DEA, saremo un polo aggregatore nella distribuzione elettrica

“Non soltanto confermiamo il percorso di crescita seguito da DEA in questi anni, ma ci candidiamo a polo aggregatore nel settore della distribuzione elettrica, con un primo obiettivo sulla soglia dei 100 mila POD, i punti di consegna dell’energia, assimilabili grosso modo al numero delle utenze”.

In occasione del Next Gems 2024, Massimiliano Riderelli Belli, direttore generale della matricola dell’EGM DEA Distribuzione Elettrica Adriatica, ribadisce i piani di crescita della società marchigiana che è passata in nove anni da poco meno di 29.900 punti di consegna dell’energia a circa 90 mila.

DEA, obiettivo 100 mila POD a portata di mano

“La soglia dei 100 mila POD è critica nel settore – ci spiega il manager - perché entro la fine del 2025 si dovrebbero tenere in Italia le gare per la concessione delle reti di distribuzione elettrica a partire dal 2030. Il Decreto Bersani del 1999 che ha plasmato il settore con la liberalizzazione indica infatti l’obbligo di tenere le gare almeno 5 anni prima della scadenza e questo porta al 2025. Anche se non è stata ancora decisa formalmente, da tutte le evidenze la soglia minima per i prossimi bandi di gara dovrebbe essere posta proprio a 100.000 POD e quindi chi riuscirà a raggiungerla giocherà in un certo senso nella serie A delle reti di distribuzione di bassa e media tensione”.

L’obiettivo per DEA è in realtà a portata di mano, perché la società ha un diritto di opzione per l’acquisizione di altri 24.000 POD a Sanremo dopo l’acquisizione della locale Amaie a fine 2023. Oggi la sanremese, valutata circa 21 milioni di euro, è tra i soci di DEA con la Odoardo Zecca, che ha portato a inizio 2023 in dote la distribuzione a Ortona e San Vito Chietino, con il Comune di Offida ed Energie Offida, con la ASP del comune di Polverigi, con Astea, che vede in società il nucleo originale del gruppo DEA riconducibile a 12 comuni delle Marche e un consorzio di minoranza con dentro Iren e AGSM AIM.

A luglio DEA ha debuttato molto positivamente su Euronext Growth Milan con la raccolta di circa 8 milioni di euro per il 33,5% del capitale e ad agosto si è aggiudicata la gara per ASPM Soresina, che controlla (fra l’altro) altri 5 mila POD elettrici nell’omonimo comune in provincia di Cremona e l’illuminazione pubblica in 5 comuni. Ha sancito l’ingresso per DEA in Lombardia, una regione che si è aggiunta quindi a Marche, Abruzzo e Liguria dove il gruppo già opera.

In altre parole il track record di rapida crescita che si vede anche dalla prima semestrale del gruppo.

“Le variazioni di perimetro ci hanno permesso una crescita importante - ci spiega Riderelli Belli – il valore della produzione semestrale è cresciuto del 162% a 18,4 milioni, l’ebitda ha toccato gli 8 milioni (+244%) e l’utile netto ha raggiunto i 3,6 milioni di euro”.

Ma è una crescita sostenibile?

“Assolutamente sì, anche perché il nostro piano di espansione continua e ci sono le trattative in corso sui 24 mila POD. A fine 2023 avevamo un EBITDA margin del 35% che nel primo semestre di quest’anno ha raggiunto il 43,3% Se ci fermiamo ai dati dello scorso anno, il rapporto tra posizione finanziaria netta ed ebitda era di 1x e lasciava quindi ampi margini di ricorso al debito per finanziare la crescita del gruppo. Con un debito netto che era soltanto al 20% del patrimonio già a fine 2023 abbiamo tutta la solidità per alimentare l’espansione che abbiamo in mente”.

È entrato in vigore il nuovo metodo tariffario del TIROSS che vi impone dei cambiamenti. Al contempo le sfide per la trasformazione delle reti in smart grid sono molteplici. Come affrontate questi temi?

“Sicuramente noi godiamo di tutti i vantaggi degli asset regolati, anche in termini di ripagamento degli investimenti. Il nuovo quadro tariffario del TIROSS conferma la premialità data alla stabilità e alla continuità nella rete avvantaggiando ancora chi riduce il numero di interruzioni a fine anno, ma introduce criteri di riconoscimento degli investimenti un po’ più stringenti. Fino ad oggi venivano riconosciuti in un certo senso “a piè di lista”, quasi automaticamente; con il nuovo sistema c’è una programmazione pluriennale e a fine periodo si controlla, quindi si può incassare o pagare in base ai risultati effettivamente raggiunti. È più vincolante insomma, ma potrebbe portare nuove efficienze che nel sistema saranno comunque importanti.

Noi di DEA su questo fronte abbiamo già progetti PNRR per 5 milioni di euro. Salvaguardare dai rischi per la resilienza della rete è importante, per esempio una rete interrata corre molti meno rischi di una rete aerea e lo vediamo particolarmente oggi con i continui eventi metereologici estremi. La nostra sala di controllo da remoto e le squadre di intervento devono sempre garantire la continuità delle forniture.

Ci sono poi tutte le sfide collegate alle rinnovabili, con le loro discontinuità produttive e la nuova architettura di rete che devono essere gestite dagli operatori. L’equilibrio, che tecnicamente è chiamato bilanciamento, oggi è in carico a Terna, ma in futuro sarà sempre più un onere anche per i distributori più piccoli come noi.
Dovremo confrontarci anche con le comunità energetiche, con una rete di centrali rinnovabili distribuite, policentrica, basata su tanti nodi che possono essere sia consumatori che produttori. A volte le richieste di allacciamento del fotovoltaico sono tali in produzione da forzare i limiti della rete. Noi conosciamo bene il tema perché le Marche hanno storicamente una elevatissima proporzione di produzione da fotovoltaico pro-capite e abbiamo già in programma la realizzazione di un’altra cabina primaria, con un investimento da circa 4 milioni di euro, per far fronte alla elevata domanda di fotovoltaico. Ovviamente però per noi il boom dell’elettrificazione è anche una grande opportunità di business”.