero, San Felice e Camposanto) sulla base di una convenzione con e per conto di AIMAG S.p.A. e nel Comune di Finale Xxxxxx sulla base di una convenzione con il Consorzio SORGEA (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). A partire dal 4 marzo 2002 META presta i servizi di raccolta della frazione indifferenziata nei Comuni di Carpi e Novi di Modena in qualità di mandataria di un’associazione temporanea di impresa con la società RIECO. Sempre dalla medesima data, META svolge i servizi di raccolta della Frazione Organica Putrescibile nei Comuni di Cavezzo, Concordia, Medolla, San Possidonio, San Prospero, Mirandola, Carpi e Novi di Modena in qualità di mandataria di un’associazione temporanea di impresa con la cooperativa Brodolini, e dal 21 novembre 2002, nei Comuni di Camposanto e San Felice sul Xxxxxx (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Alla data del 30 settembre 2002 i Comuni nei quali META prestava i servizi di igiene urbana erano complessivamente 32 per un corrispondente bacino di utenza pari a 408.592 abitanti (pari al 64,59% degli abitanti residenti nella Provincia di Modena al 31 dicembre 2000).
Raccolta dei rifiuti
Il servizio di raccolta dei Rifiuti Urbani avviene mediante le operazioni di prelievo, cernita e raggruppamento dei rifiuti per il loro trasporto.
La seguente tabella illustra le quantità di Rifiuti Urbani raccolti da META nei periodi considerati.
Tonnellate | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Rifiuti Urbani | 252.449 | 243.588 | 240.781 | 177.801 | 176.917 |
A seconda delle modalità di svolgimento del servizio, si distinguono due tipi di raccolta: la raccolta ordinaria e la raccolta differenziata.
(a) Raccolta ordinaria dei rifiuti
Il servizio di raccolta ordinaria dei Rifiuti Urbani riguarda la frazione indifferenziata destinata al recupero energetico o allo smaltimento in discarica; tale servizio è svolto da META nel Comune di Modena mediante contenitori costituiti da cassonetti di media e grande capacità, bidoni di polietilene e trespoli di proprietà di META. Per la raccolta ordinaria META si avvale di 23 squadre operative composte da un numero complessivo di 48 dipendenti della Società.
Il prelievo dei rifiuti dai contenitori è effettuato quasi completamente attraverso automezzi ad operatore unico ovvero mediante il cosiddetto “Dispositivo Traino Cassonetti”, che prevede l’impiego di un autista e di un addetto, e solo in parte attraverso la raccolta dei sacchi a perdere da parte di motocarri elettrici (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). In particolare, nel centro storico del Comune di Modena lo svuotamento dei cassonetti avviene con frequenza giornaliera mediante un autocompattatore (avente una capacità pari a 16 mc) ed un automezzo di piccole dimensioni (avente una capacità pari a 8 mc).
Alla data del 30 settembre 2002, nel Comune di Modena erano presenti 4.693 cassonetti, 77 bidoni e 837 trespoli portasacchi, per un numero complessivo di utenze pari a 91.713.
Durante il periodo compreso tra aprile e settembre, META effettua il lavaggio e la disinfezione programmata dei cassonetti attraverso due autocarri su cui sono installate attrezzature che consentono la pulizia dei cassonetti, sia all’interno che all’esterno, mediante getti ad alta pressione di acqua calda addizionata con disinfettante che garantisce il controllo della flora microbica.
META presta, inoltre, il servizio di raccolta ordinaria dei rifiuti in altri 31 Comuni della Provincia di Modena. Per la prestazione di tale servizio META si avvale di 32 squadre operative composte da un numero complessivo di 57 dipendenti della Società.
Durante il periodo estivo, nei Comuni a vocazione turistica, il numero delle squadre operative viene elevato e la frequenza di svuotamento dei contenitori – normalmente di tre volte a settimana – diviene giornaliera.
(b) Raccolta differenziata dei rifiuti
La raccolta differenziata dei rifiuti consiste nella distinzione dei diversi flussi di rifiuti in base alle loro caratteristiche merceologiche ed agli impianti di trattamento cui sono destinati al fine di ridurre la quantità di rifiuto da avviare agli impianti di smaltimento, agevolare ulteriori affinamenti dei materiali e trattare in modo adeguato le frazioni pericolose.
La raccolta differenziata dei rifiuti è articolata sui seguenti flussi:
▪ frazione “secca” di qualità da destinare al recupero come materia;
▪ frazione “umida” (ovvero frazione organica putrescibile – FOP) di qualità da destinare al compostaggio;
▪ frazione “restante” (non recuperabile) da destinare al recupero energetico tramite inceneritore (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.4.2).
La raccolta della frazione secca viene effettuata attraverso i seguenti sistemi:
▪ punti verdi: sono stazioni di raccolta stradali in cui sono riuniti cassonetti per la raccolta di carta e cartone, campane per la raccolta congiunta di vetro e lattine e cassonetti per la raccolta di contenitori in plastica per liquidi;
▪ raccolta domiciliare: i rifiuti ingombranti vengono raccolti a domicilio per appuntamento mediante autogrù ovvero, nel centro storico dei Comuni interessati, mediante automezzi minori;
▪ raccolta presso utenze commerciali: i principali rifiuti recuperabili sono raccolti direttamente presso le utenze commerciali durante l’orario di apertura dei negozi;
▪ stazioni mobili e contenitori stradali: le pile, i farmaci e gli altri Rifiuti Pericolosi vengono raccolti tramite stazioni mobili attrezzate, contenitori stradali o presso i commercianti;
▪ isole ecologiche: sono punti di conferimento dei rifiuti differenziati appositamente realizzate e gestite con adeguati orari di apertura. Sono attualmente operative 4 isole ecologiche nel Comune di Modena ed un’isola ecologica in ogni Comune in cui META presta il servizio di raccolta differenziata dei rifiuti.
Presso l’area impiantistica integrata di Via Xxxxxx a Modena denominata “Area 3”, META ha realizzato una specifica struttura per la selezione e lo stoccaggio differenziato dei materiali destinati al recupero quali pneumatici, legno, rottami metallici, vetro, cartone, rifiuti ingombranti e residui del verde urbano.
La raccolta della frazione umida di provenienza domestica è effettuata mediante speciali cassonetti collocati lungo le strade mentre la raccolta di frazione umida prodotta dalle grandi utenze (mense, ristoranti, centri di produzione pasti, mercati ortofrutticoli) è effettuata direttamente presso i produttori. La frazione umida raccolta, unitamente ai rifiuti vegetali derivanti dal verde urbano, è avviata al compostaggio presso l’impianto di AIMAG S.p.A. situato a Carpi, secondo quanto previsto dal PISRUS della Provincia di Modena (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5).
Alla data del 30 settembre 2002, nei Comuni della Provincia di Modena in cui META presta il servizio di raccolta ordinaria e differenziata dei rifiuti erano presenti 14.632 cassonetti utilizzati da un numero complessivo di 408.592 residenti.
La seguente tabella illustra la distribuzione territoriale dei cassonetti per la raccolta ordinaria e differenziata dei rifiuti alla data del 30 settembre 2002.
Capacità dei cassonetti (mc) | Numero cassonetti (Modena) | Numero cassonetti (altri Comuni) | Volume complessivo (mc) |
1,3 | 26 | 1.604 | 2.119 |
1,7 | 2.786 | 6.633 | 16.012 |
2,0 | - | 57 | 114 |
2,4 | 1.424 | 990 | 5.794 |
3,2 | 449 | 615 | 3.405 |
3,5 | 8 | 40 | 168 |
Totale | 4.693 | 9.939 | 27.612 |
(*) Il numero dei cassonetti è relativo ai cassonetti presenti in tutti i Comuni della Provincia di Modena in cui META presta il servizio di raccolta ordinaria e differenziata dei rifiuti (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.1).
Trasporto dei rifiuti
META effettua il trasporto dei Rifiuti Urbani mediante 57 autocarri compattatori. Il trasporto dei Rifiuti Speciali è effettuato mediante 27 autocarri che utilizzano 787 cassoni scarrabili aventi una capacità variabile tra 5 mc e 30 mc.
Pulizia stradale
META presta il servizio di pulizia stradale nel Comune di Modena, nei Comuni dei Centri Zona di Vignola e Pavullo nel Frignano, oltre che nei Comuni di Finale Xxxxxx e Concordia sulla base di contratti di servizio stipulati con i Comuni stessi.
Il servizio di pulizia stradale comprende le seguenti attività: (i) lo spazzamento meccanizzato e manuale di strade, piazze, piste ciclabili e marciapiedi; (ii) il lavaggio di strade, portici e sottopassaggi; (iii) la pulizia di pozzetti stradali; (vi) lo svuotamento e la manutenzione di cestini portarifiuti; (v) la raccolta di foglie e di siringhe abbandonate.
Con riferimento al Comune di Modena, il servizio di pulizia stradale si articola in due aree operative: il centro storico (ove il servizio è prestato con cadenza giornaliera, manualmente e meccanicamente) e la periferia (ove il servizio è prestato a cadenza settimanale, prevalentemente con sistemi meccanizzati).
META presta il servizio di pulizia stradale prevalentemente in modo diretto avvalendosi di 56 dipendenti della Società, 22 spazzatrici e 50 motocarri, mentre, per la restante parte del servizio, META si avvale di società specializzate alle quali subappalta l’esecuzione di specifiche attività.
Nel Comune di Modena META presta, inoltre, sulla base della convenzione per l’affidamento dei servizi di igiene urbana stipulata con il Comune medesimo, il servizio neve, il cui obiettivo è garantire un’adeguata viabilità delle strade in caso di neve o di ghiaccio. Il servizio neve comprende le seguenti attività: lo spandimento di cloruro di sodio, lo sgombero e l’eventuale trasporto della neve; META presta il servizio neve in parte direttamente ed in parte mediante società specializzate alle quali META subappalta l’esecuzione di specifiche attività.
1.2.4.2 Recupero, smaltimento dei rifiuti e produzione di energia elettrica
META svolge attività di recupero, smaltimento dei rifiuti tramite incenerimento e/o conferimento in discarica e produzione di energia elettrica mediante impianto di incenerimento dei rifiuti ed attraverso l’impianto di sfruttamento del biogas dalla discarica di prima categoria di Modena.
Relativamente ai Rifiuti Urbani, META svolge il servizio di smaltimento nel Comune di Modena e in altri 25 Comuni della Provincia di Modena sulla base di convenzioni trentennali e decennali per l’affidamento dei servizi inerenti la gestione dei Rifiuti Urbani ivi compreso lo smaltimento (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Per quanto riguarda lo smaltimento dei Rifiuti Speciali, META svolge tale servizio in regime di concorrenza e dietro corrispettivi di mercato a favore di una clientela diffusa appartenente a diverse categorie produttive prevalentemente, ma non esclusivamente, presenti nella Provincia di Modena.
Relativamente ai Rifiuti Urbani, la fatturazione dei corrispettivi del servizio di smaltimento è effettuata da META nei confronti dei Comuni serviti, mentre, relativamente ai Rifiuti Speciali, tale fatturazione è effettuata nei confronti dei clienti che conferiscono i rifiuti.
Recupero dei rifiuti
META ha sottoscritto, per conto dei Comuni in cui presta il servizio di raccolta dei rifiuti, una serie di convenzioni con i consorzi di filiera (Corepla per la plastica, Cial per l’alluminio, Rilegno per il legno, Comieco per la carta, Cna per il ferro ecc.) affiliati al CO.NA.I. (Consorzio Nazionale Imballaggi) aventi ad oggetto l’avviamento al recupero degli imballaggi raccolti costituenti la frazione secca dei rifiuti stessi.
In base a tali convenzioni, META si è impegnata, dietro compenso corrisposto dai consorzi di filiera, a raccogliere gli imballaggi costituiti da diversi tipi di materiali (quali plastica, carta, vetro, alluminio, ferro e legno) e a trasportare gli stessi a piattaforme gestite dal CO.NA.I. attraverso consorzi di filiera stessi. Tali consorzi provvedono a rendere gli imballaggi omogenei per materiale e, quindi, recuperabili e, successivamente, ad inviarli alle industrie specializzate che effettuano le operazioni di recupero.
Smaltimento dei rifiuti e produzione di energia elettrica
Lo smaltimento dei rifiuti avviene in conformità con il Piano Infraregionale per lo smaltimento dei Rifiuti Urbani e Speciali (“PISRUS”) che individua, tra gli altri, META come operatore dello smaltimento nel proprio bacino attraverso discariche ed inceneritore (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5).
In base al Decreto Ronchi, le attività inerenti la gestione dei Rifiuti Urbani, compreso quindi anche lo smaltimento, devono avvenire all’interno dell’ATO. La Regione Xxxxxx Xxxxxxx, con la legge n. 25 del 1999, ha identificato gli ATO con i territori delle varie Province della Regione (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5).
La Provincia, in sede di rilascio dell’autorizzazione per l’esercizio del servizio di smaltimento, ha assegnato ad ogni impianto di smaltimento un bacino di conferimento comprendente parte dei Comuni dell’ATO. L’unione dei bacini di conferimento dei vari impianti copre tutto il territorio dell’ATO stesso. Quindi, l’attività di smaltimento relativa ai Rifiuti Urbani svolta da META riguarda solamente quei rifiuti provenienti dai Comuni serviti dalla Società, tutti localizzati nell’ambito della Provincia di Modena.
Per i Rifiuti Speciali non esiste delimitazione geografica di provenienza; pertanto i Rifiuti Speciali che META smaltisce provengono prevalentemente dalla Provincia di Modena ma possono provenire anche da altre parti del territorio.
META presta il servizio di smaltimento dei rifiuti mediante un sistema impiantistico costituito da 6 impianti di proprietà della Società, 3 discariche di proprietà del Comune di Modena affidate a META in concessione, 3 discariche di proprietà rispettivamente dei Comuni di Zocca, Pavullo nel Frignano e Montefiorino affidate a META sulla base di convenzioni annuali rinnovabili e 2 impianti di proprietà di terzi non gestite da META.
In particolare, gli impianti proprietà di META sono i seguenti:
• Impianto di incenerimento dei Rifiuti Urbani (“IRU”) situato in Xxx Xxxxxxx x Xxxxxx;
• Impianti per lo stoccaggio ed il trattamento dei Rifiuti Speciali pericolosi e non pericolosi (impianto di inertizzazione Soliroc, impianto CTIDA per il trattamento delle emulsione oleose, impianto di depurazione chimico fisico, magazzino di stoccaggio) situati in Via Xxxxxx a Modena;
• Impianto di compostaggio rifiuti situato a Soliera (MO).
Le discariche di proprietà del Comune di Modena date in concessione a META sono le seguenti:
• Discarica di prima categoria situata in Via Xxxxxx a Modena;
• Discarica di seconda categoria tipo B per scorie IRU situata in Via Xxxxxx a Modena;
• Discarica di seconda categoria tipo B per rifiuti inertizzati (Soliroc) situata in Via Xxxxxx a Modena.
Le discariche di proprietà comunale date in gestione a META tramite convenzioni annuali rinnovabili sono le seguenti:
• Discarica di prima categoria situata in loc. Cà Zeccone a Pavullo nel Frignano (MO); tale discarica ha esaurito la propria capacità disponibile in data 30 giugno 2002. Dal 1°luglio 2002 META cura la gestione “post esercizio” della discarica per conto del Comune di Pavullo;
• Discarica di prima categoria situata in loc. Roncobotto a Zocca (MO);
• Discarica di prima categoria situata in loc. Macognano a Montefiorino (MO); Impianti di proprietà di terzi dati in gestione a META mediante contratto di affitto:
• Impianto di trattamento di rifiuti speciali liquidi non pericolosi situato nel Comune di Spilamberto (MO) di proprietà del Comune stesso.
Infine, gli impianti di proprietà di terzi non gestiti da META sono i seguenti:
• Impianto di compostaggio situato a Fossoli in Comune di Carpi (MO) di proprietà di AIMAG S.p.A.;
• Impianto TRED per recupero elettrodomestici e materiale elettronico situato a Carpi (MO).
La seguente tabella illustra le quantità, in tonnellate/anno, di rifiuti smaltiti negli impianti di proprietà di META e in quelli dati in concessione e gestione a META, totalizzati per tipologia di impianto, nei periodi considerati.
Tonnellate | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
IRU (conferiti) (1) | 132.028 | 120.418 | 111.853 | 79.623 | 89.294 |
Totale IRU | 132.028 | 120.418 | 111.853 | 79.623 | 89.294 |
Discarica prima cat. Via Xxxxxx Modena | 112.419 | 114.237 | 138.265 | 106.265 | 162.676 |
Discarica prima cat. Cà Zeccone Pavullo | 14.595 | 16.104 | 9.489 | 9.489 | 2.401 |
Discarica prima cat. Macognano Montefiorino | 3.376 | 3.576 | 3.568 | 2.769 | 2.887 |
Discarica prima cat. Roncobotto Zocca | 6.401 | 4.602 | 5.821 | 4.515 | 5.048 |
Totale smaltimenti in Discariche prima cat. | 136.791 | 138.519 | 157.143 | 123.038 | 173.012 |
Xxxxxxxx Xxxxxxx | 18.934 | 15.283 | 16.406 | 11.969 | 14.322 |
Impianto Ctida | 1.109 | 1.044 | 1.045 | 763 | 645 |
Impianto Chimico-Fisico | 3.642 | 3.082 | 4.103 | 3.178 | 1.880 |
Magazzino di stoccaggio | 351 | 316 | 231 | 165 | 164 |
Totale smaltimenti rifiuti speciali pericolosi | 24.036 | 19.725 | 21.785 | 16.075 | 17.011 |
Impianto Compostaggio rifiuti Soliera | 2.443 | 2.489 | 1.928 | 1.389 | 465 |
Totale smaltimenti rifiuti organici | 2.443 | 2.489 | 1.928 | 1.389 | 465 |
Discarica 2 B (scorie IRU) | 10.991 | 32.307 | 29.680 | 21.069 | 24.995 |
Discarica 2 B (Soliroc) | 26.271 | 27.671 | 23.325 | 17.275 | 25.472 |
Totale smaltimenti in Discariche 2 B | 37.262 | 59.978 | 53.005 | 38.344 | 50.467 |
TOTALE SMALTIMENTI RIFIUTI | 332.560 | 341.129 | 345.714 | 258.469 | 330.249 |
(1) I rifiuti conferiti non coincidono necessariamente con quelli inceneriti durante il corso dell’anno del loro conferimento, potendo i rifiuti conferiti essere accantonati e inceneriti in anni successivi.
La frazione restante dei rifiuti provenienti dalla raccolta ordinaria nei Comuni di Modena Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx, San Xxxxxxx, Spilamberto, Savignano sul Xxxxxx, Marano sul Xxxxxx, Vignola, Castelvetro di Modena, Castelnuovo Rangone, Campogalliano, Soliera, Bastiglia, Nonantola, Bomporto e Ravarino è smaltita mediante l’impianto di incenerimento dei rifiuti ed è, quindi, destinata al recupero energetico. La
frazione restante dei rifiuti provenienti dalla raccolta ordinaria negli altri Comuni serviti è smaltita mediante discariche locali di Pavullo nel Frignano, Zocca e Montefiorino.
Impianto di incenerimento dei rifiuti
L’impianto di incenerimento dei rifiuti, nella sua attuale configurazione, è stato completato nella seconda metà del 1994 ed è entrato in funzione nel febbraio del 1995.
L’impianto di incenerimento è costituito da 3 linee di incenerimento (due aventi potenzialità di circa 100 tonnellate/giorno ed una avente potenzialità di circa 170 tonnellate/giorno) in grado di operare in modo indipendente.
I rifiuti destinati allo smaltimento vengono depositati in una fossa di stoccaggio presso l’impianto di incenerimento. Successivamente, tali rifiuti vengono prelevati e inviati nella camera di combustione ove l’alta temperatura provoca l’autoaccensione degli stessi.
I fumi prodotti dalla combustione dei rifiuti vengono inviati ad un sistema di depurazione costituito da un filtro elettrostatico e da una torre di lavaggio ad umido che hanno la funzione di ridurre, al di sotto dei limiti fissati dalla normativa in materia (Dpr 503/97), la concentrazione rispettivamente di polveri e di componenti acide nei fumi. Successivamente alla loro depurazione, i fumi vengono portati ad una temperatura superiore a 100°C e scaricati in atmosfera attraverso un camino alto 80 m.
La seguente tabella illustra le quantità, in tonnellate/anno, di rifiuti inceneriti dall’impianto di incenerimento suddivisi per tipologia, nei periodi considerati.
Tonnellate | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Rifiuti Urbani | 101.860 | 113.569 | 105.337 | 74.256 | 83.341 |
Rifiuti Speciali Assimilabili | 1.467 | 2.033 | 1.675 | 1.321 | 2.402 |
Rifiuti Speciali Ospedalieri (1) | 4.673 | 4.985 | 4.999 | 4.249 | 3.581 |
TOTALE RIFIUTI INCENERITI | 108.000 | 120.587 | 112.011 | 79.826 | 89.324 |
(1) Il limite massimo consentito dall’autorizzazione è di 5.000 tonnellate/anno (cfr. Sezione prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5).
All’uscita della camera di combustione avviene il recupero dell’energia termica prodotta dalla combustione dei rifiuti.
Il recupero di energia è effettuato mediante 3 caldaie (una per ciascuna linea di incenerimento) e un gruppo turbina-alternatore avente una potenza pari a 6,2 MW. L’energia termica prodotta dalla combustione dei rifiuti è utilizzata per generare vapore ad alta pressione che viene surriscaldato nelle caldaie e, successivamente, inviato al gruppo turbina-alternatore al fine di produrre energia elettrica. L’energia elettrica prodotta è immessa in rete e venduta al GRTN dal 1° gennaio 2001. Tale energia elettrica ha goduto fino al gennaio 2003 dei contributi previsti dal provvedimento CIP 6/1992 riservati alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.4).
La seguente tabella indica le quantità di energia elettrica prodotta dall’impianto d’incenerimento dei rifiuti nei periodi considerati.
MWh | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Impianto d’incenerimento di rifiuti | 26.618 | 31.624 | 33.907 | 24.552 | 26.510 |
La combustione dei rifiuti produce, inoltre, residui quali scorie, ceneri pesanti e polveri che sono smaltiti nelle discariche di seconda categoria (tipo 2B). Con riferimento alle scorie, è attualmente in corso una sperimentazione da parte di META finalizzata al loro recupero quali materiali alternativi agli inerti naturali nelle costruzioni stradali. A tale proposito, META ha costituito la società Italcic per lo sviluppo delle attività di ricerca nel campo del riciclaggio di rifiuti (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
Impianti per lo stoccaggio ed il trattamento dei Rifiuti Speciali pericolosi e non pericolosi
▪ l’impianto di inertizzazione Soliroc con il quale vengono trattati Rifiuti Speciali anche pericolosi a prevalente composizione inorganica quali le polveri dei filtri degli inceneritori per Rifiuti Urbani, i
fanghi delle industrie galvaniche, i fanghi dell’industria ceramica, la calce esausta da impianti di depurazione dei fumi, ecc.;
▪ l’impianto denominato Ctida per il trattamento delle emulsioni oleose;
▪ il depuratore chimico fisico per rifiuti liquidi inquinati da metalli pesanti;
▪ il magazzino di stoccaggio per i Rifiuti Pericolosi a composizione organica nel quale tali rifiuti vengono imballati per essere avviati allo smaltimento presso impianti di terzi.
Impianto di compostaggio rifiuti di Soliera
In questo impianto di compostaggio rifiuti vengono trattati solamente i rifiuti organici putrescibili provenienti da grossi produttori quali ristoranti, mense, impianti di produzione pasti, ecc.; il composto ricavato è utilizzato prevalentemente quale fertilizzante per il mantenimento della copertura a verde delle porzioni di discarica esaurite.
Discarica di prima categoria di Via Xxxxxx a Modena
La discarica di prima categoria attualmente in funzione è sita nel Comune di Modena, Via Xxxxxx, ed insiste su un territorio destinato dal Comune medesimo allo smaltimento dei rifiuti a partire dagli anni ‘50.
In tale discarica di prima categoria sono smaltite le seguenti tipologie di rifiuti: Rifiuti Urbani, Rifiuti Speciali Assimilabili ai Rifiuti Urbani, fanghi biologici stabilizzati, terre di fonderia e materiali da demolizioni e scavi.
Al 30 settembre 2002, la discarica di prima categoria aveva un volume stimato ancora utilizzabile di
340.000 mc pari ad una vita potenziale residua di circa 20 mesi (sulla base delle quantità di rifiuti conferiti previste nel prossimo biennio). Tale vita residua è inoltre condizionata dal previsto accantieramento (ipotizzabile nel giugno 2004) della linea ferroviaria ad alta velocità che interessa l’area della discarica.
Per la sostituzione di tale discarica il PISRUS della Provincia di Bologna ha localizzato nel Comune di Castello di Serravalle (BO) un sito per la realizzazione di una discarica di prima categoria e ha individuato META e la Società Energia Ambiente Bologna S.p.A. (SEABO S.p.A.) quali soggetti incaricati della sua attivazione. A tale scopo è stata costituita la società Rio D’orzo S.r.l., in cui META detiene una partecipazione del 21%, con il compito di gestire la sopracitata discarica (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.7).
META prevede che nella prima metà del 2004 vi possa essere la disponibilità del primo stralcio funzionale della discarica di prima categoria di Castello di Serravalle; l’iter di approvazione del progetto è attualmente in xxxxx xxxxxx x’Xxxxxxxxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx xx Xxxxxxx.
La discarica di Via Xxxxxx è dotata di rete di estrazione del percolato che viene inviato, a mezzo di condotta dedicata, al depuratore centrale delle acque reflue del Comune di Modena.
Conformemente a quanto prescritto dalla normativa in materia, la discarica di prima categoria è dotata di un sistema di captazione di biogas che viene utilizzato da un impianto di generazione situato in Modena, Via Xxxxxx, per la produzione di energia elettrica. L’impianto è entrato in funzione nel 1989 ed ha una potenza elettrica installata pari a 300 kW (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5).
La seguente tabella indica le quantità di energia elettrica prodotte dall’impianto di sfruttamento del biogas prodotto dalla discarica di prima categoria nei periodi considerati.
MWh | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Energia elettrica prodotta da impianto di sfruttamento del biogas | - (0) | 000 | 000 | 000 | 000 |
(1) L’impianto non era in esercizio a causa dei lavori di estensione della rete di captazione del biogas al lotto di discarica in esercizio.
L’energia elettrica ottenuta sfruttando il biogas prodotto dalla discarica di prima categoria è utilizzata per alimentare le utenze della piattaforma impiantistica di Via Xxxxxx mentre l’eccedenza è immessa nella rete di distribuzione di META per la vendita ai clienti vincolati.
Discariche di seconda categoria in Via Xxxxxx a Modena
Nelle discariche di seconda categoria vengono smaltite le seguenti tipologie di rifiuti: Rifiuti Speciali non pericolosi o Rifiuti Speciali pericolosi sottoposti a trattamento tale da ricondurli allo stato di non pericolosi.
META ha in concessione dal Comune di Modena due discariche di seconda categoria:
• la discarica per rifiuti inertizzati (Soliroc) è entrata in funzione nel 1985; occupa una superficie di
63.000 m2 ed aveva una capacità ancora utilizzabile al 30 settembre 2002 pari a 4.000 mc per una vita residua stimata pari a circa 3 mesi. In attesa della realizzazione della discarica di tipo 2B di Via Scartazza a Modena, il cui progetto è stato approvato dalla Provincia di Modena con delibera n. 6 dell’8 gennaio 2002, META ha provveduto, in data 3 luglio 2002, ad inviare alla stessa Provincia per l’approvazione un progetto di sopraelevazione della citata discarica di Via Xxxxxx per un ulteriore volume di 27.500 mc equivalenti ad oltre un anno di vita utile ulteriore della discarica. La completa realizzazione di tale sopraelevazione è prevista per il primo trimestre 2003 ma la discarica può ed è utilizzata a partire dall’inizio del 2003. Nel frattempo, contro il suddetto provvedimento di autorizzazione dell’8 gennaio 2002 è stato presentato ricorso al TAR dell’Xxxxxx Xxxxxxx (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.19.5 e 1.6.5).
• la discarica per scorie di incenerimento dei Rifiuti Xxxxxx è entrata in funzione nel 1999 ed occupa una superficie di 12.000 m2; al 30 settembre 2002, tale discarica aveva una capacità residua, pari a
21.000 mc per una vita residua stimata fino al 31 luglio 2003. In tale data la Società prevede di sostituire questa discarica con la discarica sopra menzionata di tipo 2B di Modena, Via Scartazza.
Le due discariche di seconda categoria sono dotate di una rete di captazione del percolato che viene inviato, per il trattamento, ad un depuratore di tipo chimico-fisico situato nella stessa area impiantistica.
Impianto di trattamento di rifiuti speciali liquidi non pericolosi
L’impianto di trattamento di rifiuti speciali liquidi non pericolosi, costituiti da liquami da allevamenti zootecnici, residui della macellazione e dell’industria agro alimentare e fanghi provenienti dagli impianti di depurazione civile, ha una potenzialità di trattamento annua autorizzata dalla Provincia di Modena con atto n. 638 del 18 luglio 2001, di circa 207.000 mc, suddivisi in 160.000 mc di liquami zootecnici, 22.000 mc di rifiuti speciali liquidi di provenienza agroindustriale e 25.000 mc di fanghi da depuratori civili. Il trattamento è incentrato sulla digestione anaerobica della sostanza organica contenuta nei rifiuti, con conseguente produzione di biogas, utilizzato per produrre energia elettrica e calore, entrambi prevalentemente autoconsumati.
I fanghi risultanti, opportunamente disidratati, vengono utilizzati in maggior parte tal quali come ammendanti in agricoltura e in minor parte sottoposti ad ulteriori trattamento di compostaggio insieme con altre componenti biologiche al fine di produrre ammendante di migliore qualità. La frazione liquida risultante viene scaricata in testa al depuratore civile, localizzato sulla stessa area.
1.2.4.3 Altri servizi di igiene urbana
META presta altri servizi di igiene urbana per conto di utenze industriali i quali comprendono, tra gli altri, i servizi di disinfezione, disinfestazione, derattizzazione, espurgo delle fosse biologiche, pulizia dei mercati e controllo dell’aria.
In particolare, il servizio di gestione dei Rifiuti Speciali (inclusa la raccolta di Rifiuti Speciali) ed i servizi di disinfezione, disinfestazione e derattizzazione sono svolti da META a favore di ospedali, industrie, grande distribuzione commerciale, piccolo commercio, artigianato e privati cittadini. Per la prestazione del servizio di gestione dei Rifiuti Speciali, META si avvale di una specifica unità operativa che gestisce
2.830 contratti con clienti e dispone di 787 contenitori di diversa capacità movimentati con 27 autocarri, mentre, per la prestazione degli altri servizi di igiene urbana, dispone di 13 automezzi alcuni attrezzati con specifiche apparecchiature per la disinfezione e la disinfestazione di aree interne ed esterne anche di ampie dimensioni. Tali servizi sono svolti da META in regime di concorrenza con altri operatori e dietro corrispettivi di mercato.
Inoltre, da dicembre 1999 META svolge per conto dell’ARPA Xxxxxx Xxxxxxx, in associazione temporanea con SEABO S.p.A., il servizio di manutenzione della rete regionale di monitoraggio della qualità dell’aria.
1.2.5 Servizi idrici
META svolge attività di captazione, adduzione, distribuzione e vendita di acqua potabile, servizi di fognatura e depurazione delle acque reflue ed altri servizi idrici.
La seguente tabella mostra i principali Valori Economici dei settore dei servizi idrici di META nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 (1) |
Xxxxxx (2) | 18.150 | 22.408 | 23.737 | 17.363 | 19.902 |
Valore aggiunto | 8.767 | 9.503 | 10.767 | 6.736 | 9.421 |
Margine operativo lordo | 3.473 | 3.023 | 4.323 | 1.795 | 4.256 |
Risultato operativo | 489 | (1.209) | 115 | (1.498) | 737 |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
(2) Ricavi al lordo degli scambi interni.
La seguente tabella mostra la ripartizione dei Ricavi tra le diverse attività svolte nell’ambito del settore dei servizi idrici nei periodi considerati.
Migliaia di Euro | 1999 | % | 2000 | % | 2001 | % | Primi 9 mesi 2001 | % | Primi 9 mesi 2002 | % |
Distribuzione e vendita di acqua | 9.823 | 54,1% | 12.303 | 54,9% | 13.260 | 55,9% | 9.676 | 55,7% | 10.684 | 53,7% |
potabile | ||||||||||
Depurazione | 6.521 | 35,9% | 7.032 | 31,4% | 7.152 | 30,1% | 5.299 | 30,5% | 5.613 | 28,2% |
Fognatura | - | - | 1.562 | 7,0% | 1.583 | 6,7% | 1.119 | 6,4% | 1.247 | 6,3% |
Altri servizi idrici | 564 | 3,1% | 284 | 1,3% | 444 | 1,9% | 303 | 1,7% | 311 | 1,6% |
Altri ricavi e proventi (1) | 1.242 | 6,9% | 1.227 | 5,4% | 1.298 | 5,4% | 966 | 5,7% | 2.047 | 10,2% |
Totale | 18.150 | 100% | 22.408 | 100% | 23.737 | 100% | 17.363 | 100,0% | 19.902 | 100,0% |
(1) Tale voce comprende i ricavi da variazione dei lavori in corso su ordinazione, gli altri ricavi e i contributi in conto esercizio del Conto Economico (cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.4.1).
META svolge il servizio di captazione, adduzione e distribuzione di acqua potabile nel Comune di Modena e in altri 17 Comuni della Provincia di Modena (Vignola, Spilamberto, Castelnuovo Rangone, Castelvetro di Modena, Marano sul Xxxxxx, Savignano sul Xxxxxx, Zocca, Pavullo nel Frignano, Lama Mocogno, Montefiorino, Frassinoro, Palagano, Polinago, Sestola e Montecreto) che dal 1° luglio 2002 comprendono anche i Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx. Alla data del 30 settembre 2002, il bacino complessivo di utenza era pari a 306.568 abitanti residenti (pari al 48,46% della popolazione residente nella Provincia di Modena) e le utenze servite erano pari a 125.021.
Nel Comune di Modena, META gestisce il servizio idrico integrato in quanto presta anche i servizi di fognatura e depurazione. Inoltre, a partire dal 1° luglio 2002, META gestisce il servizio idrico integrato anche nel Comune di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx. Alla data del 30 settembre 2002 il bacino di utenza di META nel Comune di Modena era pari a 176.965 abitanti.
Il servizio di depurazione è svolto da META, oltre che nel Comune di Modena, in ulteriori 17 Comuni della Provincia di Modena (Vignola, Spilamberto, Marano sul Xxxxxx, Savignano sul Xxxxxx, Zocca, Pavullo nel Frignano, Lama Mocogno, Montefiorino, Frassinoro, Palagano, Polinago, Sestola, Montecreto, San Xxxxxxx sul Xxxxxx, Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx, Guiglia e Formigine). Nel Comune di Formigine META presta servizio di depurazione per conto di SAT S.p.A. Alla data del 30 settembre 2002, il bacino complessivo di
utenza era pari a 318.883 abitanti residenti (pari al 50,41% della popolazione residente nella Provincia di Modena).
Nei Comuni serviti, META opera sulla base di convenzioni trentennali per l’affidamento dei servizi idrici (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). Nei Comuni di San Xxxxxxx sul Xxxxxx, Guiglia META svolge i propri servizi per conto dei Comuni stessi, ancora titolari del servizio idrico.
1.2.5.1 Captazione, adduzione, distribuzione e vendita di acqua potabile
Approvvigionamento
Le fonti di approvvigionamento da cui META capta ed adduce le acque sono costituite da 52 pozzi, 1 derivazione di acqua superficiale e 90 sorgenti situati nel Comune di Modena e negli altri Comuni in cui META svolge il servizio acquedottistico e di distribuzione di acqua potabile. Tali fonti costituiscono bene demaniale di proprietà dei Comuni. L’acqua è derivata da META in virtù di concessioni di derivazione rilasciate dalla Regione Xxxxxx Xxxxxxx (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
La seguente tabella indica i volumi d’acqua derivabili e i volumi d’acqua derivati delle fonti di approvvigionamento nel corso dell’esercizio 2001.
Volume derivabile (Mm3/anno) | Volume derivato (Mm3/anno) | Incidenza (%) | |
Pozzi | 62,82 | 32,4 | 87% |
Acque superficiali | 1,26 | 1,1 | 3% |
Sorgenti | 11,32 | 3,8 | 10% |
Totale | 75,40 | 37,3 | 100% |
Fonte: Dati META
I volumi d’acqua derivabili da META, salvo limitate situazioni locali di carenza nel periodo estivo, sono largamente sufficienti per le esigenze dell’attuale bacino di utenza. In particolare, a fronte di una disponibilità complessiva di circa 23,91 moduli, attualmente META utilizza, in termini continuativi, circa 17,7 moduli.
Distribuzione
La seguente tabella mostra la consistenza del sistema acquedottistico e di distribuzione di acqua potabile gestito da META in concessione trentennale da parte dei Comuni alla data del 30 settembre 2002 (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
Sistema acquedottistico e di distribuzione | |
Condotte primarie (km) | 22 |
Condotte di distribuzione (km) | 2.721 |
Totale rete acquedottistica (km) | 2.743 |
Contatori (n°) | 125.338 |
Stazioni di sollevamento (n°) | 25 |
Serbatoi (n°) | 45 |
Volumetria serbatoi (m3) | 10.994 |
Le condotte primarie hanno diametri da 150 a 700 mm e sono utilizzate per trasportare l’acqua dai pozzi e sorgenti alle condotte di distribuzione. Queste ultime, che hanno diametri da 50 a 250 mm, sono utilizzate per rendere disponibile l’acqua alle derivazioni di utenza che la trasportano fino ai contatori.
Il sistema acquedottistico e di distribuzione utilizza 25 stazioni di sollevamento, per garantire il servizio a differenti quote altimetriche, e 45 serbatoi per modulare la portata di acqua immessa nella rete di distribuzione nei periodi di punta della domanda.
La seguente tabella riporta la consistenza del sistema acquedottistico e di distribuzione in relazione al materiale delle condotte primarie e di distribuzione alla data del 30 settembre 2002.
Materiale | Condotte primarie (km) | Condotte di distribuzione (km) | Totale | % |
Ghisa | - | 36 | 36 | 1,3% |
Acciaio | 22 | 486 | 508 | 18,5% |
Polietilene | - | 1.588 | 1.588. | 57,9% |
Cemento-amianto | - | 611 | 611 | 22,3% |
Totale | 22 | 2.721 | 2.743 | 100,0% |
Manutenzione del sistema acquedottistico e di distribuzione
Le principali attività di manutenzione effettuate da META consistono nella sostituzione o ristrutturazione di impianti e parti di rete. Tali interventi sono finalizzati al mantenimento della continuità e della affidabilità del servizio di distribuzione di acqua e sono svolte da un reparto specializzato di META in base ad un piano di manutenzione programmata. Le operazioni sono quasi interamente svolte da personale interno, fatto salvo per i lavori di scavo e per alcuni appalti, per i quali la Società si rivolge all’esterno.
META stima che l’età media della propria rete di distribuzione dell’acqua sia di circa 20 anni.
Attraverso due impianti automatici di disinfezione di proprietà di META, ubicati presso i rispettivi impianti di distribuzione, avviene l’immissione nell’acqua di biossido di cloro. L’acqua del Comune di Modena e degli altri Comuni serviti è microbiologicamente potabile quando è prelevata dai pozzi ed immessa in rete; la clorazione è effettuata al solo scopo di evitare che eventuali infiltrazioni batteriche lungo il percorso distributivo possano inquinare l’acqua.
Sull’acqua distribuita, oltre ai controlli eseguiti dalle autorità competenti, META effettua controlli puntuali attraverso il proprio laboratorio di analisi. Si tratta di analisi chimiche e microbiologiche condotte sull’acqua di pozzi, vasche e serbatoi ed effettuate sulla rete di distribuzione nonché in diversi punti del territorio, quali asili, palestre, fontane ed altri luoghi pubblici. Nel corso del 2001 sono state eseguite
5.286 analisi, con la determinazione di 29.783 parametri. Il monitoraggio, la cui frequenza arriva ad una periodicità giornaliera per i parametri di routine, consente di verificare con tempestività la presenza di eventuali impurità e ristagni e di intervenire immediatamente in caso di necessità; gli esiti sono stati favorevoli in oltre il 99% dei casi, negli altri casi la Società ha provveduto subito ad adottare gli opportuni provvedimenti.
Vendita
Mm3 | 1999 | 2000 | 2001 | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 |
Volume acqua immesso in rete | 30,4 | 36,7 | 37,3 | 28,0 | 29,7 |
Perdite | (9,1) | (11,0) | (11,2) | (8,4) | (8,9) |
% delle perdite rispetto all’acqua immessa in rete (1) | 30,0% | 30,0% | 30,0% | 30,0% | 30,0% |
Volume acqua erogato | 21,3 | 25,7 | 26,1 | 19,6 | 20,8 |
Alla data del 30 settembre 2002, META aveva somministrato acqua potabile a 125.021 utenti. La seguente tabella mostra i volumi d’acqua immessi in rete da META nei periodi considerati.
(1) Le percentuali indicate evidenziano le perdite contabili e, pertanto, includono anche quantitativi di acqua non misurabili, quali, a titolo esemplificativo, lavaggi, spurghi, usi antincendio, ecc.. Le percentuali di perdite fisiche si attestano, in realtà, intorno al 25% in linea con la media delle aziende di settore nel Nord Italia.
La fatturazione del servizio di vendita dell’acqua potabile è effettuata dalla Società nei confronti dell’utente finale. Per una descrizione delle tariffe di vendita dell’acqua potabile, cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18.
1.2.5.2 Servizio di fognatura
Nel Comune di Modena, META gestisce, sulla base di convenzione di cessione in uso a titolo oneroso con il Comune stesso (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20), il sistema fognario, costituito da circa 650 Km di condotte e 14 impianti di sollevamento (collegati all’impianto centrale di depurazione e ai depuratori frazionali). Inoltre, META gestisce a partire dal 1° luglio 2002 il sistema fognario anche nel Comune di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx.
La rete fognaria, che forma un reticolato esteso su tutto il territorio comunale, è costituita complessivamente da 616 km di rete mista (che raccoglie e allontana sia le acque meteoriche, sia le acque reflue provenienti dagli insediamenti civili e produttivi delle zone edificate) e 34 km di rete separata per acque bianche (meteoriche) ed acque nere (scarichi civili e produttivi).
Il bacino di pertinenza che confluisce nel reticolo idrografico superficiale (denominato “Sistema Naviglio - Soratore”) è di circa 8.000 ettari. Esso costituisce il sistema idraulico di cui il Comune di Modena si serve per fornire acque per scopi di irrigazione e di lavaggio delle fognature. I fiumi che adducono le acque chiare al Comune di Modena sono il Secchia ed il Xxxxxx; da tali fiumi derivano diversi canali (S.Xxxxxx, Diamante, Formigine, Corlo, Cavo Cerca, Cavo Archirola, Naviglio, ecc.). Dal 1986 gli interventi sulla rete fognaria del territorio del Comune di Modena sono disciplinati da un apposito “Regolamento dei servizi di fognatura e degli scarichi nelle pubbliche fognature” (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19).
Manutenzione del sistema fognario
Le principali attività di manutenzione effettuate da META consistono nella sostituzione o ristrutturazione di impianti e parti di rete. Tali interventi sono finalizzati al mantenimento della continuità e della affidabilità del servizio di fognatura e sono svolte da un reparto specializzato di META in base ad un piano di manutenzione programmata. Le operazioni sono quasi interamente svolte da personale interno, fatto salvo per i lavori di scavo e per alcuni appalti, per i quali la Società si rivolge all’esterno. In particolare, META provvede al rinnovo e manutenzione delle condotte della rete fognaria attraverso interventi mirati a trasformare, progressivamente, il sistema originario di tipo misto in un sistema di tipo separato acque bianche-acque nere.
La fatturazione del servizio di gestione del sistema fognario è effettuata dalla Società nei confronti dell’utente finale. Per una descrizione delle tariffe del servizio di fognatura, cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18.
1.2.5.3 Servizio di depurazione delle acque reflue
Nel Comune di Modena, il sistema di depurazione è gestito da META sulla base di una concessione trentennale con il Comune medesimo (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20); tale sistema è costituito da un impianto di depurazione centrale e da 6 impianti di depurazione periferici.
L’impianto di depurazione centrale riceve le acque di scarico miste, provenienti, per lo più, dalle abitazioni ed industrie, trasportate dai collettori fognari del Comune di Modena. Oltre alle acque reflue cittadine, l’impianto tratta gli scarichi civili di Comuni e frazioni limitrofe, nonché gli scarichi industriali biodegradabili di un comprensorio di 230 km2, per un totale di popolazione servita pari a 255.000 abitanti equivalenti.
I 6 impianti periferici, situati nelle principali frazioni della città di Modena, trattano le acque reflue delle frazioni stesse, per complessivi 25.340 abitanti equivalenti.
L’impianto di depurazione centrale del Comune di Modena, costruito nel 1983 e potenziato nel xxxxx xxxxx xxxx ‘00, è un impianto di tipo biologico a fanghi attivi. Tale impianto, la cui area impiantistica si estende su una superficie di 76.587 km2, è dotato di una linea di depurazione per le acque (con potenzialità di 300.000 abitanti equivalenti ed una portata massima trattabile di 129.600 mc/giorno) e di una linea di depurazione per i fanghi (con potenzialità di 450.000 abitanti equivalenti ed una portata massima trattabile di 1.620 mc/giorno).
L’acqua in ingresso è sottoposta a trattamenti di tipo primario e secondario. I trattamenti primari consistono nello sviluppo di processi di tipo fisico quali grigliatura, dissabbiatura e disoleatura. Questi processi, che si svolgono in successione, consentono di rimuovere dalle acque il materiale grossolano sospeso, quello fine sedimentabile, nonché gli oli ed i grassi disciolti. Il trattamento secondario, invece, consiste nella “ossidazione biologica”, ovverosia nel processo di trasformazione e successiva eliminazione della sostanza organica presente nelle acque reflue da parte di microrganismi. Il ciclo termina con la trasformazione dei fanghi in residui smaltibili, attraverso lo stoccaggio in vasche, l’ispessimento per decantazione, la digestione e la disidratazione.
META effettua un continuo monitoraggio sulla qualità delle acque in uscita dai propri impianti di depurazione, mediante l’analisi della concentrazione oraria di ammoniaca e nitrati. Le analisi effettuate dalla Società e dagli organi di controllo dell’ARPA dimostrano come l’impianto sia in grado di abbattere i composti azotati in maniera efficace, tanto che le acque in uscita presentano parametri inferiori del 50% rispetto a quelli previsti dalla legge.
META ha in programma di realizzare sull’impianto di depurazione centrale una serie di interventi di contenimento dell’impatto ambientale (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.8.2). Gli interventi consisteranno nella sostituzione del sistema attuale di aerazione delle tre vasche di ossidazione biologica (a turbine di superficie) con sistemi insonorizzati di insufflazione di aria compressa dal fondo (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.8.1).
Gli impianti di depurazione del Comune di Modena sono telecontrollati.
Sul territorio dei Comuni dei Centri di Zona, META gestisce 16 impianti di depurazione Tali impianti sono attualmente dimensionati per 77.745 abitanti equivalenti. Nell’ambito del sistema di gestione ambientale (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.8.2), è stata introdotta una programmazione degli interventi di pulizia e prelievo dei fanghi dalle fosse che ha portato gli espurghi da 55 nel 2000 a 113 nel 2001. META prevede di realizzare nei prossimi anni una serie di interventi di ampliamento e potenziamento degli impianti dislocati nei Centri di Zona, con un investimento di circa Euro 3.500 migliaia (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.8.1).
META ha in fase di completamento un sistema di telecontrollo degli impianti di depurazione dei Centri di Zona che costituisce un’estensione di quello già presente per gli impianti di depurazione del Comune di Modena.
Nel Comune di Modena, e dal 1° luglio 2002 anche nel Comune di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx, essendo META titolare del Servizio Idrico Integrato, la fatturazione del servizio di depurazione è effettuata dalla Società nei confronti degli utenti serviti. Negli altri Comuni, META svolge il servizio sulla base di una convenzione trentennale per l’affidamento del servizio di depurazione delle acque reflue che prevede, tra l’altro, la fatturazione della prestazione effettuata da META al Comune stesso anziché all’utente (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20).
1.2.5.4 Altri servizi idrici
META svolge il servizio idrico ad uso antincendio (idranti a seguito degli impianti antincendio) a favore di privati, prevalentemente nell’area del Comune di Modena, e il servizio di manutenzione degli impianti irrigui, per conto del Comune di Modena. Il primo di tali servizi è svolto da META sulla base di contratti di durata annuale con clausola di rinnovo tacito, il secondo, invece è svolto sulla base di una convenzione di durata decennale stipulata con il Comune di Modena in data 20 novembre 1995.
1.2.6 Servizi comuni
Nell’ambito dei diversi settori di attività, la struttura organizzativa di META prevede una serie di servizi comuni. Tali servizi comuni valorizzano tutti i settori e agevolano la gestione delle risorse presenti in ogni settore di attività (risorse tecnologiche, finanziarie e professionali), garantendo, inoltre, una costante osservanza della normativa che ne disciplina l’organizzazione.
I principali servizi comuni dei quali META si avvale sono quelli di seguito descritti:
Marketing
Le attività di marketing sono svolte congiuntamente dagli uffici Analisi di Mercato e Servizio Clienti. L’ufficio Analisi di Mercato presta per ciascun settore di attività di META, i seguenti servizi comuni: (i) effettuazione di analisi di mercato e indagini di customer satisfaction; (ii) cura dei rapporti con le associazioni di consumatori; (iii) predisposizione della strategia commerciale; (iv) stipula dei contratti di approvvigionamento delle materie prime con i fornitori; (v) definizione dei prezzi per prodotti/servizi e delle opzioni tariffarie; (vi) cura dei rapporti con le Autorità di settore; (vii) supporto alle Divisioni per la
stesura dei piani economici e per il disbrigo delle pratiche amministrative/legali finalizzate alla partecipazione a gare ed alla stesura di convenzioni/contratti di servizio; (viii) elaborazione della Carta dei servizi e dei Codici di condotta commerciale.
L’ufficio Servizio Clienti si occupa della gestione dei rapporti contrattuali con l’utenza vincolata, garantendo il rispetto degli standard qualitativi contrattuali, e fornisce supporto alle Divisioni nel rapporto commerciale con i “grandi utenti” nel mercato libero; inoltre, tale ufficio gestisce il servizio di call center il quale offre assistenza contrattuale, accoglie le richieste di preventivi relativi agli allacciamenti e raccoglie le segnalazioni e i reclami degli utenti.
Più in generale, nell’ambito dei mercati liberi dell’energia elettrica e del gas, l’area marketing svolge attività di segmentazione della clientela, definizione delle azioni di marketing mirate e predisposizione dell’offerta commerciale.
Fatturazione
Il servizio di fatturazione è svolto a livello centrale dall’ufficio Contabilità Clienti. I servizi prestati da tale ufficio comprendono la lettura, la stampa e la spedizione delle fatture, il riscontro e l’esazione dei pagamenti; la bolletta unica, in particolare, consente che i corrispettivi per i vari servizi, riscossi con cadenza bimestrale per la maggior parte delle utenze (con l’eccezione di quelle con consumi più elevati, per le quali la fatturazione è mensile), siano unificati, per il settore energetico, in un’unica fattura. L’ufficio Contabilità Clienti mantiene, inoltre, i rapporti con gli uffici fiscali in relazione alle imposte che insistono sulle tariffe.
Sistema di telecontrollo
Il sistema di telecontrollo di META è utilizzato per la gestione delle reti tecnologiche (acqua, gas, calore, elettricità); tale sistema presenta un’architettura di tipo centralizzato, basata sull’interrogazione costante degli apparati periferici da parte dell’apparato centrale. Il flusso costante di informazioni provenienti dagli apparati periferici viene rielaborato ed interpretato dai calcolatori centrali che a loro volta inviano segnali di comando alle postazioni periferiche, situate presso gli impianti. Il dialogo tra il centro e la periferia è assicurato da un sistema di trasmissione tramite ponte radio, linee telefoniche e fibre ottiche. Attualmente, il sistema è in grado di telecontrollare tutti gli impianti primari (stazioni elettriche, centrali di sollevamento dell’acqua, cabine primarie del gas, centrali di teleriscaldamento) e di gestire un repertorio di parametri relativi al loro funzionamento, sfruttabile, in prospettiva, per la gestione centralizzata di altri impianti di interesse generale, come gli impianti semaforici (già parzialmente sotto controllo) e quelli di illuminazione pubblica. Il pronto intervento viene assicurato dal personale di META adibito alla centrale operativa di controllo (presidiata 24 ore su 24) e dal personale tecnico reperibile attivato dalla centrale stessa e dalle richieste degli utenti.
Sistema Informativo Territoriale
Il Sistema Informativo Territoriale (SIT) è stato introdotto a metà degli anni Novanta in sostituzione della tradizionale cartografia su supporto cartaceo, con l’obiettivo di disporre di una base informativa delle reti e del territorio di competenza aziendale. Tale sistema ha consentito di razionalizzare e standardizzare i lavori, fornire unicità e integrità ai dati tecnologici, rendere tempestivo e disponibile in contemporanea a più utilizzatori l’utilizzo delle informazioni, limitare la documentazione cartacea e garantire assistenza a terzi impegnati in lavorazioni interrate.
Il SIT presenta una configurazione articolata su molteplici livelli informativi ed è in grado di offrire agli utilizzatori un accesso ed una gestione dinamici delle informazioni tecnologiche. Attualmente sono disponibili presso il SIT la documentazione dell’intera rete elettrica in MT e delle reti del gas e dell’acqua, le cartografie catastali dei Comuni montani modenesi, le cartografie principali delle reti gas acqua di circa 20 Comuni dell’area pedemontana e le carte tecniche regionali a diverse scale dell’intera Provincia.
Servizio integrato di sicurezza, qualità e ambiente
Il servizio integrato di sicurezza, qualità e ambiente è svolto da un ufficio centrale che attua, in modo coordinato a livello aziendale, gli indirizzi in materia di politiche di qualità e l’implementazione dei sistemi
di qualità e delle relative certificazioni. Tale ufficio, inoltre, presta a livello integrato il servizio di prevenzione e sicurezza sul lavoro (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.8).
1.2.7 La Carta dei servizi di META
La Carta dei servizi è un documento di garanzia della qualità dei servizi offerti, redatto in base agli schemi generali di riferimento relativi ai singoli servizi approvati con Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, nonché in base alle deliberazioni dell’AEEG per i servizi da essa regolamentati; i servizi idrici e i servizi ambientali, pur non ancora soggetti alle richiamate deliberazioni, sono, comunque, entrati a far parte della Carta dei servizi.
La Carta di servizi di META, adottata nel 1994 dall’allora AMCM, ha l’obiettivo di garantire uguaglianza di diritti a tutti i clienti della Società rendendoli partecipi al processo di miglioramento della qualità dei servizi. Nella Carta sono indicati i principi adottati per la prestazione dei servizi e i livelli di qualità che META si impegna a rispettare.
L’eventuale mancato rispetto dei principali standard previsti dalla Carta obbliga la Società a corrispondere ai clienti che dovessero risultare danneggiati dal comportamento aziendale, indennizzi automatici o su richiesta.
I principi fondamentali a cui si ispira la Carta dei servizi adottata da META sono i seguenti:
▪ uguaglianza e imparzialità di trattamento;
▪ continuità nell’erogazione del servizio in modo da ridurre al minimo la durata di eventuali disservizi ed il disagio arrecato ai clienti, anche con l’attivazione di servizi sostituivi di emergenza;
▪ partecipazione dei clienti alla prestazione del servizio per tutelare il loro diritto al corretto svolgimento del servizio e favorirne la collaborazione soprattutto attraverso il riconoscimento ai clienti del diritto di accesso alle informazioni con la possibilità di presentare memorie, documenti, osservazioni, suggerimenti ed avanzare reclami;
▪ cortesia, come criterio guida nei rapporto tra personale e cliente;
▪ efficacia ed efficienza nella prestazione del servizio con l’adozione delle soluzioni tecnologiche, organizzative e procedurali maggiormente funzionali allo scopo.
▪ chiarezza e comprensibilità dei messaggi e nel dialogo con il cliente.
1.2.8 Politiche di META in campo ambientale
1.2.8.1 Caratteristiche della politica ambientale di META
Nel rispetto della certificazione ISO 14001 ottenuta nel 2001, META persegue una politica ambientale adeguata alla natura, alla dimensione e all’impatto sull’ambiente delle proprie attività.
I principi della politica ambientale di META, in conformità con quanto prescritto dalla norma ISO 14001 e tenuto conto del Regolamento EMAS, sono i seguenti:
▪ rispettare le normative comunitarie, nazionali e locali, cooperando con gli enti istituzionali e le organizzazioni pubbliche e private impegnate nella tutela dell’ambiente;
▪ adottare processi e tecnologie volti alla prevenzione e/o riduzione degli impatti ambientali;
▪ introdurre e mantenere un sistema di gestione ambientale che permetta un miglioramento continuo nelle tematiche e nei comportamenti ambientali;
▪ mantenere attivi programmi di formazione ed iniziative di sensibilizzazione e responsabilizzazione di tutto il personale coinvolto nella gestione ambientale delle attività aziendali, promuovendo tra i dipendenti una sempre maggiore presa di coscienza delle problematiche ambientali e senso di responsabilità verso l’eco-sistema;
▪ mantenere attive ed aggiornate procedure per assicurare un corretto flusso informativo all’interno della Società, tra le diverse unità organizzative;
▪ ricorrere a fornitori, appaltatori e collaboratori che seguano e facciano propri i principi di gestione ambientale di META;
▪ comunicare a cittadini, clienti, fornitori e azionisti la politica, gli obiettivi e le prestazioni ambientali di META in maniera trasparente, in particolare attraverso la pubblicazione periodica di un bilancio ambientale;
▪ valutare periodicamente, per mezzo di audit ambientali interni eseguiti da esperti, la performance ambientale dei siti e dei processi e la conformità degli stessi alla politica ambientale perseguita.
META sta operando secondo le seguenti principali direttive:
(i) riduzione delle emissioni inquinanti attraverso una graduale sostituzione dei mezzi a benzina con mezzi a metano, la realizzazione e gestione di colonnine per la ricarica di mezzi elettrici, l’implementazione di un sistema per l’abbattimento degli ossidi di azoto e l’effettuazione di lavori finalizzati a ridurre ulteriormente la concentrazione di anidride solforosa ed acido cloridrico nei fumi;
(ii) riduzione del pericolo di contaminazione del suolo e delle acque attraverso interventi sui propri impianti di depurazione delle acque reflue e di smaltimento dei rifiuti finalizzati ad ottenere un più opportuno stoccaggio e trattamento degli scarti di processo, interventi per il recupero totale delle scorie di incenerimento e la sostituzione dei bruciatori a gasolio dell’impianto di incenerimento dei rifiuti con bruciatori ad alimentazione combinata gasolio/metano;
(iii) riduzione delle emissioni odorigene attraverso l’attivazione di nuove centrifughe dell’impianto di depurazione di Modena (che consentirebbe una riduzione stimata di circa 4.000 tonnellate/anno di fango da smaltire), la copertura delle vasche di decantazione e mantenimento in aspirazione al fine di ridurre le emissioni di aerosol e miasmi;
(iv) migliore utilizzo delle risorse energetiche attraverso i seguenti principali interventi:
- nel settore gas e calore, nel corso del 2002 è stata effettuata l’installazione di 3 elettropompe in grado di variare la velocità di rotazione del motore, in funzione della richiesta di calore dell’impianto di riscaldamento. Tali impianti presentano una serie di vantaggi tra i quali il risparmio di energia elettrica assorbita, una minore rumorosità dell’acqua nei tubi e la riduzione dell’usura dell’impianto termico e dei suoi componenti;
- nel settore energia elettrica, in occasione del pianificato rinnovo della rete in BT e dei trasformatori, è previsto l’utilizzo di cavi di diametro superiore rispetto a quelli usati e di nuovi trasformatori che consentono una riduzione delle perdite; inoltre, si sta procedendo alla progressiva sostituzione delle lampade al mercurio con lampade al sodio, alla disattivazione dei punti luce non necessari e alla differenziazione di orari di accensione/spegnimento degli impianti;
- nel settore dei servizi idrici gli interventi includono, tra l’altro, la sostituzione graduale nel tempo, presso l’impianto di depurazione di Modena, di 18 turbine di superficie con compressori per insufflazione d’aria, nonché lo studio della possibilità di utilizzo totale del biogas prodotto dalla digestione anaerobica dei fanghi di depurazione per la produzione di energia elettrica mediante motore endotermico;
- nel settore dei servizi ambientali gli interventi includono il potenziamento della batteria di preriscaldo aria e vapore dell’impianto di incenerimento dei rifiuti, mediante l’utilizzo dell’aria di raffreddamento delle pareti del forno per un risparmio di vapore e l’installazione di un nuovo motore per il recupero del biogas presso la discarica di prima categoria di Modena (Via Xxxxxx).
1.2.8.2 Il servizio integrato sicurezza - qualità - ambiente
META ha istituito un servizio sicurezza qualità e ambiente in considerazione della rilevanza strategica che le politiche ambientali stanno assumendo sia come fattore si sviluppo sia come fattore di competitività sul mercato. Inoltre, tale servizio è stato istituito data la stretta correlazione delle politiche ambientali con le politiche della qualità, del miglioramento e della prevenzione e sicurezza sul lavoro.
In tal modo, la Società, in attuazione delle norme ISO 9000 e delle norme ISO 14000, sta attuando un processo con il triplice obiettivo di:
▪ perseguire la sicurezza e il benessere del personale che opera alle dipendenze della Società e delle imprese appaltatrici;
▪ garantire la soddisfazione del cliente, monitorando costantemente i processi aziendali in un’ottica proattiva;
▪ individuare i possibili impatti significativi sull’ambiente esterno delle varie attività aziendali e delle opere realizzate, strutturando un sistema di gestione ambientale che attui una corretta politica ambientale.
I principali vantaggi di un servizio organizzativo integrato delle tre variabili sicurezza-qualità-ambiente sono sintetizzabili in:
▪ risparmi connessi ad una migliore programmazione degli interventi di adeguamento, spesso comuni in tema di sicurezza e ambiente;
▪ risparmi nei premi relativi all’assicurazione per la responsabilità civile e contro gli infortuni sul lavoro;
▪ miglioramento dell’immagine, del clima aziendale e della motivazione del personale, coinvolto e stimolato verso il miglioramento continuo;
▪ sgravi fiscali dovuti al minor costo sociale indotto dalla Società;
▪ minor incidenza dei controlli da parte delle autorità competenti.
In tale ottica, dal punto di vista organizzativo META ha da tempo provveduto a delegare ad un unico dirigente la funzione sicurezza-qualità-ambiente, cui competono lo sviluppo, la diffusione e l’aggiornamento del sistema aziendale di prevenzione e protezione nonché lo sviluppo e il coordinamento dei progetti aziendali relativi alla certificazione di qualità e alla certificazione ambientale.
Nel corso del 1996, la Società ha ottenuto la certificazione di qualità secondo la norma ISO 9002 dei servizi di esercizio e manutenzione degli impianti termici e, nel corso del 2000, delle attività del proprio laboratorio di analisi delle acque. Nel corso del 2001, META ha conseguito la certificazione secondo la norma ISO 14001 del proprio sistema di gestione ambientale per i seguenti siti e impianti: inceneritore dei rifiuti, impianto di trattamento delle acque reflue, discariche di prima e seconda categoria, piattaforma di stoccaggio e trattamento dei rifiuti, impianti e reti di distribuzione gas, acqua ed energia elettrica, impianti e reti per la gestione illuminazione pubblica e semafori, impianti termici, impianti di cogenerazione e teleriscaldamento, laboratori analisi. Allo scopo di proseguire nel miglioramento della gestione delle attività e dei servizi forniti ai clienti, anche alla luce delle prescrizioni dell’AEEG in materia (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20), META ha avviato nel corso del mese di settembre 2001 l’implementazione di un sistema di gestione della qualità nell’ambito dei servizi di igiene urbana, di
distribuzione dell’energia elettrica, di gestione dei semafori e dell’illuminazione pubblica, di vendita e distribuzione del gas, conforme alla norma ISO 9001 del 2000. Tale sistema è stato integrato al sistema di gestione ambientale esistente nell’ambito dei settori energia elettrica e gas ed ha ottenuto il 28 gennaio 2003 la certificazione italiana dei sistemi di qualità aziendali conforme alla norma UNI EN ISO 9001: 2000. Al fine di ottenere la certificazione di suddetto sistema, la Società ha incaricato l’istituto di certificazione CertiQuality di svolgere le visite ispettive di competenza terminate nel dicembre 2002 e prevede di ottenere la suddetta certificazione nei primi mesi del 2003.
1.2.9 Informazioni sul grado di dipendenza da clienti, fornitori e finanziatori
1.2.9.1 Dipendenza dai clienti
Il principale cliente di META è il Comune di Modena. Al 30 settembre 2002, i ricavi realizzati dalla Società con il Comune di Modena hanno infatti rappresentato l’11,5% circa dei ricavi delle vendite e delle prestazioni realizzati dalla Società nel corso dei primi nove mesi 2002.
La seguente tabella indica i primi tre e i primi dieci clienti di META in termini di incidenza percentuale sui Ricavi delle vendite e delle prestazioni relativi ai primi nove mesi 2002.
Cliente | Ricavi (migliaia di Euro) (1) | Incidenza percentuale |
Totale primi tre clienti | 33.429 | 19,0% |
di cui Comune di Modena | 20.166 | 11,5% |
Totale primi dieci clienti | 46.848 | 26,6% |
(1) Dati consolidati relativi alle società META, META RETE GAS e Metasviluppo.
L’importanza dei principali clienti non è tale da far emergere rischi particolari di dipendenza da alcuno di loro. In particolare, nei primi nove mesi 2002, il fatturato relativo ai primi tre clienti della Società ha inciso per il 19,0% circa sui ricavi delle vendite e delle prestazioni (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo
1.2.23 e Capitolo IV, Paragrafo 4.6.1).
1.2.9.2 Dipendenza dai fornitori
Nel corso dei primi nove mesi 2002 META ha acquistato circa il 85% dell’energia elettrica distribuita ai propri clienti da ENEL Distribuzione.
Nel corso dei primi nove mesi 2002 META ha acquistato circa il 97,5% del gas venduto dal Gruppo ENI (nei primi 6 mesi 2002 da SNAM, successivamente da ENI S.p.A. Divisione GAS & Power).
Per le caratteristiche dei settori di attività, non è configurabile una forma di dipendenza di META per l’approvvigionamento di acqua e per le forniture relative ai servizi ambientali.
1.2.9.3 Dipendenza dai finanziatori
La Società ritiene di non dipendere da alcun singolo finanziatore (cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.6.1).
1.2.10 Andamento del portafoglio ordini
Data la natura dell’attività svolta dalla Società e considerato l’attuale quadro normativo relativo ai settori nei quali opera, non esistono dati significativi riferibili ad un portafoglio ordini.
1.2.11 Canali di vendita ed assistenza alla clientela
META si avvale di una propria struttura interna per prestare il servizio di assistenza e vendita ai clienti della Società. In particolare, per la clientela già acquisita, l’attività di vendita comprende i servizi di front- office (sportello fisico, assistenza telefonica, ecc.) e di back-office (fatturazione, informazioni sulle bollette, ecc.).
META presta tali servizi diretti al cliente, nel territorio dei Comuni della Provincia di Modena, attraverso la sede centrale di Modena e i Centri di Zona.
Il numero di addetti complessivamente dedicati a tali attività è di 30 unità (20 nel front-office e 10 nel
back-office).
La seguente tabella mostra il numero di addetti ai servizi di vendita diretta al cliente facenti capo alle 4 sedi al 30 settembre 2002.
Modena | Xxxxxx xxxx xx Xxxxxxx | Xxxxxx xxxx xx Xxxxxxx | Xxxxxx xxxx xx Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx | Totale | |
Addetti front-office | 14 | 2 | 2 | 2 | 20 |
Addetti back-office | 5 | 2 | 1 | 2 | 10 |
Totale addetti | 19 | 4 | 3 | 4 | 30 |
Fonte: dati META. |
A partire dal 2002, inoltre, META ha costituito una forza di vendita rivolta specificatamente ai clienti idonei dei settori gas e calore ed energia elettrica ed ai clienti dei servizi ambientali, allargando in tal modo il proprio bacino di influenza. Il territorio di riferimento è attualmente quello regionale, coperto attraverso la suddivisione dei venditori per Province. La medesima struttura presta i propri servizi anche a favore della società controllata Metasviluppo.
L’attività di vendita diretta alla clientela è svolta principalmente attraverso visite aziendali, contatti telefonici e connessione al sito Web di META in abbinamento ad attività di customer care e di definizione dell’offerta commerciale.
A supporto della forza di vendita diretta, opera una struttura che offre servizi post-vendita quali il pronto intervento e l’assistenza e consulenza tecnico-contrattuale avvalendosi di sportelli fisici, di un call center e di uno sportello virtuale.
Il call center è operativo per tutti i servizi erogati da META raccogliendo le richieste di circa il 70% dei clienti di META che necessitano di informazioni (Fonte: dati statistici META); la restante parte della clientela, soprattutto per le richieste più complesse, si rivolge ancora agli sportelli fisici.
Il pronto intervento è operativo 24 ore su 24 e si avvale di un avanzato sistema integrato di telecontrollo le cui segnalazioni attivano le squadre operative.
L’assistenza, la consulenza e l’ottimizzazione contrattuale riguardano sia i clienti liberi sia quelli vincolati. Per quanto riguarda il mercato libero sono, inoltre, operativi i servizi di telelettura e assistenza via Internet.
1.2.12 Opportunità e minacce
Con riferimento alle minacce relative ai prodotti e servizi venduti ed alle tecnologie utilizzate da META, si vedano le “Avvertenze per l’Investitore”.
Per le opportunità si osservino i seguenti punti.
Liberalizzazione dei mercati del gas e dell’energia elettrica
La liberalizzazione dei mercati rappresenta un’opportunità in quei mercati come quello dell’energia elettrica e del gas nei quali esisteva un monopolio a livello nazionale. L’interruzione di questi monopoli potrà aprire per gli operatori nuove opportunità di acquisto di quote di mercato.
Potenzialità dell’area geografica di riferimento
La Società è storicamente presente nel territorio del Comune di Modena e della Provincia di Modena; ciò ha consentito a META di consolidare nel tempo i rapporti con la propria clientela accrescendo la visibilità del proprio marchio. Inoltre, la Regione Xxxxxx Xxxxxxx ed, in particolare, la Provincia di Modena sono aree con elevate potenzialità derivanti da maggiori tassi di crescita della domanda di servizi energetici rispetto alla media italiana (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.13). La Società ritiene che tale caratteristica del mercato di riferimento possa favorire l’estensione del bacino delle utenze dei propri servizi. Peraltro, la liberalizzazione dei mercati e il conseguente acuirsi della concorrenza tra le imprese interessate potrebbe comportare una perdita di clienti di META con la conseguente riduzione dei margini che attualmente la Società è in grado di realizzare (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.13).
Sviluppo nei settori in cui META è presente
Nel settore gas un’opportunità è rappresentata dalla possibilità di acquisire il servizio di distribuzione e vendita di gas di alcuni Comuni soci che hanno ancora la gestione diretta, determinando una espansione del bacino di riferimento di META nell’ambito della Provincia di Modena.
Nei settori dei servizi ambientali e dei servizi idrici integrati, anche alla luce del modello legislativo proposto dall’art. 35 della Legge Finanziaria 2002, META ritiene di poter beneficiare di una serie di vantaggi competitivi: la radicata presenza sul territorio, la disponibilità degli impianti, una consolidata esperienza e la disponibilità di tecnologie all’avanguardia. Tali fattori, alla luce delle caratteristiche dei mercati interessati (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19), pongono META in posizione di privilegio per ottenere la gestione del ciclo integrato dei rifiuti e del servizio idrico integrato nell’ATO di riferimento. Peraltro, non vi è certezza relativamente alla designazione di META quale gestore dell’ATO Modenese il che costituisce una minaccia per la Società.
Nel settore dei servizi ambientali inoltre, la possibilità di potenziare l’attuale impianto di incenerimento dei rifiuti con la costruzione della quarta linea accrescerebbe la capacità produttiva fino a 250.000 tonnellate annue; tale operazione, pertanto, rappresenta un’opportunità di consolidamento di META quale soggetto di riferimento per i servizi ambientali in ambito provinciale (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.6.2.2).
Possibilità di realizzare sinergie a livello di multiutility
La strategia commerciale di META si basa sul potenziamento delle sinergie tra i settori di attività, anche mediante offerte integrate di più servizi. Tali caratteristiche consentono a META di beneficiare di una serie di vantaggi competitivi rispetto alle altre società che offrono servizi di pubblica utilità non integrati oltre a notevoli riduzioni dei costi.
1.2.13 Caratteristiche dei settori di appartenenza e posizionamento competitivo di META
1.2.13.1 Caratteristiche dei settori di appartenenza
Settore gas e calore
L’attività di importazione e distribuzione primaria di gas in Italia viene svolta principalmente dalle società del gruppo ENI che, nel corso del 2000, ha effettuato circa l’86% del totale delle importazioni di gas (Fonte: AEEG, “Dati di sintesi settore gas”, 2000). L’attività del gruppo ENI si svolge attraverso l’impiego di gasdotti di trasporto di proprietà SNAM Rete Gas, la quale detiene il 96% del totale della rete di trasporto esistente in Italia in termini di capitale investito (Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, 4 luglio 2002).
La seguente tabella mostra la produzione nazionale di gas, la quota totale di gas importata e quella importata da SNAM, nonché la disponibilità di gas per il periodo 1999-2001.
Valori in miliardi di MC | 1999 | 2000 | 2001 |
Produzione Nazionale | 17,4 | 16,6 | 15,5 |
Importazione totale | 49,5 | 58,8 | 54,8 |
di cui importazione SNAM | 44,4 | 50,7 | 44,8 |
Variazione scorte | (1,2) | 4,5 | (1,2) |
Disponibilità | 68,1 | 70,9 | 71,5 |
Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, anni 2000, 2001 e 2002 (Il dato del 2001 è basato su un contenuto energetico del gas pari a 8.250 kcal/mc).
Il mercato del gas in Italia, il terzo per dimensione in Europa, è segnato da una veloce crescita della domanda: negli ultimi 15 anni, il tasso di crescita annuo composto (CAGR) è stato superiore al 5%, mentre nel prossimo decennio si attende una crescita intorno al 3,2% (Fonte: elaborazioni e stime RIE, 2002). Le principali ragioni della crescita prevista sono:
- forte aumento dei consumi nel settore termoelettrico, necessario per coprire la sostenuta domanda di elettricità;
- crescita dei consumi, seppur più lenta, anche nei settori industriale e residenziale;
- alta valenza ambientale dei consumi di gas rispetto alle altre fonti energetiche.
Il gas sta accrescendo di anno in anno il proprio contributo alla generazione di energia elettrica attraverso impianti termoelettrci con un contributo complessivo nel 1999 pari al 33,3%, nel 2000 pari al 36,1% e nel 2001 pari al 36,2% alla generazione lorda nazionale (Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, 4 luglio 2002).
Nel 2001, i consumi finali di gas hanno superato i 70 miliardi circa di mc con una crescita dello 0,7% rispetto al 2000, crescita inferiore a quella del 3,7% registratasi nel 2000. Ciò soprattutto a causa di un rallentamento nella crescita del settore termoelettrico, che ha tuttavia registrato un aumento pari al 5,6% rispetto all’anno precedente (Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, 4 luglio 2002).
La seguente tabella mostra i consumi di gas nel periodo 1999-2001 suddivisi per categorie di utenti.
Valori in miliardi di MC | 1999 | 2000 | Var% | 2001 | Var % |
Consumi | 67,1 | 69,6 | 3,7% | 70,1 | 0,7% |
Di cui: | |||||
Utenti termoelettrici | 19,1 | 21,3 | 11,5% | 22,5 | 5,6% |
- ENEL S.p.A. | 11,6 | 13,3 | 14,7% | n.d. | - |
- Altri utenti termoelettrici | 7,5 | 8,0 | 6,7% | n.d. | - |
Utenti industriali | 23,0 | 23,7 | 3,0% | 24,3 | 2,5% |
Utenti civili | 25,0 | 24,6 | (1,6%) | 23,0 | (6,5%) |
Altre utenze | - | - | - | 0,3 | - |
Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, anni 2000, 2001 e 2002.
Nel mercato dell’Xxxxxx Xxxxxxx, i consumi di gas sono saliti in passato ad un ritmo più contenuto rispetto alla media nazionale, a causa della minore presenza di impianti termoelettrici sul territorio e del già alto grado di penetrazione del gas. Per il prossimo decennio la Società ritiene che si possa verificare un aumento più sostenuto rispetto al passato per effetto della realizzazione anche in Xxxxxx Xxxxxxx di impianti termoelettrici a gas (Fonte: elaborazioni e stime RIE).
Da alcuni anni è in corso un processo di concentrazione delle imprese distributrici del gas. Nella fase attuale sono favorite le aziende di maggiori dimensioni e con flessibilità operativa che, attraverso gare o acquisizioni, possono aumentare le proprie quote di mercato. Le imprese più deboli sono rappresentate dalle gestioni in economia e dai distributori di piccole dimensioni, a causa dell’elevata incidenza di costi fissi sul fatturato e della loro limitata capacità negoziale sia per gli acquisti che per la vendita. Le gestioni in economia inoltre, secondo le disposizioni del Decreto Letta, devono essere trasformate in società di capitali o essere sottoposte a procedura di gara.
Nella seguente tabella è riferimento all’anno 1998. | rappresentata | la | situazione delle diverse | tipologie di | gestioni in Italia con |
Soggetto giuridico | Esercenti | Clienti | Volumi (Milioni di mc) | ||
Gestioni in economia | 308 | 1.014.923 | 2.216 | ||
Totale Imprese pubbliche locali | 139 | 5.450.485 | 11.261 | ||
Totale Imprese private | 327 | 9.613.557 | 16.527 | ||
Totale | 774 | 16.078.965 | 30.004 |
Fonte: AEEG, “La distribuzione del gas a mezzo reti urbane in Italia: analisi del settore alla vigilia della privatizzazione”, giugno 2001.
Il grado di frazionamento degli esercenti nell’anno 1998 è rappresentato dalla seguente tabella:
Classe di Volume (MSmc) | Numero esercenti / gruppi | Quota percentuale numero | Volume complessivo distribuito (Mmc) | Quota percentuale Volume | Volume medio per esercente (Mmc) |
> 1000 | 2 | 0,3 | 9.412 | 31,4% | 4.705,8 |
100 - 1000 | 44 | 6,8 | 11.164 | 37,2% | 253,7 |
10 - 100 | 260 | 40,1 | 8.221 | 27,4% | 31,6 |
< 10 | 342 | 52,8 | 1.207 | 4,0% | 3,5 |
Totale | 648 | 100,0 | 30.004 | 100,0% | 46,3 |
Fonte: AEEG, “La distribuzione del gas a mezzo reti urbane in Italia: analisi del settore alla vigilia della privatizzazione”, giugno 2001.
Teleriscaldamento
Il settore del teleriscaldamento in Italia è attualmente caratterizzato da un’offerta focalizzata unicamente in ambiti cittadini o metropolitani.
L’utenza termica allacciata a sistemi di riscaldamento urbano nel 2000 è aumentata in linea con quanto registrato negli anni precedenti. Infatti, vi sono stati allacciamenti per circa 7,5 milioni di mc pari ad un incremento del 7% rispetto al 1999, raggiungendo, al 31 dicembre 2000 un valore complessivo nazionale pari a 117 milioni di mc (Fonte: AIRU - Associazione Italiana Riscaldamento Urbano, “Annuario 2001”).
A livello nazionale la rete di distribuzione al 31 dicembre 2000 (esclusi gli allacciamenti) era pari a 1.091 km circa, a seguito di un incremento rispetto al 1999 di 95 km circa. La tabella che segue riporta l’estensione della rete presente nelle principali città italiane in cui è attivo il servizio del teleriscaldamento, al 31 dicembre 2000.
Città | Km |
Brescia | 252,0 |
Torino | 226,5 |
Verona | 114,8 |
Reggio Emilia | 97,7 |
Cremona | 48,0 |
Imola | 38,5 |
Ferrara | 35,0 |
Mantova | 26,4 |
Alba | 25,4 |
Xxxxx Xxx Xxxxxxxx | 00,0 |
Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx | 00,0 |
Xxxxxxx | 21,0 |
Milano | 18,8 |
Bologna | 17,4 |
Como | 15,0 |
Roma | 14,3 |
Rovereto | 13,7 |
Varese | 12,5 |
Vicenza | 11,0 |
Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxxx | 00,0 |
Xxxxx xx Xxxxxxx | 0,0 |
Xxxxxx | 8,0 |
Genova | 8,0 |
Osimo | 6,6 |
Casalecchio di Reno | 2,7 |
Acqui Terme | 2,3 |
Monterenzio | 0,5 |
Fonte: AIRU - Associazione Italiana Riscaldamento Urbano, “Annuario 2001”. | |
Settore energia elettrica | |
Il mercato italiano dell’energia elettrica è caratterizzato, | dal lato dell’offerta, relativamente sia alla |
produzione sia alla distribuzione e vendita, dalla presenza di ENEL quale operatore principale e di molteplici altri operatori minori (produttori indipendenti e aziende municipalizzate).
Nella tabella sottostante, si rileva come la produzione lorda di energia elettrica a livello italiano sia aumentata da 265,7 TWh nel 1999 a 279,0 TWh nel 2001, con una crescita media annua del 2,5%.
Valori in GWh | 1999 | 2000 | 2001 |
Produzione lorda | 265.657 | 276.629 | 278.994 |
Produzione netta | 252.737 | 263.293 | 265.965 |
Di cui ENEL S.p.A. | 178.813 | 182.527 | n.d. (*) |
Di cui Produttori indipendenti ed Aziende municipalizzate | 73.924 | 80.766 | n.d. (*) |
Importazione | 42.010 | 44.347 | 48.927 |
Fabbisogno | 285.844 | 298.510 | 304.831 |
Consumi | 267.284 | 279.320 | n.d. |
Fonti: GRTN, “Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia” 2000 e 2001 – GRTN, “Dati statistici sugli impianti e la produzione di energia elettrica tIalia 2001, 2002. (*) Il dato provvisorio sulla produzione netta nel 2001 è pari 168.203 GWh per ENEL S.p.A. e 98.300 GWh per i produttori indipendenti e le aziende
municipalizzate (Fonte: GRTN, “Dati provvisori d’esercizio 2001” 23 gennaio 2002).
A fronte di una richiesta sempre maggiore da parte degli utenti finali, il mercato dell’energia elettrica ha progressivamente incrementato la propria capacità produttiva nel corso degli anni, mediante utilizzo di fonti rinnovabili, di fonti assimilate alle rinnovabili e di fonti convenzionali. La seguente tabella illustra la potenza complessiva degli impianti installati in Italia nel triennio 1999-2001.
Valori in MW | 1999 | 2000 | 2001 |
Impianti idroelettrici | |||
Potenza efficiente lorda | 20.564 | 20.658 | 20.743 |
Potenza efficiente netta | 20.444 | 20.346 | 20.433 |
Impianti termoelettrici | |||
Potenza efficiente lorda | 55.429 | 57.057 | 57.373 |
Potenza efficiente netta | 53.169 | 54.788 | 55.110 |
Impianti eolici e fotovoltaici | |||
Potenza efficiente lorda | 238 | 370 | 670 |
Fonte: GRTN, “Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000-2001- GRTN, “Dati statistici sugli impianti e la produzione di energia elettrica in Italia 2001” 2002.
Dal lato della domanda e dei consumi di energia elettrica, il mercato è caratterizzato da un trend di crescita costante. Infatti, dal 1999 al 2001 la domanda di energia elettrica in Italia è cresciuta ad un tasso medio annuo del 3,0%, superiore al tasso medio annuo di crescita del PIL. La seguente tabella riporta i tassi di crescita annua del PIL reale e della domanda di energia elettrica negli anni considerati.
Anno | 1999 | 2000 | 2001 | Media |
Crescita % del Pil Reale (1) | 1,6 | 2,9 | 1,8 | 2,1 |
Crescita % della domanda di energia elettrica (2) | 2,5 | 4,4 (3) | 2,1 (3) | 3,0 |
(1) Fonte: “Relazione Annuale Banca d’Italia”.
(2) Fonte: “Dati statistici sull’energia elettrica in Italia” GRTN, 2000-2001. Sono esclusi i consumi XX.XX. per trazione.
(3) Fonte GRTN, “Dati statistici sugli impianti e la produzione di energia elettrica in Italia 2001” 2002.
Per i prossimi anni la Società ritiene che la tendenza si manterrà costante e che, pertanto, il tasso di crescita della domanda di energia elettrica continuerà ad essere superiore al tasso di crescita previsto per il PIL. Secondo le stime elaborate da RIE nel 2002, ipotizzando una crescita del PIL del 2% e un miglioramento dell’intensità elettrica, la domanda è attesa crescere al ritmo del 2,8% all’anno, tasso leggermente inferiore a quello dei precedenti 15 anni (CAGR 2,9%).
La seguente tabella evidenzia la ripartizione dei consumi di energia elettrica in Italia per categoria di utilizzatori nel biennio 1999-2000.
Valori in GWh | 1999 | % | 2000 | % |
Agricoltura | 4.682 | 1,7% | 4.907 | 1,8% |
Industria | 139.698 | 52,3% | 148.192 | 53,0% |
Terziario | 62.187 | 23,3% | 65.109 | 23,3% |
Domestico | 60.717 | 22,7% | 61.112 | 21,9% |
Totale | 267.284 | 100,0% | 279.320 | 100,0% |
Fonte: GRTN, “Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000-2001.
A circa due anni dall’avvio della liberalizzazione introdotta dal Decreto Bersani, il mercato è peraltro interessato da una fase di transizione caratterizzata da una graduale apertura alla concorrenza, soprattutto per quanto riguarda l’attività di produzione e l’attività di fornitura di energia elettrica ai clienti finali.
Con riferimento al mercato dei consumi finali di energia elettrica, il grado di apertura di tale mercato ad aprile 2002 è illustrato nella seguente tabella.
“Clienti idonei” che hanno ottenuto il riconoscimento della qualifica | Siti di consumo | Consumo equivalente su base annua (in TWh) | Consumo per sito (GWh) | Percentuale di apertura del mercato finale | |
Cliente finale | 708 | 708 | 69,7 | 98,4 | 22,8% |
Impresa c.f. societaria – Gruppo | 194 | 883 | 12,8 | 14,5 | 4,2% |
Consorzio – Società consortile | 438 | 8.525 | 37,1 | 4,3 | 12,1% |
Multisito nazionale | 48 | 465 | 4,6 | 9,9 | 1,5% |
Distributore | 9 | - | - | - | -- |
Grossista | 170 | - | - | - | -- |
Totale | 1.567 | 10.581 | 124,2 | Media 11,7 | 40,7% |
Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, 4 luglio 2002.
La seguente tabella illustra la capacità produttiva presente nella Regione Xxxxxx Xxxxxxx nel periodo 1999-2000.
Valori in MW | 1999 (1) | 2000 (2) | 2001 (2) |
Impianti idroelettrici | |||
Potenza efficiente lorda | 608 | 608 | 608 |
Potenza efficiente netta | 599 | 599 | 599 |
Impianti termoelettrici | |||
Potenza efficiente lorda | 3.854 | 3.852 | 3.486 |
Potenza efficiente netta | 3.688 | 3.689 | 3.337 |
(1) GRTN, “Dati statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000-2001.
(2) Fonte: GRTN, “Dati Statistici sugli impianti e la produzione di energia elettrica in Italia 2001” 2002.
La seguente tabella evidenzia la produzione di energia elettrica nella Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx xxx xxxxxxxx 0000-0000. Xx Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx nell’anno 2001 ha contribuito per circa il 4,1% alla produzione lorda nazionale (Fonte: elaborazione della Società su dati GRTN, “Dati Statistici sugli impianti e la produzione di energia elettrica in Italia 2001”, 2002.).
Valori in GWh | 1999 (1) | 2000 (2) | 2001 (2) |
Produzione lorda | 11.427 | 13.315 | 11.386 |
Produzione netta | 10.847 | 12.633 | 10.846 |
Saldo con le altre regioni | 12.208 | 12.234 | n.d. |
Consumi | 22.088 | 23.177 | n.d. |
(1) GRTN, “Dati statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000-2001.
(2) Fonte: GRTN, “Dati Statistici sugli impianti e la produzione di energia elettrica in Italia 2001” 2002.
In termini di consumi la Regione Xxxxxx Xxxxxxx ha rappresento circa l’8,3% del totale dei consumi a livello nazionale, con una crescita nel periodo 1999-2000 di poco superiore rispetto alla media italiana (4,9% rispetto al 4,5% nazionale, fonte GRTN, “Dati statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000-2001). La seguente tabella riporta l’evoluzione dei consumi per tipologia di utilizzo finale nella Regione Xxxxxx Xxxxxxx.
Valori in GWh | 1999 | 2000 |
Agricoltura | 783 | 747 |
Industria | 11.479 | 12.208 |
Terziario (1) | 5.362 | 5.608 |
Domestico | 4.464 | 4.614 |
Totale | 22.088 | 23.177 |
(1) Al lordo dei consumi XX.XX. per trazione pari a 474 GWh nel 1999 e 485 GWh nel 2000. Fonte: GRTN, “Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000- 2001.
Per quanto riguarda la Provincia di Modena, i consumi di energia elettrica rappresentano circa il 18,6% dei consumi complessivi della Regione Xxxxxx Xxxxxxx; tali consumi sono cresciuti nel 2000 del 5,7%, ad un tasso superiore a quello regionale, nonché a quello nazionale (elaborazione della Società su dati GRTN, “Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2001).
La seguente tabella riporta l’evoluzione dei consumi per tipologia di utilizzo finale nella Provincia di Modena.
Valori in GWh | 1999 | 2000 |
Agricoltura | 110 | 110 |
Industria | 2.461 | 2.630 |
Terziario | 710 | 753 |
Domestico | 709 | 726 |
Totale | 3.990 | 4.219 |
Fonte: GRTN, “Dati Statistici sull’energia elettrica in Italia”, 2000-2001.
In particolare, la situazione ad aprile 2002 dei clienti idonei, per quanto riguarda l’Xxxxxx Xxxxxxx è riassunta nella seguente tabella.
“Clienti idonei” che hanno ottenuto il riconoscimento della qualifica | Consumo equivalente su base annua (in TWh) | |
Xxxxxx Xxxxxxx | 146 | 9,3 |
Totale Italia | 1.567 | 124,2 |
Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, 4 luglio 2002.
Come evidenziato nelle tabelle precedenti, nel mercato dell’Xxxxxx Xxxxxxx, e in particolare della Provincia di Modena, i consumi elettrici sono cresciuti in modo più sostenuto rispetto al resto d’Italia. Ciò è dovuto alla maggiore densità di attività produttive che contraddistingue la Regione e, in particolare, l’area modenese. In secondo luogo, la maggiore disponibilità di reddito rispetto al resto d’Italia, comporta un incremento più sostenuto dei consumi da parte dei clienti residenziali (Fonte: dati RIE, studi di settore sull’energia elettrica, 2002). Per il prossimo decennio, in base alle stime di RIE del 2002 si ipotizza il permanere di una maggiore vivacità dei consumi di energia elettrica in Xxxxxx Xxxxxxx e nella Provincia di Modena rispetto alla media nazionale. Nel caso della Provincia modenese, tuttavia, è atteso un lieve rallentamento del tasso rispetto al passato, in ragione del lento completamento della ristrutturazione nel comparto industriale (Fonte: dati RIE, studi di settore sull’energia elettrica, 2002).
Settore dei servizi ambientali
In Italia l’attività di gestione dei rifiuti è svolta prevalentemente da aziende pubbliche. Infatti, il servizio di raccolta e smaltimento dei rifiuti da parte degli Enti locali, svolto in economia ovvero tramite aziende speciali o società di capitali o consorzi, copre circa il 70% della popolazione (Fonte: “Rapporto ambientale 2001”, Federambiente).
Nel 2000, l’ammontare dei rifiuti prodotti in Italia è stato pari a circa 28.958.545 tonnellate, con una produzione pro-capite di rifiuti di circa 501 Kg/anno (Fonte: “Rapporto Rifiuti 2002”, ANPA ONR). In relazione allo smaltimento dei rifiuti prodotti nel 2000, il 72,4% è stato inviato in discarica; il 19,1% è stato recuperato e riciclato; l’8,5% è stato trattato in impianti di incenerimento con o senza recupero di energia (Fonte: “Rapporto Rifiuti 2002”, ANPA ONR).
Nella tabella seguente è riportato il totale dei rifiuti prodotti in Xxxxxx Xxxxxxx, confrontato con il totale nazionale.
1998 (1) | 1999 (1) | % | 2000 (2) | % | |
Produzione Rifiuti Urbani in Xxxxxx Xxxxxxx (milioni di tonnellate) | 2,3 | 2,4 | 4,3% | 2,5 | 4,2% |
Produzione RSU in Italia (miloni di tonnellate) | 26,8 | 28,4 | 6,0% | 29,0 | 2,1% |
(1) Fonte:” Rapporto Rifiuti 2001”, ANPA ONR
(2) Fonte “Rapporto Rifiuti 2002”, ANPA ONR
Il Decreto Ronchi è stato emanato con l’obiettivo di trasformare l’attuale sistema di gestione dei rifiuti in un modello di gestione integrata, secondo gli indirizzi contenuti nelle direttive comunitarie (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5). Elemento cardine di questo cambiamento è costituito da un adeguato sviluppo della raccolta differenziata dei Rifiuti Urbani, che consenta l’avvio delle diverse frazioni dei rifiuti a forme di recupero alternative al tradizionale smaltimento in discarica.
Secondo il Decreto Ronchi, lo smaltimento dei rifiuti deve attuarsi facendo ricorso ad una rete integrata ed adeguata di impianti autosufficienti allo smaltimento di Rifiuti Urbani in ATO che normalmente coincidono geograficamente con le Province. Lo smaltimento deve essere effettuato in impianti appropriati più vicini, al fine di ridurre i movimenti dei rifiuti stessi, considerando il contesto geografico di riferimento e la necessità di impianti specializzati per determinati tipi di rifiuti. Le Province assicurano una gestione integrata del ciclo dei rifiuti a livello di ATO e predispongono piani di gestione, sentiti i Comuni, in applicazione degli indirizzi e delle prescrizioni del Decreto Ronchi.
Settore dei servizi idrici
Il settore dell’offerta dei servizi idrici in Italia risulta caratterizzato da forte frammentazione, con prevalenza delle gestioni in economia. Nel corso del 2000, i servizi idrici sono stati gestiti complessivamente da più di 8.100 soggetti indipendenti (Fonte: Comitato per la vigilanza sull’uso delle risorse idriche, “Relazione annuale al Parlamento sullo stato dei servizi idrici”, 2001).
Tale elevata frammentazione è una della cause principali delle inefficienze e delle dispersioni cui è soggetto il settore in Italia.
La frammentazione deriva essenzialmente da:
• scarsa integrazione verticale all’interno del settore: le fasi del ciclo idrico integrato (captazione, adduzione, distribuzione, fognatura e depurazione) sono frequentemente affidate a gestioni diverse;
• bassa integrazione orizzontale: la rete idrica risulta modellata sulla dimensione territoriale dei singoli Comuni.
Gli enti responsabili delle diverse fasi del ciclo dell’acqua si differenziano anche per tipologia gestionale e risultano sottoposti a diversi sistemi di controllo e diverse modulazioni tariffarie.
Al fine di recuperare efficienza e qualità del servizio, nel 1994 è stata emanata la Legge Xxxxx (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.6).
1.2.13.2 Posizionamento competitivo di META
Settore gas
Il settore della distribuzione del gas è caratterizzato da:
▪ una notevole frammentazione degli operatori (774 a fine anno 2000) (Fonte: AEEG, La distribuzione del gas a mezzo reti urbane in Italia – analisi del settore alla vigilia della liberalizzazione, giugno 2001);
▪ presenza del gruppo ENI tramite Italgas con una quota di mercato di oltre il 20% (Fonte: AEEG, La distribuzione del gas a mezzo reti urbane in Italia – analisi del settore alla vigilia della liberalizzazione, giugno 2001);
▪ una importante presenza di società controllate dagli Enti Locali e una ancora significativa presenza di forme di gestione dirette in economia;
▪ il recente ingresso di ENEL nel settore attraverso l’acquisizione della Camuzzi.
Il posizionamento relativamente all’anno 2000 (in termini di volume di gas acquistato e numero di clienti) dei principali operatori è elencato nella tabella seguente.
Posizione per Volume acquistato | Società | Volume acquistato (Smc) | Clienti (n°) |
1 | ITALGAS S.p.A. | 7.033.869.029 (0) | 0.000.000 |
2 | CAMUZZI GAZOMETRI S.p.A. | 1.435.760.724 | 862.332 |
3 | AEM MILANO S.p.A. | 1.020.248.974 | 820.625 |
4 | SEABO S.p.A. | 748.657.786 | 350.137 |
5 | FIORENTINA GAS S.p.A. | 527.851.000 | 300.722 |
6 | AGAC S.p.A. | 525.051.781 | 180.663 |
7 | NAPOLETANA GAS S.p.A. | 427.413.947 | 570.644 |
8 | ITALCOGIM S.p.A. | 387.215.585 | 342.065 |
9 | ASCO PIAVE S.p.A. | 371.883.853 | 126.581 |
10 | AMGA S.p.A. | 358.801.892 | 316.446 |
11 | ASM BRESCIA S.p.A. | 333.494.662 | 151.220 |
12 | CONSIAG | 324.392.619 | 145.804 |
13 | AGSM S.p.A. | 299.793.436 | 122.881 |
14 | AMAG S.p.A. | 296.741.654 | 123.441 |
15 | SO.GE.GAS S.p.A. | 286.787.918 | 148.229 |
16 | META | 284.363.388 | 117.312 |
17 | AGES PISA S.p.A. | 266.754.701 | 137.181 |
18 | SOCIETÀ GAS RIMINI S.p.A. | 255.089.058 | 127.133 |
19 | AGAS CINISELLO BALSAMO S.p.A. | 205.480.341 | 101.804 |
20 | SICILIANA GAS S.p.A. | 142.541.295 | 168.569 |
Fonte: AEEG, “Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull’attività svolta”, 4 luglio 2002.
(1) Dato desunto dalla tabella 5.26 (odorizzante) della fonte di cui sopra. Tale dato è stato calcolato come somma dei volumi di gas acquistati per i diversi tipi di odorizzante utilizzati da Italgas.
Sul territorio provinciale, META è il principale operatore del settore gas, vantando il maggior numero di clienti e di volumi di gas distribuito.
Con riferimento all’attività di vendita, i grandi operatori presenti sul mercato libero del gas in Provincia di Modena sono SNAM, ENEL TRADE S.p.A., Edison Gas S.p.A.. Oltre a questi operatori presenti a livello nazionale, vanno segnalate alcune aziende operanti in ambito regionale, come le multiutility Seabo
S.p.A., Xxxx S.p.A., Amps S.p.A. Si prevede che la completa liberalizzazione del mercato italiano, a partire dal 1° gennaio 2003, potrà aumentare la pressione competitiva sul mercato regionale nei prossimi anni (Fonte: Elaborazioni Dati RIE 2001 – Convegno dell’Istituto di Ricerca Internazionale IRI, Milano, 19 giugno 2002).
Settore calore
La tabella che segue illustra la consistenza del volume allacciato al servizio di teleriscaldamento del Comune di Modena rispetto a quelle di altri Comuni italiani.
Ente titolare | Città | Volumetria riscaldata 2000 (Mmc) | Quota sul totale del mercato (%) |
ASM Brescia S.p.A. | Brescia | 32,32 | 27,6% |
AEM Torino S.p.A. | Torino | 26,91 | 23,0% |
AGAC S.p.A. | Reggio Xxxxxx | 8,96 | 7,6% |
AGSM S.p.A. | Verona | 8,09 | 6,9% |
AEM S.p.A. | Cremona | 3,35 | 2,9% |
EGEA S.r.l. | Alba | 3,34 | 2,9% |
AEM Gas S.p.A. | Milano | 3,31 | 2,8% |
TEA S.p.A. | Mantova | 3,22 | 2,7% |
AGEA S.p.A. | Ferrara | 3,13 | 2,7% |
SIECO S.p.A. | S. Xxxxxx Xxxxxxxx | 3,12 | 2,7% |
AEM Milano S.p.A. | Sesto S.Xxxxxxxx | 2,48 | 2,1% |
ACEA S.p.A. | Roma | 2,23 | 1,9% |
Seabo S.p.A. | Bologna, Monterenzio | 2,17 | 1,8% |
AMGA S.p.A. | Genova | 2,11 | 1,8% |
AMI S.p.A. | Imola | 2,05 | 1,7% |
IPES | Bolzano | 1,66 | 1,4% |
AIM S.p.A. | Vicenza | 1,62 | 1,4% |
VareseRisorse S.p.A. | Varese | 1,60 | 1,4% |
Comocalor | Como | 1,55 | 1,3% |
Cogen S.r.l. | Bologna Ovest | 1,08 | 0,9% |
ASM Rovereto S.p.A. | Rovereto | 0,97 | 0,8% |
META | Modena | 0,87 | 0,7% |
Aspea S.p.A. | Osimo | 0,37 | 0,3% |
Comune | Bagno di Romagna | 0,24 | 0,2% |
Ecocity S.r.l. | Casalecchio di Reno | 0,20 | 0,2% |
Comune | Castelnuovo | 0,20 | 0,2% |
Comune | Acqui Terme | 0,13 | 0,1% |
Totale mercato | 117,28 | 100,00% |
Fonte: AIRU - Associazione Italiana Riscaldamento Urbano, “Annuario 2001”.
Settore energia elettrica
Con riferimento al servizio di distribuzione di energia elettrica, la seguente tabella elenca i principali operatori, in termini di clienti serviti in bassa e in media tensione, che prestavano tale servizio sul territorio nazionale nell’anno 2001.
Clienti servizio di distribuzione elettrica in bassa | Clienti servizio di distribuzione elettrica in media | |
tensione (2001) | tensione (2001) | |
ENEL Distribuzione S.p.A. | 29.692.050 | 91.636 |
ACEA S.p.A. | 1.514.380 | 2.122 |
AEM Milano S.p.A. | 439.180 | 406 |
AEM Torino S.p.A. | 251.847 | 283 |
ACEGAS S.p.A. | 139.846 | 125 |
ASM Brescia S.p.A. | 114.888 | 210 |
AEC/EW S.p.A. | 119.151 | 157 |
META | 111.561 | 347 |
Fonte: AEEG, “Qualità commerciale del servizio di distribuzione e di vendita dell’energia elettrica nel 2001”,
Per quanto concerne il servizio di distribuzione di energia elettrica, il contesto competitivo assume scarsa rilevanza, dal momento che, ai sensi del Decreto Bersani, tale servizio è svolto in ciascun Comune sulla base di una concessione unica di durata trentennale (crf. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.20). Sul territorio provinciale, META, che serve circa il 30% del totale delle utenze (Fonte: elaborazione su dati ENEL Distribuzione Direzione Xxxxxx Xxxxxxx “Andamento dei consumi di energia elettrica nei
Comuni della Provincia di Modena”, anni dal 1995 al 2000”), è l’unico operatore presente insieme ad ENEL Distribuzione, che svolge tale servizio per la restante parte.
Per quanto riguarda l’attività di vendita ai clienti vincolati, le seguenti tabelle illustrano le quote di mercato a livello nazionale e regionale dei principali operatori presenti in Xxxxxx Xxxxxxx.
Vendite a clienti vincolati in Italia | 1999 | 2000 | 2001 |
Enel Distribuzione S.p.A. | 92,0% | 92,0% | 92,0% |
META | 0,4% | 0,4% | 0,4% |
AMI Imola S.p.A. | 0,3% | 0,3% | 0,4% |
AMPS Parma S.p.A. | 0,2% | 0,2% | 0,2% |
Altri | 7,1% | 7,1% | 7,0% |
Totale | 100,0% | 100,0% | 100,0% |
Fonte: elaborazioni RIE.
Vendite a clienti vincolati in Xxxxxx Xxxxxxx | 0000 (0) | 0000 | 0000 |
ENEL Distribuzione S.p.A. | 89,9% | 87,7% | 86,6% |
META | 4,9% | 6,2% | 7,1% |
AMI S.p.A. | 2,8% | 2,9% | 2,9% |
AMPS S.p.A. | 2,3% | 3,2% | 3,4% |
Fonte: elaborazioni RIE.
(1) Il totale può non risultare esattamente pari a cento per effetto di arrotondamenti.
Relativamente alla vendita sul mercato libero dell’energia elettrica, sul territorio regionale i principali concorrenti di META sono attualmente ENEL Trade S.p.A., Multiutility S.p.A., Edison Energia S.p.A., AEM Energia S.p.A. e Energia S.p.A. (Fonte: Elaborazioni Dati RIE 2001– Convegno dell’Istituto di Ricerca Internazionale IRI, Milano, 19 Giugno 2002).
Settore dei servizi ambientali
Alla data del presente Prospetto Informativo, META copre lo smaltimento di rifiuti in 32 dei 47 Comuni della Provincia di Modena con una quota di mercato pari al 64,6% della Provincia stessa (percentuale riferita al numero degli abitanti serviti sul totale degli abitanti).
La tabella seguente mette a confronto le principali aziende nazionali multiservizi operanti anche nel settore dei Rifiuti Urbani.
Impianto | Città | Rifiuti Urbani | Rifiuti Urbani inceneriti | Variazione 1999- | Rifiuti Urbani | Variazione 2000- |
inceneriti 1999 (t) | 2000 (t) | 2000 (%) | inceneriti 2001 (t) | 2001 (%) | ||
ASM Brescia S.p.A. | Brescia | 306.425 | 309.444 | 1,0% | 335.497 | 8,4% |
AMSA S.p.A. | Milano | 165.292 | 177.200 | 7,2% | 215.214 | 21,5% |
Tecnocasic S.p.A. | Cagliari | 138.464 | 139.986 | 1,1% | 136.317 | (2,6%) |
SEABO S.p.A. | Bologna | 128.089 | 132.828 | 3,7% | 133.019 | 0,1% |
Consorzio ACCAM | Busto | - | - | - | 106.838 | - |
Arsizio | ||||||
META | Modena | 99.677 | 112.306 | 12,7% | 102.749 | (8,5%) |
AMIA S.p.A. | Rimini | 105.236 | 103.193 | (1,9%) | 105.933 | 2,7% |
ACEGAS S.p.A. | Trieste | - | 77.685 | - | 95.127 | 22,5% |
Ecoservice S.p.A. | Bolzano | 64.539 | 76.093 | 17,9% | 61.451 | (19,2%) |
ACSM S.p.A. | Como | 72.575 | 71.781 | (1,1%) | 69.271 | (3,5%) |
APS S.p.A. | Padova | 41.281 | 68.074 | 64,9% | 58.721 | (13,7%) |
Fonte: COMIECO, “Raccolta, riciclo e recupero di carta e cartone”, 2000 e 2001 – Banca dati COMIECO “6° e “7” rapporto”, giugno 2001 e luglio 2002.
Settore dei servizi idrici
Nel territorio provinciale, META è il principale operatore del settore del servizio di distribuzione e vendita di acqua. Al 31 dicembre 2001 META prestava tale servizi in 16 Comuni della Provincia di Modena (Fonte: bilanci e Smat S.p.A. – rilevazione periodica dei servizi idrici, 2000). Dal 1° luglio 2002 META svolge i medesimi servizi anche nei Comuni di Xxxxxxxxxxxx Xxxxxx e San Xxxxxxx sul Xxxxxx (crf. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.5). Pertanto, al 30 settembre 2002 il numero dei Comuni in cui prestava il servizio di vendita e distribuzione di acqua era pari 18 e il bacino di utenza era pari al 48,46% della popolazione residente nella Provincia di Modena (Fonte: Provincia di Modena “Osservatorio demografico 2000”, 2001).
Gli altri operatori presenti sul territorio della Provincia di Modena sono le società AIMAG S.p.A., Sat
S.p.A. e Sorgea S.p.A.
1.2.14 Principali fattori macro e micro-economici che possono condizionare l’attività di META
Oltre ai fattori che generalmente influenzano l’andamento dei settori industriali (quali, ad esempio, la congiuntura economica e la fiscalità), i settori specifici in cui opera META risultano condizionati da alcuni fattori caratteristici tra cui:
• l’evoluzione della normativa relativa ai singoli settori di attività, ai servizi pubblici in generale ovvero agli aspetti di tutela ambientale (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19);
• il consumo medio per utente, che influisce direttamente sull’ammontare dei volumi erogati;
• i fattori di tipo climatico/ambientale, tra cui, in particolare, il livello delle temperature medie nel periodo da novembre a marzo (che rappresenta la variabile maggiormente esplicativa dei volumi dei consumi di energia elettrica, e, in particolare, dell’energia termica e del gas) e il livello delle temperature estive (dal quale dipende il maggiore o minore consumo d’acqua o di energia elettrica per l’utilizzo dei condizionatori d’aria);
• la variazione del costo delle materie prime legata ad eventi straordinari e/o eccezionali (guerre, terremoti, catastrofi naturali, ecc.);
• la regolamentazione esterna della struttura tariffaria e delle altre condizioni di svolgimento dell’attività (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18).
1.2.15 Fenomeni di stagionalità
Settore gas e calore
Il consumo di gas e di calore varia su base stagionale in maniera considerevole. La maggiore richiesta si rileva nel periodo invernale (novembre - marzo) in relazione alla necessità di riscaldamento delle unità abitative dovuta alla maggiore rigidità delle temperature. A supporto dell’argomentazione sopra esposta, si riportano i seguenti dati rilevati da META nel triennio 1999-2001:
• % consumi medi invernali (novembre – marzo) su totale: 74,5%;
• % consumi medi estivi (aprile – ottobre) su totale: 25,5%;
• rapporto consumi inverno/estate: 2,9.
Settore energia elettrica
Il consumo di energia elettrica è condizionato dal livello delle temperature medie invernali ed estive; in particolare, nel periodo invernale il consumo è storicamente maggiore in considerazione del maggior ricorso alla luce artificiale, nonché della maggiore rigidità delle temperature e dal conseguente utilizzo di apparati per il riscaldamento azionati elettricamente. Tuttavia, negli ultimi anni l’impiego diffuso durante il periodo estivo degli impianti di condizionamento dell’aria ha pressoché portato i consumi dell’estate e dell’inverno ad un allineamento. Pertanto il consumo di energia elettrica varia su base stagionale in maniera limitata. A supporto dell’argomentazione sopra esposta, si riportano i seguenti dati rilevati da META nel triennio 1999-2001:
• % consumi medi invernali su totale: 51,1%;
• % consumi medi estivi su totale: 48,9%;
• rapporto consumi inverno/estate: 1,04.
Negli altri settori in cui la Società opera non si riscontrano fenomeni di stagionalità significativi.
1.2.16 Rischi di mercato
1.2.16.1 Xxxxxxx xx xxxxx
La struttura del debito di META verso i finanziatori alla data del 30 settembre 2002 è illustrata nella seguente tabella.
Debiti verso finanziatori (dati in migliaia di Euro) | Prestito obbligazionario | Debiti verso banche | Debiti verso altri finanziatori | Totale |
A) Debiti a tasso fisso | - | - | 11.447 | 11.447 |
B) Debiti a tasso variabile | 49.373 | 40.494 | - | 89.867 |
C) Totale indebitamento finanziario lordo (A+B) | 49.373 | 40.494 | 11.447 | 101.314 |
D) Liquidità ed altre disponibilità finanziarie | 55..033 | |||
E) Totale indebitamento finanziario netto (C-D) | 46.281 | |||
% debiti a tasso fisso / totale indebitamento lordo (A/C) | - | - | 100,0% | 11,30% |
% debiti a tasso variabile / totale indebitamento lordo (B/C) | 100,0% | 100,0% | - | 88,70% |
I finanziamenti a tasso variabile rappresentano nel complesso l’88,70% dell’indebitamento totale; il tasso di riferimento principale di tali debiti è rappresentato da una base Euribor mensile, trimestrale o semestrale, maggiorata di uno spread. Per una corretta valutazione del rischio, occorre considerare che la linea di finanziamento a maggior durata (finanziamento Dexia Crediop con scadenza 27 luglio 2011, di ammontare pari a Euro 15.494 migliaia al 30 settembre 2002) prevede la possibilità per META di convertire il tasso da variabile a fisso (Cfr. Sezione Prima, Capitolo IV, Paragrafo 4.6.1).
1.2.16.2 Rischio di mercato
META acquista energia elettrica e gas per la rivendita ai propri clienti a prezzi all’ingrosso che sono indicizzati alle variazioni di costo di due distinti panieri di idrocarburi. Nel caso dell’elettricità, questo paniere è composto da un insieme di combustibili di derivazione petrolifera utilizzati per la produzione nelle centrali termoelettriche. Nel caso del gas, l’indicizzazione avviene rispetto ad un paniere che include il greggio e altri prodotti petroliferi, la cui introduzione è avvenuta con il duplice obiettivo di stimolare la concorrenza tra combustibili (cosiddetta interfuel competition) ed incentivare la metanizzazione nel Paese. Il costo d’acquisto delle materie prime può subire oscillazioni legate ad eventi eccezionali (guerre, terremoti, catastrofi naturali, ecc.).
In merito al rischio di mercato, è necessario operare una distinzione tra mercato vincolato e mercato libero, sia dell’energia elettrica che del gas:
• nel mercato vincolato, l’AEEG ha introdotto un sistema tariffario in cui le variazioni del prezzo delle materie prime acquistate dai distributori vengono automaticamente traslate sul prezzo di vendita al cliente finale. Pertanto, come azienda distributrice di energia elettrica e gas, META non è soggetta ad alcun rischio specifico di mercato nei confronti della clientela vincolata (si veda, tuttavia, quanto esposto nella Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.18 relativamente ad una possibile diversa evoluzione normativa);
• nel mercato libero del gas e dell’energia elettrica, invece, la definizione dei prezzi di acquisto e vendita avviene in sede contrattuale con produttori e clienti ed è, pertanto, lasciata alla libera contrattazione delle parti. Tale aspetto costituisce potenzialmente un rischio per le imprese che svolgono l’attività di grossista, salva la possibilità per l’AEEG di introdurre tariffe anche per i clienti del mercato libero ex DPCM del 31 ottobre 2002.
Tuttavia, il mercato libero è stato fino ad ora piuttosto restio ad abbandonare l’indicizzazione dei prezzi di acquisto e vendita al prezzo dei prodotti petroliferi. Tale circostanza ha comportato che vi fosse una sostanziale analogia con quanto avviene sul mercato vincolato in cui non si configura rischio di mercato per le ragioni sopra riportate.
Pertanto, pur rimanendo il costo delle materie prime indeterminabile a priori, la possibilità che la Società debba sostenere in proprio il rischio di una loro fluttuazione appare limitata all’ipotesi della stipula futura ed eventuale di contratti di vendita in cui tali variazioni non vengano espressamente e completamente trasferite al cliente finale e all’effetto determinato dalle differenze temporali esistenti tra l’incremento del prezzo delle materie prime e l’indicizzazione del prezzo di vendita.
1.2.16.3 Rischio di cambio
I prezzi dei prodotti petroliferi di riferimento nei mercati dell’energia elettrica e del gas sono espressi in dollari. Gli acquisti di tali prodotti, tuttavia, sono effettuati da META in Euro, pertanto non sussiste in capo alla Società il rischio di cambio.
1.2.17 Fonti e disponibilità di materie prime, andamento medio annuo e volatilità dei relativi prezzi
I prezzi di acquisto dell’energia elettrica e del gas sono indicizzati alle variazioni di costo di due panieri di idrocarburi e sono soggetti pertanto a variazioni legate alle variazioni di costi di tali panieri (Cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.16.2).
Ai sensi delle delibere n. 194/02 e 195/02 dell’AEEG, l’indicizzazione delle tariffe elettriche e del gas è meno che proporzionale rispetto all’andamento dei prezzi del paniere calcolati dalla AEEG stessa rispettivamente per i due settori regolamentati.
Nei settori gas e calore ed energia elettrica i prezzi di vendita sono regolamentati; le variazioni di essi sono da attribuirsi principalmente alle modifiche del regime tariffario.
Settore gas e calore
La seguente tabella illustra l’andamento dei prezzi medi annuali di acquisto del gas da parte di META per la rivendita nei periodi considerati.
(Euro cent./mc) | 1999 | 2000 | Var.% | 2001 | Var.% | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | Var.% |
Utenze civili | 16,68 | 21,09 | 26,4% | 25,21 | 19,5% | 25,49 | 21,51 | (15,6%) |
Utenze in deroga | 12,66 | 18,54 | 46,4% | 23,34 | 25,9% | 23,70 | 18,90 | (20,3%) |
Il prezzo di acquisto del gas utilizzato da META nei processi di produzione del calore è lo stesso di quello acquistato per la rivendita alle utenze civili ad eccezione del gas acquistato per la centrale denominata Rete 2 di Reggio Xxxxxx il cui prezzo medio di acquisto nel 2001 (periodo aprile-dicembre) è stato di Euro cent./mc 23,04; il prezzo medio di acquisto nei primi 9 mesi del 2001 (periodo aprile-settembre) è stato di Euro cent./mc 23,40 mentre nei primi 9 mesi del 2002 è stato di Euro cent./mc 21,44.
Settore energia elettrica
La seguente tabella illustra l’andamento dei prezzi medi annuali di acquisto dell’energia elettrica per la rivendita da parte di META nei periodi considerati.
(Euro cent./kWh) | 1999 | 2000 | Var.% | 2001 | Var.% | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | Var.% |
Clienti vincolati | 3,08 | 3,06 | (0,6%) | 6,87 | 124,5% | 6,68 | 5,70 | (14,7%) |
A partire dal 2001 il costo di acquisto dell’energia elettrica ingloba anche la cosiddetta componente ex sovrapprezzo termico che precedentemente era ricompresa nel paratariffario1.
Il prezzo medio di acquisto dell’energia elettrica per i clienti idonei nei primi nove mesi del 2002 era pari a 4,28 Euro cent./KWh.
Nei settori dei servizi ambientali e idrici, data la natura delle materie prime, non esistono dati significativi riferibili all’andamento medio annuo e volatilità dei prezzi.
Per la descrizione delle fonti di approvvigionamento delle materie prime utilizzate da META, cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafi 1.2.2 e 1.2.3.
1 Quota di costo che META introita dai clienti in qualità di sostituto di imposta dei diversi enti pubblici e che provvede poi a riversare agli enti medesimi.
1.2.18 Situazione tariffaria nei settori di appartenenza di META e andamento medio annuo dei prezzi dei prodotti e servizi venduti
1.2.18.1 Situazione tariffaria nei settori di appartenenza di META
Il sistema tariffario è definito sulla base dei criteri previsti dalla Legge 481/95; con Decreto Legge 193/2002, tuttavia, il Governo ha congelato gli adeguamenti periodici delle tariffe sino al 30 novembre 2002; successivamente l’AEEG, con le delibere n. 194/02 per il settore elettrico e n. 195/02 per il settore del gas, ha prolungato il periodo di congelamento delle tariffe fino al 31 dicembre 2002. Con DPCM del 31 ottobre 2002 sono stati introdotti nuovi criteri aggiuntivi per la determinazione delle tariffe, rimuovendo il suddetto congelamento. In data 12 dicembre 2002, inoltre, l’AEEG ha iniziato una procedura di consultazione diretta definire la c.d. “tariffa ponte”, che è finalizzata a garantire un passaggio regolato verso il mercato libero ai clienti divenuti idonei dopo il 31 dicembre 2002 e a quelli che non avevano cambiato fornitore rispetto a quello da cui si rifornivano prima di diventare idonei.
Tariffe del gas
Fino al 31 dicembre 2000, META ha determinato le tariffe di vendita del gas attraverso l’applicazione di una procedura denominata “metodologia CIP” disciplinata da:
▪ il provvedimento del CIP 16/93;
▪ i decreti del MAP 4 agosto 1994, 19 novembre 1996 e 13 marzo 1997;
▪ le delibere dell’AEEG 41/98, 52/99 e 193/99.
Il 2001 ha rappresentato un periodo di transizione dal sistema tariffario in vigore fino al 31 dicembre 2000 al nuovo sistema tariffario introdotto dalla delibera dell’AEEG 237/00 del 28 dicembre 2000, sistema che ha trovato piena applicazione a partire dal 1° luglio 2001.
Metodo tariffario precedente alla delibera 237/00
Secondo la “metodologia CIP”, ciascuna impresa di distribuzione calcolava il proprio costo standard e determinava successivamente la tariffa, in modo tale che i ricavi medi non fossero superiori al costo standard. In questa situazione, l’utile del distributore era determinato dalla differenza positiva tra il costo standard ed il costo effettivo moltiplicato per il volume venduto.
Il costo standard era dato dalla somma di due componenti:
▪ la quota materia prima: rifletteva il prezzo di cessione del gas alle imprese di distribuzione, come stabilito dagli accordi nazionali di fornitura, e la differenza tra gas immesso in rete e gas fatturato;
▪ il costo di distribuzione: era composto da una quota di gestione (comprensiva di costi che l’impresa di distribuzione sosteneva per il personale, per l’esercizio e per le spese generali) e una quota investimenti (basato sugli investimenti effettuati dall’azienda).
Il prezzo era articolato in relazione alle tipologie d’uso del gas e suddiviso in una quota fissa in Lire/anno (applicata in quote pro-giorno) ed in una quota variabile in Lire/metro cubo.
Metodo tariffario previsto dalla delibera 237/00
La delibera 237/00 dell’AEEG ha definito la nuova metodologia per la determinazione delle tariffe di vendita del gas. La piena applicazione del nuovo metodo tariffario è avvenuta a partire dal 1° luglio 2001, mentre il periodo 1° gennaio 2001 – 30 giugno 2001 ha rappresentato un periodo di transizione.
In particolare, per il periodo di transizione la delibera 237/00 ha previsto:
▪ la conservazione della precedente struttura tariffaria con la suddivisione delle tariffe di vendita in relazione all’uso del gas;
▪ la fissazione di una variazione dei margini esistenti (fino al +/- 10%) da applicarsi in relazione al risultato di una verifica di parametri e dati tecnici della rete, come indicato nella delibera 237/00.
Le principali novità introdotte dalla delibera 237/00 sono le seguenti:
▪ la distinzione tra componenti della tariffa a copertura dei costi riconosciuti per l’attività di distribuzione e l’attività di vendita;
▪ il superamento della distinzione delle tariffe in relazione all’uso del gas e l’introduzione di un’articolazione tariffaria basata esclusivamente sui volumi di consumo e sulle modalità di prelievo;
▪ la determinazione delle opzioni tariffarie da parte di ciascun distributore sulla base dei vincoli fissati dall’AEEG;
▪ l’aggiornamento dei vincoli sui ricavi e quindi sulle tariffe attraverso alcune formule, ove trova applicazione il metodo del price cap (artt. 11 e 12 della delibera 237/00);
▪ la determinazione delle tariffe per anno termico (cioè dal 1° luglio al 30 giugno dell’anno successivo) anziché per anno solare.
Con sentenza del TAR Lombardia n. 6688 del 9 ottobre 2001 è stata annullata la parte della delibera n. 237/00 relativa al calcolo parametrico dei costi a copertura del capitale investito. Tale sentenza è passata in giudicato a seguito del rigetto dell’appello dell’AEEG da parte del Consiglio di Stato. Attualmente la materia è regolata dalla delibera n. 122/02 che consente una maggiore aderenza ai costi del capitale investito da ciascun distributore; ciononostante, anche quest’ultima delibera è stata annullata dal TAR Lombardia con sentenza n. 171/03 del 27 gennaio 2003. Ai sensi della delibera 207/02 dell’AEEG i venditori continuano ad applicare anche dopo il 31 dicembre 2002 le vigenti condizioni di fornitura ai nuovi clienti idonei e a quelli che non hanno cambiato fornitore.
È previsto l’adeguamento con frequenza trimestrale del costo della materia da parte dell’AEEG. In particolare, nel xxxxx xxx 0000 x xxx 0000, xx xxxxx xxxxx xxxxxxx prima ha subito le variazioni illustrate nella seguente tabella con riferimento al solo Comune di Modena:
Provvedimento dell’AEEG | Decorrenza | Variazione in Euro cent./mc | Variazione % |
Delibera 245/00 del 28 dicembre 2000 | 1° gennaio 2001 | 2,28 | 8,06 |
Delibera 91/01 del 26 aprile 2001 | 1° maggio 2001 | (1,52) | (5,70) |
Delibera 147/01 del 27 giugno 2001 | 1° luglio 2001 | (1,81) | (7,31) |
Delibera 190/01 del 29 agosto 2001 | 1° settembre 2001 | - | - |
Delibera 243/01 del 30 ottobre 2001 | 1° novembre 2001 | - | - |
Delibera 320/01 del 27 dicembre 2001 | 1° gennaio 2002 | (1,19) | (5,06) |
Delibera 25/02 del 27 febbraio 2002 | 1° marzo 2002 | (1,10) | (4,92) |
Delibera 70/02 del 23 aprile 2002 | 1° maggio 2002 | (0,65) | (3,00) |
Delibera 121/02 del 26 giugno 2002 | 1° luglio 2002 | 0,64 | 2,90 |
Delibera 162/02 del 28 agosto 2002 | 1° settembre 2002 | - | - |
Delibera 195/02 del 29 novembre 2002 | 1° dicembre 2002 (1) | - | - |
(1) L’efficacia di tale delibera è limitata al solo mese di dicembre 2002, poiché da gennaio 2003 sarà applicato il sistema che prevede l’aggiornamento trimestrale dei costi della materia prima.
Sulle tariffe praticate all’utenza gravano infine i seguenti tipi di imposte:
▪ imposta di consumo (massimo 1,25 Euro cent./mc per le utenze industriali e 17 Euro cent./mc per gli usi civili);
▪ addizionale regionale (massimo 0,62 Euro cent./mc per le utenze industriali e 3,10 Euro cent./mc per le utenze civili);
• IVA (pari al 10% per le utenze di tipo domestiche per cottura cibi, al 20% per tutte le altre utenze domestiche e civili ed al 10% o 20% per le attività, secondo la normativa in vigore).
L’AEEG, in data 26 giugno 2002, ha emanato la delibera 122/02 con cui ha modificato e integrato la precedente delibera 237/00, stabilendo un criterio alternativo per la remunerazione del capitale investito; come precedentemente detto anche tale metodo è stato giurisdizionalmente annullato e si attende che l’AEEG si adegui o appelli la sentenza di annullamento della delibera 122/02.
Tariffe di teleriscaldamento
Le tariffe per il teleriscaldamento non sono regolamentate, bensì stabilite liberamente dalle imprese esercenti il servizio. La tariffa riguarda i consumi di calore utilizzato per il riscaldamento sia degli ambienti che dell’acqua destinata ad usi igienico-sanitari. I consumi vengono rilevati a livello di edificio.
Tariffe elettriche
1. Clienti finali domestici
Dal 1° gennaio 2000, con la delibera 204/99 dell’Autorità, oggi integrata nel Testo Integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell’energia elettrica, la tariffa elettrica è stata riformata rispetto alla struttura e alle caratteristiche del vecchio sistema tariffario. Il principio della riforma tariffaria è quello di definire un prezzo massimo dell’energia ai costi riconosciuti delle imprese di distribuzione, introducendo margini di flessibilità nei rapporti di fornitura fra clienti e imprese di distribuzione adeguati ad un mercato in fase di liberalizzazione. Il nuovo ordinamento tariffario per i clienti finali domestici comporta cambiamenti significativi rispetto a quello precedente. Al fine di minimizzare l’impatto dei cambiamenti sui clienti e le imprese di distribuzione, l’Autorità ha scelto di introdurre i cambiamenti in modo graduale. In particolare:
• dal 1° gennaio 2001 è stata introdotta la possibilità di offrire ai clienti opzioni tariffarie ulteriori;
• nel periodo transitorio 2000-2002 sono state introdotte due tariffe obbligatorie (D2 e D3) i cui valori tenderanno gradualmente a quelli della tariffa a regime;
• dal 1° gennaio 2003 doveva entrare in vigore la tariffa obbligatoria a regime (D1) rispondente ai costi riconosciuti alle imprese di distribuzione; la delibera AEEG 153/02 ha prorogato il termine prevedendo l’entrata in vigore di tale tariffa a partire dal 1° gennaio 2004.
Per i clienti domestici alimentati in bassa tensione si è ritenuto opportuno tradurre i principi della riforma in un regime di particolare tutela che prevede:
• la tariffa obbligatoria: l’obbligo da parte di tutte le imprese di distribuzione di offrire ai clienti tariffe fissate dall’Autorità (sulla base dei costi riconosciuti alle imprese per la fornitura dell’energia elettrica) e associate a condizioni di fornitura, nonché livelli di qualità regolati dall’Autorità stessa.
• le opzioni tariffarie ulteriori: l’opportunità per tutte le imprese di distribuzione di offrire ai clienti, nel rispetto di alcune condizioni definite dall’Autorità, opzioni tariffarie ulteriori con caratteristiche diverse da quelle delle tariffe obbligatorie e più confacenti alle esigenze specifiche dell’utenza.
La tariffa obbligatoria
Il prezzo finale pagato da ciascun cliente domestico prevede componenti tariffarie a copertura di:
• costi di generazione (produzione dell’energia elettrica);
• costi di trasporto (trasporto dell’energia elettrica dal sito di produzione sino all’abitazione del cliente);
• costi commerciali e di misura (attività commerciali connesse alla vendita quali la fatturazione, la lettura del contatore, ecc.);
• prestazioni patrimoniali imposte al fine di coprire i costi sostenuti per gli interventi di interesse generale quali gli obiettivi di carattere sociale, ambientale e di uso efficiente delle risorse (a titolo di esempio le attività di ricerca e sviluppo, la promozione delle energie rinnovabili, ecc.);
• costi sostenuti per garantire l’equilibrio del sistema tariffario basato sul principio di corrispondenza dei prezzi ai costi medi del servizio.
In termini di struttura, tanto la tariffa obbligatoria a regime (D1) quanto le tariffe del periodo di transizione (D2 e D3) prevedono tre corrispettivi:
Corrispettivo fisso copre i costi sostenuti annualmente per la vendita dell’energia elettrica espressi in Euro cent / punto di prelievo / anno. Questo corrispettivo, suddiviso in quote mensili e pagato generalmente su base bimestrale, è indipendente dalla quantità di energia effettivamente consumata e dalla potenza impegnata dal singolo cliente. Prima della riforma i costi coperti da questo corrispettivo erano incorporati nella “quota fissa”, e il cliente pagava i costi di vendita dell’energia in relazione alla potenza impegnata (più potenza veniva impegnata, più costi di vendita venivano pagati). L’Autorità, in linea con il principio di corrispondenza dei prezzi ai costi, ha invece introdotto il corrispettivo fisso perché i costi di vendita dell’esercente sono costi che dipendono dal numero di clienti serviti e non dalla potenza che ogni cliente impegna. | Corrispettivo di potenza copre una parte dei costi di trasmissione e i costi di distribuzione dell’energia; è espresso in Euro cent./kW impegnato / anno. Questo corrispettivo, suddiviso in quote mensili e generalmente pagato su base trimestrale, varia a seconda della potenza impegnata da ogni cliente ma è indipendente dai consumi di energia e di conseguenza, il corrispettivo di potenza deve essere pagato ogni bimestre anche in assenza di consumi. Il cliente può disporre di un impegno di potenza in multipli di 1,5 kW fino a 6 kW, e in multipli di 5 kW da 10 a 30 kW. Gli esercenti sono obbligati ad offrire questi livelli, ma possono anche decidere di mettere a disposizione dei clienti ulteriori livelli di potenza impegnata. | Corrispettivi di energia servono a pagare la restante parte dei costi di trasporto e distribuzione, i costi di generazione dell’energia e i costi necessari per il funzionamento del sistema elettrico nazionale di cui beneficiano indistintamente tutti i clienti. Tali costi sono commisurati all’energia effettivamente consumata da ogni cliente e quindi espressi in Euro cent./kWh consumato. Dal momento che la maggior parte dell’energia viene prodotta utilizzando combustibili, il costo unitario di generazione del chilowattora varia a seconda delle variazioni di prezzo dei combustibili sul mercato internazionale L’Autorità provvede ad aggiornare ogni due mesi il costo unitario di generazione del chilowattora. I corrispettivi a copertura dei costi necessari per il funzionamento del sistema elettrico nazionale vengono periodicamente aggiornati dall’Autorità in modo tale da coprire annualmente le relative necessità di gettito. |
Opzioni tariffarie ulteriori
Dal 1° gennaio 2001 gli esercenti possono offrire una gamma di opzioni tariffarie tra cui il cliente potrà scegliere. Le opzioni tariffarie potranno essere offerte a fronte dell’erogazione di servizi elettrici diversi da quelli associati alle tariffe obbligatorie fissate dall’Autorità o, a parità di servizio reso, essere definite quali offerte commerciali derivanti da una diversa combinazione dei corrispettivi fisso, di potenza e di energia. A titolo di esempio, sono opzioni tariffarie ulteriori:
• l’applicazione di sconti sul prezzo dell’energia per determinate forniture di potenza;
• la fornitura di energia elettrica per la quale l’esercente è in grado di certificare la produzione da fonte rinnovabile e dunque meno inquinante;
• la fornitura di un servizio elettrico di qualità superiore, ad esempio in termini di garanzia di livelli di continuità più elevati di quelli minimi imposti dall’Autorità;
• la garanzia di modalità di lettura o di fatturazione dei consumi personalizzate;
• l’offerta di tariffe multiorarie o biorarie.
Le opzioni tariffarie ulteriori potranno essere offerte dagli esercenti ai clienti se saranno rispettate una serie di condizioni:
• l’offerta di tali opzioni tariffarie in modo non discriminatorio a tutti i clienti appartenenti alla tipologia di utenza nell’ambito tariffario di riferimento;
• il rispetto del Codice di Condotta Commerciale recante norme di comportamento finalizzate a garantire la necessaria trasparenza e correttezza nell’offerta delle opzioni tariffarie ai clienti del mercato vincolato.
• la presentazione all’Autorità, ai fini di verifica e approvazione, entro il 30 settembre dell’anno precedente a quello nel quale l’esercente intende offrire tali opzioni tariffarie all’utenza.
Gli esercenti non possono sospendere l’offerta delle opzioni tariffarie nel corso dell’anno o modificarne le condizioni di offerta senza la preventiva autorizzazione dell’Autorità.
Gli esercenti devono dare comunicazione annualmente a ciascun cliente dell’opzione tariffaria più conveniente, in considerazione delle caratteristiche della sua fornitura per l’anno precedente, qualora essa sia diversa dalla tariffa/opzione tariffaria applicata al momento della comunicazione.
2. Clienti finali non domestici
L’AEEG con l’approvazione del Testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’erogazione dei servizi di trasporto, di misura e di vendita dell’energia elettrica, ha riformato il sistema tariffario del servizio elettrico, rendendo omogenee le condizioni di accesso al servizio di trasporto tanto per i clienti liberi quanto per i clienti vincolati.
I clienti vincolati, come in passato, possono acquistare l’energia elettrica esclusivamente dal distributore locale pagando la tariffa. I clienti liberi, fino all’avvio della Borsa elettrica, si riforniscono esclusivamente mediante la libera contrattazione bilaterale con produttori e grossisti sia in Italia sia all’estero, ovvero dal GRTN per l’energia prodotta da impianti ammessi al regime del CIP 6/1992.
Tutti i clienti finali non domestici (sia liberi che vincolati) pagano corrispettivi per il trasporto dell’energia elettrica (ossia a copertura dei costi di trasporto sulle reti di trasmissione nazionale e di distribuzione) identici e determinati in ragione delle opzioni tariffarie proposte da ciascun distributore ed approvate dall’Autorità.
Sono regolamentate solo le seguenti componenti del prezzo dell’energia elettrica pagato da un cliente finale idoneo:
• il corrispettivo per il servizio di trasporto;
• le componenti tariffarie A;
• le componenti tariffarie UC.
Il prezzo di produzione e il prezzo di vendita dell’energia elettrica non sono regolamentati poiché i clienti del mercato libero si approvvigionano direttamente dai produttori e/o dai grossisti ai quali versano direttamente il prezzo con essi liberamente pattuito.
Per i clienti del mercato vincolato, invece, la tariffa (al netto delle imposte e altri oneri fiscali) è costituita dalle seguenti componenti:
• il corrispettivo per il servizio di trasporto;
• il corrispettivo per il servizio di vendita;
• le componenti tariffarie A;
• le componenti tariffarie UC1, UC3, UC4.
Il corrispettivo per il servizio di trasporto copre i costi per il trasporto dell’energia elettrica sulle reti di trasmissione nazionale e di distribuzione. • Da chi è determinato: l’entità del corrispettivo è fissata da ciascun distributore mediante la proposta all’Autorità di apposite opzioni tariffarie base che devono rispettare i vincoli tariffari fissati dall’Autorità: il primo (V1) pone un tetto ai ricavi totali del distributore per tipologia di utenza; il secondo (V2) fissa un tetto al prezzo che può essere richiesto al singolo cliente. Ciascun distributore ha inoltre la facoltà di proporre opzioni tariffarie speciali per il servizio di trasporto che possono differenziarsi dalle opzioni base sia per struttura della tariffa che per qualità del servizio associato ed i cui prezzi non sono assoggettati al vincolo V2; | Il corrispettivo per il servizio di vendita copre i costi di acquisto e vendita dell’energia elettrica ai clienti del mercato vincolato. • Da chi è determinato: l’entità del corrispettivo è fissata dall’Autorità ed è aggiornata bimestralmente. I distributori hanno comunque la facoltà di offrire anche opzioni tariffarie ulteriori per il servizio di vendita che i clienti potranno scegliere in alternativa alla tariffa a copertura dei costi di generazione fissata dall’Autorità | Le componenti tariffarie A e UC coprono gli oneri sostenuti nell’interesse generale del sistema elettrico (quali ad esempio i costi di ricerca, i costi per l’incentivazione dell’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili etc.) mentre le componenti UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico. • Da chi sono determinate: le componenti tariffarie A e UC sono fissate dall’Autorità ed aggiornate periodicamente. |
Come è calcolato: le opzioni tariffarie per il servizio di trasporto base e speciali, in generale, prevedono corrispettivi espressi in: Euro cent. Per punto di prelievo per anno (corrispettivo fisso); Euro cent. Per kW per anno (corrispettivo di potenza); Euro cent. Per kWh (corrispettivo di energia). Il corrispettivo di potenza ed il corrispettivo di energia possono essere differenziati su base oraria; | Come è calcolato: è espresso in Euro cent. Per kWh consumato. Per i clienti dotati di misuratore multiorario il corrispettivo per il servizio di vendita presenta, in genere, una differenziazione oraria del prezzo; | Come sono calcolate: le componenti tariffarie prevedono, in generale, corrispettivi espressi in Euro cent. Per punto di prelievo e in Euro cent. Per kWh; |
Da chi è pagato: tutti i clienti finali non domestici (sia liberi che vincolati) sono tenuti al pagamento del corrispettivo per il servizio di trasporto. | Da chi è pagato: tale corrispettivo viene pagato solamente dai clienti del mercato vincolato. | Da chi sono pagate: le componenti tariffarie A e UC3 sono pagate da tutti i clienti finali, sia liberi che vincolati. Le componenti tariffarie UC1 e UC4, sono pagate dai soli clienti del mercato vincolato. |
Tariffe di smaltimento dei rifiuti
Il Decreto Ronchi (cfr. Sezione Prima, Capitolo I, Paragrafo 1.2.19.5) ha disposto l’abrogazione della tassa per lo smaltimento dei rifiuti ed ha previsto che i costi relativi alla gestione dei Rifiuti Urbani e dei rifiuti di qualunque natura o provenienza giacenti sulle strade ed aree pubbliche e soggetti a uso pubblico debbano essere coperti dai Comuni mediante l’istituzione di una tariffa. La sostituzione della tassa con la tariffa avverrà a decorrere dai termini previsti dal regime transitorio di cui al Decreto del Presidente della Repubblica del 27 aprile 1999 n. 158 – che approva il “Regolamento recante norme per la elaborazione del metodo normalizzato per definire la tariffa del servizio di gestione del ciclo dei Rifiuti Urbani” (“Regolamento 158/99”) – entro i quali i Comuni devono provvedere alla integrale copertura dei costi del servizio di gestione dei Rifiuti Urbani attraverso la tariffa di cui al Regolamento 158/99.
La tariffa sarà determinata dagli Enti Locali, avuto riguardo alla “tariffa di riferimento” risultante dall’applicazione del metodo normalizzato stabilito dal Regolamento 158/99.
La tariffa sarà poi applicata e riscossa dai soggetti gestori del servizio (quali META).
Il “Metodo normalizzato” consente di definire le componenti di costo da coprire con le entrate tariffarie di determinare la “tariffa di riferimento” relativa alle gestioni dei Rifiuti Urbani.
Ai sensi del Regolamento 158/99:
(i) la tariffa di riferimento rappresenta l’insieme dei criteri e delle condizioni che devono essere rispettate per la definizione della tariffa da parte degli Enti Locali. Essa deve coprire tutti i costi afferenti il servizio di gestione dei Rifiuti Urbani e deve essere tale per cui il totale delle entrate tariffarie di riferimento sia uguale alla somma dei costi sostenuti per la gestione dei Rifiuti Urbani nell’anno precedente a quello di riferimento, tenuto conto dell’inflazione programmata per l’anno di riferimento, dei recuperi di produttività previsti per l’anno di riferimento e dei “costi d’uso del capitale” relativi all’anno di riferimento;
(ii) gli Enti Locali, sulla base della tariffa di riferimento, individuano il costo complessivo del servizio e determinano la tariffa, anche in relazione al piano finanziario degli interventi relativi al servizio e tenuto conto degli obiettivi di miglioramento della produttività, della qualità del servizio fornito e del tasso di inflazione programmato;
(iii) la tariffa è composta da una parte fissa, determinata in relazione alle componenti essenziali del costo del servizio, riferite in particolare agli investimenti per le opere e ai relativi ammortamenti, e da una parte variabile, rapportata alla quantità dei rifiuti conferiti, al servizio fornito e all’entità dei costi di gestione;
(iv) l’Ente Locale ripartisce tra categorie di utenza domestica e non domestica l’insieme dei costi da coprire attraverso la tariffa, secondo criteri razionali agevolando l’utenza domestica. Il calcolo della tariffa per ciascun utente domestico e non domestico avviene secondo i criteri previsti dal Regolamento 158/99. In particolare è previsto che:
a) con riferimento alle utenze domestiche, la quota fissa sia determinata in modo da privilegiare i nuclei familiari più numerosi e le minori dimensioni dei locali; la quota variabile sia, invece, rapportata alla quantità di rifiuti prodotta, con possibilità, per i Comuni che non abbiano validamente sperimentato tecniche di calibratura individuale, di usare un sistema presuntivo;
b) con riferimento alle utenze non domestiche, la quota fissa sia determinata secondo parametri presuntivi relativi, tra l’altro, alla tipologia di attività; la quota variabile sia, invece, rapportata alla quantità di rifiuti effettivamente conferita, con possibilità per i Comuni non organizzati di utilizzare un sistema presuntivo.
Il termine per l’entrata in vigore della tariffa era originariamente fissato al 1° gennaio 1999. Tale termine è stato dapprima prorogato al 1° gennaio 2000 e quindi ulteriormente prorogato. L’art. 33 della legge 23 dicembre 1999 n. 488 (legge finanziaria 2000) ha infatti modificato l’art. 49 del Decreto Ronchi stabilendo che la tassa per lo smaltimento dei rifiuti solidi urbani interni è soppressa a decorrere “dai termini previsti dal regime transitorio disciplinato dal regolamento di cui al comma 5, entro i quali i Comuni devono provvedere alla integrale copertura dei costi del servizio di gestione dei Rifiuti Urbani attraverso la tariffa di cui al comma 2”. Tale disposizione è stata interpretata dalla Circolare 17 febbraio 2000 n. 25/G del Ministero delle Finanze la quale ha precisato che “il regime transitorio cui fa riferimento la norma citata è quello regolato dall’art. 11 comma 1 del D.P.R. 158/99, come modificato dall’art. 33 della legge 488/99”, con la conseguenza che la soppressione della tassa rifiuti e la contemporanea attività della “tariffa Ronchi” decorrono dalle seguenti date:
(i) 1° gennaio 2003, per i Comuni che abbiano raggiunto nell’anno 1999 un grado di copertura dei costi superiore all’85%;
(ii) 1° gennaio 2005, per i Comuni che abbiano raggiunto nell’anno 1999 un grado di copertura dei costi tra il 55% e l’85%;
(iii) 1° gennaio 2008, per i Comuni che abbiano raggiunto nell’anno 1999 un grado di copertura dei costi inferiore al 55%, nonché per i Comuni con un numero di abitanti fino a 5.000 a prescindere, in quest’ultimo caso, dalla copertura dei costi raggiunta nel 1999.
Nel 1999 il Comune di Modena ha raggiunto un grado di copertura dei costi superiore al 90%.
La Legge Finanziaria 2003 prevede un’ulteriore proroga per la sostituzione della tassa per lo smaltimento dei rifiuti con la tariffa fino al 1° gennaio 2004; nonostante tale proroga, il Comune di Pavullo ha deciso ugualmente di passare dalla tassa alla tariffa a partire dal 1°gennaio 2003.
Tariffe idriche
Tariffa acqua potabile
Le principali disposizioni in tema di tariffe idriche sono:
▪ i provvedimenti CIP n. 45 e n. 46 del 4 ottobre 1974 e n. 26 del 11 agosto 1975;
▪ i provvedimenti del Comitato Interministeriale per la Programmazione Economica (“CIPE”) n.62 del 22 giugno 2000, contenenti le direttive per la determinazione delle tariffe idriche per il periodo 1° luglio 2000 – 30 giugno 2001;
▪ i provvedimenti del CIPE n. 52 del 4 aprile 2001, contenente le direttive per la determinazione delle tariffe idriche per il periodo 1° luglio 2001 – 30 giugno 2002, in regime transitorio sino alla completa attuazione della Legge Xxxxx.
La tariffa del servizio idrico prevista dalla Legge Xxxxx è determinata dagli Enti Locali sulla base della “tariffa di riferimento” che viene stabilita in relazione ad un metodo normalizzato, approvato con D.M. del 1° agosto 1996.
A causa della mancata completa attuazione della Legge Xxxxx, il nuovo metodo non può ancora entrare in vigore. Al riguardo, il Ministero dei Lavori Pubblici ha proposto al CIPE la proroga della disciplina transitoria fino alla concreta applicazione del nuovo metodo di calcolo della tariffa negli Ambiti Territoriali Ottimali.
La struttura tariffaria di META é differenziata per tipologia di utilizzo (utenze domestiche e usi diversi).
Annualmente META provvede alla variazione delle tariffe idriche sulla base dei provvedimenti del CIPE. Gli adeguamenti tariffari permessi da tali provvedimenti sono limitati da un meccanismo costituito da: (i) un price cap fissato a livello nazionale, teso alla riduzione dei costi operativi ed al miglioramento di efficienza del sistema di gestione; (ii) una componente aggiuntiva, da calcolarsi da parte delle imprese di distribuzione, funzione del rapporto esistente fra investimenti e ricavi.
Con riferimento al provvedimento del CIPE n. 62/00 si possono quindi suddividere le due componenti nel seguente modo:
Price cap: Il provvedimento del CIPE n. 62/00 (applicabile dal 30 giugno 2000 al 30 giugno 2001) ha previsto che la tariffa venga adeguata sino ad una misura massima pari alla differenza tra il tasso di inflazione programmato pari all’1,2% ed il tasso di crescita obiettivo della produttività fissato nella misura dello 0,7%. Pertanto, il price cap, applicabile per la determinazione della tariffa in tale periodo, è stato fissato in misura pari allo 0,5%. Lo stesso provvedimento prevede per le gestioni integrate dei servizi di acquedotto, fognatura e depurazione, la possibilità di optare, relativamente al price cap, per una variazione differenziata fra i diversi servizi in modo da ottimizzare i ricavi fra acquedotto, fognatura e depurazione.
Componente aggiuntiva: il meccanismo previsto tende a favorire le situazioni gestionali più prossime all’attuazione, a livello locale, della Legge Xxxxx premiando le aziende che hanno applicato il ciclo integrato di gestione dell’acqua (acquedotto, fognatura e depurazione) previsto dalla suddetta legge. La percentuale di incremento aggiuntiva per investimenti è differenziata secondo la seguente casistica:
1. incremento massimo del 6,0% nel caso di un volume di investimenti uguale o superiore al 50% del fatturato, sempre che il programma di investimenti predisposto dal gestore sia approvato dal rispettivo soggetto d’ambito;
2. incremento massimo del 4,0% nel caso di un volume di investimenti uguale o superiore a 1/3 del fatturato, nel caso in cui il programma di investimenti sia predisposto da un gestore operante sull’intero ciclo dell’acqua, in assenza di un soggetto d’ambito insediato;
3. incremento massimo del 2,5% nel caso di un volume di investimenti uguale o superiore a 1/3 del fatturato, mancando la gestione integrata del ciclo, allorché sia stata approvata la legge regionale attuativa ma il soggetto d’ambito non sia ancora operativo;
4. incremento massimo dell’1,0% nel caso di un volume di investimenti uguale o superiore a 1/3 del fatturato, in tutti gli altri casi.
Per i valori inferiori dei rapporti investimenti/fatturato si procede per interpolazione lineare.
Gli investimenti considerati ai fini dell’incremento tariffario sono quelli assunti dal gestore a proprio carico, che risultino aggiuntivi rispetto a quelli finanziati con risorse pubbliche, statali o comunitarie. La tipologia degli investimenti considerati include, tra l’altro, le attività di analisi e rilevazione delle reti, gli interventi per l’allacciamento di nuovi utilizzatori e gli oneri per il servizio di depurazione. Nel caso in cui gli investimenti previsti in sede di determinazione del precedente incremento tariffario non fossero realizzati, in tutto o in parte, le delibere prevedono un meccanismo correttivo.
La procedura di adeguamento prevede che le imprese di distribuzione provvedano al calcolo delle nuove tariffe nonché alla loro pubblicazione e alla trasmissione dell’atto di determinazione delle tariffe stesse e della relativa documentazione all’Ufficio Provinciale dell’Industria, Commercio e Artigianato (UPICA) per la successiva verifica di conformità.
Tariffe di depurazione e fognatura
Le principali disposizioni in tema di tariffe di depurazione e fognatura sono contenute:
▪ nella Legge 10 maggio 1976 n. 319 (Xxxxx Xxxxx, come successivamente modificata e integrata);
▪ nella Legge 23 dicembre 1998 n. 448;
▪ nelle delibere del CIPE n. 62 del 22 giugno 2000 e n. 52 del 4 aprile 2001.
La normativa prevede una ripartizione delle utenze in: (i) civili con approvvigionamento da acquedotto; (ii) industriali; (iii) varie con approvvigionamento autonomo da pozzo.
Sino alla emanazione della Legge n. 448/1998, i corrispettivi dei servizi di fognatura e depurazione erano costituiti da canoni aventi natura tributaria, e, come tali, non erano assoggettati a IVA. La Legge n. 448/1998 ha stabilito che i canoni per i servizi di depurazione e fognatura perdano la loro natura tributaria e diventino quote di tariffa ai sensi degli art. 13 e seguenti della Legge Xxxxx, risultando assimilati agli introiti dell’acqua anche per quanto concerne l’assoggettabilità a IVA (al 10%). Detta legge ha, inoltre, temporaneamente demandato al CIPE, sino alla piena attuazione della Legge Xxxxx, il compito di fissare le modalità e i limiti degli incrementi tariffari con riferimento sia alla depurazione sia alla fognatura.
I meccanismi di adeguamento tariffario previsti dalle delibera del CIPE per i corrispettivi di fognatura e depurazione sono analoghi a quelli già previsti dalle stesse delibere per la tariffa acqua, basandosi sempre sul meccanismo del price cap e della componente aggiuntiva. In particolare, per il periodo 1° luglio 2000 – 30 giugno 2001 il price cap è stato pari a 0.
Il sistema tariffario della Legge Xxxxx
Ai sensi della Legge Xxxxx, la tariffa costituisce il corrispettivo del servizio idrico e la stessa deve essere determinata tenendo conto di una pluralità di fattori, quali: (i) la qualità della risorsa idrica e del servizio fornito; (ii) le opere e gli adeguamenti necessari; (iii) l’entità dei costi di gestione delle opere; (iv) l’adeguatezza della remunerazione del capitale investito e dei costi di gestione delle aree di salvaguardia, affinché risulti assicurata la copertura integrale dei costi di investimento e di esercizio. Tali fattori devono essere valutati, peraltro, anche in relazione al piano finanziario degli investimenti.
La tariffa è riscossa dal Gestore del Servizio ovvero – nel caso in cui, per effetto di particolari convenzioni o concessioni, il SII sia gestito separatamente – dal soggetto che gestisce il servizio di acquedotto. Con apposita convenzione, sottoposta al controllo della Regione, sono definiti i rapporti tra i diversi gestori per il riparto delle spese di riscossione.
La tariffa è determinata in ragione della tariffa di riferimento, che costituisce la base per orientare e graduare nel tempo gli adeguamenti tariffari. Per le successive determinazioni della tariffa si terrà conto degli obiettivi di miglioramento della produttività, della qualità del servizio fornito e del tasso d’inflazione programmato.
Con provvedimento del 1° agosto 1996, il Ministro dei Lavori Pubblici ha determinato il “Metodo normalizzato” per definire le componenti di costo e determinare la tariffa di riferimento, attraverso le seguenti attività:
▪ determinazione della tariffa media ponderata delle gestioni preesistenti;
▪ determinazione dei costi operativi;
▪ determinazione della tariffa reale media che comprenda un’opportuna modulazione dei costi operativi al fine di conseguire il miglioramento dell’efficienza, coprendo gli oneri di ammortamento e remunerando il capitale investito.
La tariffa di riferimento, collegata al metodo di controllo tariffario dei “limiti di prezzo”, rappresenta l’insieme dei criteri e delle condizioni cui l’Autorità d’Ambito deve attenersi nello stabilire la tariffa reale media della gestione. Quest’ultima è stabilita dall’Autorità d’Ambito in relazione al modello organizzativo della gestione, alla quantità e alla qualità della risorsa idrica e al livello del servizio. La stessa è fissata in funzione del piano finanziario della gestione. Il meccanismo tariffario in questione dovrebbe permettere, entro limiti predeterminati, l’integrale copertura dei costi sostenuti dal Gestore del Servizio, inclusa una remunerazione del capitale investito, attualmente fissata al 7%. È inoltre previsto il confronto tra i costi operativi “normalizzati” e quelli reali previsti nel piano finanziario, in base al quale vengono determinate le riduzioni di costo finalizzate al progressivo recupero di efficienza.
1.2.18.2 Andamento medio annuo dei prezzi a terzi
Le seguenti tabelle illustrano l’andamento medio annuo dei prezzi di vendita a terzi di gas, calore, energia elettrica ed acqua nei periodi considerati.
Gas
Euro cent./ mc | 1999 | 2000 | Var. % | 2001 | Var. % | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | Var. % |
Utenze civili | 22,89 | 27,73 | 21,1% | 33,36 | 20,3% | 32,61 | 30,37 | (6,9%) |
Utenze in deroga | 14,05 | 20,11 | 43,1% | 24,85 | 23,6% | 25,41 | 21,23 | (16,5%) |
Calore | ||||||||
Euro/MWh | 1999 | 2000 | Var. % | 2001 | Var. % | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | Var. % |
Impianti Quartiere Villaggio Giardino e | 65,84 | 70,32 | 6,8% | 77,46 | 10,2% | 78,86 | 73,46 | (6,8%) |
Xxxxxxxxx 0xXXXX Xxxxxxxx Xxxx 0 | - | - | - | 00,00 | - | 23,07 | 18,39 | (20,3%) |
Nei due quartieri di Modena il calore viene venduto ai clienti finali mentre nella centrale Rete 2 il calore viene venduto ad un cliente grossista (AGAC).
Energia elettrica | ||||||||
Euro cent./ kWh | 1999 | 2000 | Var. % | 2001 | Var. % | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | Var. % |
Clienti vincolati | 6,95 | 6,32 | (9,1%) | 10,63 | 68,2% | 10,70 | 9,76 | (8,8%) |
Il prezzo medio di vendita dell’energia elettrica ai clienti idonei nei primi nove mesi del 2002 era pari a 5,15 Euro cent./KWh.
Acqua | |||||||
Euro cent./ mc | 1999 | 2000 Var. % | 2001 | Var. % | Primi 9 mesi 2001 | Primi 9 mesi 2002 | Var. % |
45,65 | 48,45 6,1% | 51,00 | 5,3% | 49,10 | 50,99 | 3,8% | |
1.2.18.3 Sistemi di fatturazione
Il sistema di fatturazione di META è riconducibile a due principali procedure, l’una relativa alla fatturazione agli utenti dei servizi di gas e calore, energia elettrica e idrici, l’altra relativa alla fatturazione ai clienti di prodotti e servizi diversi, tra i quali principalmente i servizi ambientali.
Il sistema di fatturazione agli utenti, si avvale di un sistema informativo dedicato che consente la gestione automatica delle diverse fasi del ciclo attivo, dalla stipula del contratto di somministrazione alla gestione degli incassi e dei crediti, passando attraverso la misurazione dei consumi e la fatturazione. Le principali caratteristiche di tale sistema sono riassumibili come segue:
• Sistema di lettura secondo molteplici parametri
Il sistema di lettura dei consumi utilizza una procedura di definizione dei percorsi di lettura ottimali e consente la gestione di periodicità di rilevazione diverse in relazione alle varie tipologie di utenti e di servizi ed in base alla normativa in vigore e alle scelte aziendali. Le periodicità attualmente gestite sono quelle mensili, trimestrali, quadrimestrali, semestrali ed annuali. META si avvale per l’attività di lettura dei consumi principalmente di società esterne specializzate.
• Ciclo continuo di fatturazione
Il sistema di misurazione dei consumi e di fatturazione si basa sul principio del ciclo continuo che prevede l’emissione giornaliera delle fatture, sulla base delle misurazioni che quotidianamente vengono eseguite nonché sulla base del sistema degli acconti. La fatturazione continua, a rotazione, consente l’allineamento del momento della misurazione dei consumi con il momento di emissione della fattura e, quindi, con il momento dell’incasso dall’utente. Pertanto, nel complesso, tale sistema favorisce il ciclo finanziario consentendo che vi sia coincidenza tra il momento dell’incasso dagli utenti, del consumo delle materie prime e, quindi, del pagamento dei fornitori. Nel 2001 sono state emesse circa 1.047.800 fatture per i servizi a rete.
• Fattura unica
Il sistema di misurazione, fatturazione ed incasso di META presenta inoltre carattere di pluriservizio. Infatti, META, che presta a favore della maggior parte dei propri clienti i servizi di gas, energia elettrica e idrici, effettua una misurazione unica dei consumi ed emette una fattura unica registrando un unico incasso; il tal modo, META riesce a realizzare importanti sinergie economiche e operative sia per il cliente che per la Società stessa.
1.2.19 Quadro normativo di riferimento
1.2.19.1 Introduzione
In considerazione delle peculiarità dei settori in cui META opera, in particolare per quanto riguarda i settori gas e calore e energia elettrica, si rende necessario far precedere la descrizione particolareggiata della normativa in relazione ad ogni settore di attività da un breve cenno all’autorità di settore che interviene in materia di gas ed elettricità con delibere applicabili a tutti gli operatori dei settori considerati: l’Autorità per l’Energia elettrica ed il gas (“AEEG”).
L’AEEG è stata istituita con legge n. 481/95 ed ha iniziato ad esercitare le proprie funzioni nell’aprile del 1997.
Ai sensi della legge n. 481/95 sono, in via di sintesi, attribuiti all’AEEG i seguenti compiti:
• compiti di proposta al MAP, in merito ai servizi da assoggettare a concessione e agli schemi per il rinnovo degli atti di concessione;
• compiti di indirizzo, con particolare riferimento agli obblighi di servizio universale dei concessionari, alla separazione contabile (per cui si veda, con riferimento al settore elettrico, la delibera 61/99 dell’AEEG) e gestionale delle imprese e alla trasparenza delle tariffe;
• compiti di garanzia finalizzati ad assicurare la tutela dei consumatori anche in ordine alla qualità del servizio reso;
• valutazione delle istanze, segnalazioni e reclami dei consumatori, adottando, se del caso, decisioni di condanna o costitutive, eventualmente precedute da provvedimento interdittale, nei confronti delle imprese, anche nell’ambito di procedure conciliative o di arbitrato tra imprese e consumatori;
• determinazione e aggiornamento delle tariffe per il settore elettrico.
Le tariffe di cui sopra erano in precedenza determinate dal CIP e, successivamente dal MAP. L’AEEG fissa i criteri per la definizione delle tariffe in maniera uniforme su tutto il territorio nazionale sulla base dei costi riconosciuti.
L’aggiornamento annuale col metodo del price-cap tiene conto di:
• xxxxx di variazione medio annuo riferito ai dodici mesi precedenti dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevato dall’ISTAT;
• obiettivo di variazione del tasso annuale di produttività, prefissato per un periodo almeno triennale;
• recupero di qualità del servizio rispetto a standard prefissati per un periodo almeno triennale;
• costi derivanti da eventi imprevedibili ed eccezionali, da mutamenti del quadro normativo o dalla variazione degli obblighi relativi al servizio universale;
• costi derivanti dall’adozione di interventi volti al controllo e alla gestione della domanda attraverso l’uso efficiente delle risorse.
La tariffa è aggiornata trimestralmente in relazione meno che proporzionale all’andamento del costo dei combustibili fossili.
Oltre ai compiti elencati sopra, all’AEEG sono state conferite, inter alia, dall’art. 2 comma 12, della legge
n. 481/95 le seguenti funzioni:
• proposta ai Ministri competenti degli schemi per il rinnovo e per le variazioni dei singoli atti di concessione o di autorizzazione, delle convenzioni e dei contratti di programma;