A2a

Interim / Quarterly Report • Aug 2, 2024

Life Circle is a

2024

Relazione Finanziaria Semestrale

Al 30 giugno 2024

Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024

il presente Bilancio è consultabile sul sito gruppoa2a.it

Indice

Organi sociali

5

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units	8
Aree geografiche di attività	10
Struttura del Gruppo	12
Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024	13
Azionariato	16
A2A S.p.A. in Borsa	17

2 Sostenibilità e finanza sostenibile

Sostenibilità e finanza sostenibile 22

3 Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria 28
Eventi di rilievo del periodo	39
Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024	42
Climate change	43
Tassonomia	50
Evoluzione prevedibile della gestione	51

4 Scenario e Mercato

Quadro macroeconomico	54
Andamento del mercato energetico	56

5

Risultati per settore di attività

Risultati per settore di attività	60
Business Unit Generazione e Trading	62
Business Unit Mercato	65
Business Unit Ambiente	69
Business Unit Smart Infrastructures	72
Corporate	76

6

Prospetti contabili del bilancio consolidato semestrale abbreviato

Situazione patrimoniale-finanziaria
consolidata	78
Conto economico consolidato	80
Conto economico complessivo
consolidato	81
Rendiconto finanziario consolidato	82
Prospetto delle variazioni dei conti di
Patrimonio netto consolidato	83

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

Bilancio consolidato semestrale abbreviato	86
Variazioni di principi contabili internazionali	87
Area e criteri di consolidamento	89
Stagionalità dell'attività	95
Sintesi dei risultati per settore di attività	96
Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria	100
Posizione finanziaria netta	121
Note illustrative alle voci di Conto economico	123
Risultato per azione	132
Nota sui rapporti con le parti correlate	133
Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob
n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006	136
Garanzie ed impegni con terzi	137
Altre informazioni	138

8 Allegati alle Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

1. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato	160
2. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto	164
3. Elenco delle partecipazioni in altre imprese	165

9

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

Business Unit Generazione e Trading	169
Business Unit Mercato	172
Business Unit Ambiente	175
Business Unit Smart Infrastructures	179

10 Rischi e incertezze

Rischi e incertezze 190

11

Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154-bis comma 5 del D.Lgs. 58/98

202

12 Relazione della Società di Revisione

204

Organi sociali

Consiglio di Amministrazione

Presidente

Roberto Tasca

Vice Presidente Giovanni Comboni

Amministratore Delegato e Direttore Generale

Renato Mazzoncini

Consiglieri

Elisabetta Bombana Vincenzo Cariello Maria Elisa D'Amico Susanna Dorigoni Fabio Lavini Mario Motta Elisabetta Pistis Maria Grazia Speranza Alessandro Zunino

Collegio Sindacale

Presidente

Silvia Muzi

Sindaci Effettivi

Maurizio Dallocchio Chiara Segala

Sindaci Supplenti

Vieri Chimenti Patrizia Riva

Società di Revisione

EY S.p.A.

Organi sociali

1

Dati di sintesi del Gruppo A2A

1.1 Business Units

Il Gruppo A2A opera principalmente nei settori della produzione, vendita e distribuzione di gas e di energia elettrica, del teleriscaldamento, dell'ambiente e del ciclo idrico integrato.

Tali settori sono a loro volta riconducibili alle "Business Units" precisate nel seguente schema individuate a seguito della riorganizzazione effettuata dal management:

Generazione e Trading

• Impianti termoelettrici, idroelettrici ed altre rinnovabili
• Energy Management

Mercato

• Vendita Energia Elettrica e Gas
• Efficienza energetica
• Mobilità elettrica

Ambiente

• Raccolta e spazzamento
• Trattamento
• Smaltimento e recupero energetico

Smart Infrastructures

• Reti elettriche
• Reti gas
• Ciclo idrico integrato
• Servizi di Teleriscaldamento
• Servizi di gestione calore
• Sviluppo e gestione di infrastrutture tecnologiche per servizi digitali integrati
• Illuminazione pubblica

Corporate

• Servizi corporate

La suddivisione in Business Units riflette la struttura della reportistica che periodicamente viene analizzata dal management e dal Consiglio di Amministrazione al fine di gestire e pianificare il business del Gruppo.

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

1.1 Business Units

1.2 Aree geografiche di attività

1.3 Struttura del Gruppo

1.4 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024

1.5 Azionariato

1.6 A2A S.p.A. in Borsa

1.2 Aree geografiche di attività

Impianti

Energia	Termoelettrico
	Idroelettrico
	Fotovoltaico
	Eolico
Ambiente	Termovalorizzatore
	Impianto trattamento rifiuti
	Impianto recupero materia
	Discarica
	Produzione biogas

Servizi

Rifiuti	Raccolta rifiuti
Distribuzione e trasporto	Distribuzione energia elettrica
	Distribuzione gas
	Trasporto gas
Teleriscaldamento	Teleriscaldamento
Acqua	Servizio idrico integrato
Illuminazione	Illuminazione pubblica
Mobilità elettrica	Colonnine ricarica e-Moving

Partnership

Partnership	Tecnologiche

Aggiornata al 30.06.2024

1.3 Struttura del Gruppo

1.4 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024 (*)

6.091

mln € Ricavi

mln € Margine operativo lordo Dati di sintesi del Gruppo A2A

1

1.1 Business Units

1.2 Aree geografiche di attività

1.3 Struttura del Gruppo

1.4 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024

1.5 Azionariato

1.6 A2A S.p.A. in Borsa

Dati economici

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023 Restated
Ricavi	6.091	7.992
Costi operativi	(4.370)	(6.709)
Costi per il personale	(442)	(401)
Margine operativo lordo	1.279	882
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(514)	(433)
Risultato operativo netto	765	449
Risultato da transazioni non ricorrenti	3	-
Gestione finanziaria	(50)	(68)
Risultato al lordo delle imposte	718	381
Oneri per imposte sui redditi	(211)	(91)
Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita	-	3
Risultato di pertinenza di terzi	(18)	(13)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	489	280
Margine operativo lordo/Ricavi	21,0%	11,0%

(*) dati valgono quali indicatori di performance come richiesto dall'ESMA/2015/1415.

Per la descrizione degli Indicatori Alternativi di Performance utilizzati dal Gruppo si rimanda alla Relazione sulla gestione al 31 dicembre 2023.

Dati Patrimoniali

9.745 9.485
5.726 4.802
(4.019) (4.683)
0,70 0,98
1,7 2,4

(*) EBITDA degli ultimi 12 mesi

Dati Finanziari

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023
Flussi finanziari netti da attività operativa	558	392
Flussi finanziari netti impiegati nell'attività di investimento	(593)	(468)
Free cash flow (dato Rendiconto finanziario)	(35)	(76)

Scenario Energetico

	30 06 2024	30 06 2023
Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Baseload (Euro/MWh)	93	136
Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Peakload (Euro/MWh)	99	146
Prezzo medio del gas al PSV* (Euro/MWh)	31	47
Prezzo medio diritti di emissione EU ETS** (Euro/tonn)	66	89

(*) Prezzo del gas di riferimento per il mercato italiano. (**) EU Emissions Trading System.

Principali indicatori operativi del Gruppo

	30 06 2024	30 06 2023
Generazione e Trading
Produzione termoelettrica (GWh)	2.012	4.990
Produzione idroelettrica (GWh)	2.723	1.422
EE venduta a clienti grossisti (GWh)	3.705	4.945
EE venduta in Borsa (GWh)	6.108	6.598
Mercato
EE venduta a clienti retail (GWh)	11.873	11.146
POD Energia Elettrica (#/1000)	1.981	1.940
di cui POD Energia Elettrica Mercato Libero	1.430	1.209
Gas venduto a clienti retail (Mmc)	1.738	1.634
PDR Gas (#/1000)	1.562	1.562
di cui PDR Gas Mercato Libero	1.392	1.066
Ambiente
Rifiuti raccolti (Kton)	925	895
Residenti serviti (#/1000)	3.908	3.900
Rifiuti smaltiti (Kton)	2.420	2.256
Energia elettrica venduta da WTE (GWh)	1.011	1.005
Smart Infrastructures
EE distribuita (GWh)	5.465	5.401
Gas distribuito (Mmc)	1.477	1.440
Acqua distribuita (Mmc)	32	33
RAB Energia Elettrica (M€)	1.081	953
RAB Gas (M€)	1.725	1.599
Vendita calore (GWht)	1.651	1.539
Produzione cogenerazione (GWh)	344	325

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

1.1 Business Units

1.2 Aree geografiche di attività

1.3 Struttura del Gruppo

1.4 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024

1.5 Azionariato

1.6 A2A S.p.A. in Borsa

1.5 Azionariato (*)

(*) Fonti: Libro Soci aggiornato alla data di distribuzione del dividendo (22 maggio 2024) e comunicazioni ricevute ai sensi dell'Art. 120 del D.Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 ("TUF").

Dati societari di A2A S.p.A.

	30 06 2024	31 12 2023
Capitale Sociale (euro)	1.629.110.744	1.629.110.744
Numero azioni ordinarie (valore nominale 0,52 euro)	3.132.905.277	3.132.905.277
Numero azioni proprie (valore nominale 0,52 euro)	-	-

1.6 A2A S.p.A. in Borsa

A2A S.p.A. in numeri (Borsa Italiana)

Capitalizzazione al 28/06/2024 (milioni di €):	5.826
Capitale sociale al 28/06/2024 (azioni):	3.132.905.277

	Primi sei mesi 2024	Ultimi 4 trimestri
Capitalizzazione media (milioni di €)	5.614	5.585
Volumi medi giornalieri (azioni)	13.499.018	11.049.877
Prezzo medio (€/azione)	1,79	1,78
Prezzo massimo (€/azione)	2,03	2,03
Prezzo minimo (€/azione)	1,62	1,62

Fonte: Bloomberg.

Il titolo A2A è scambiato anche sulle seguenti piattaforme: Aquis, CBOE, Equiduct, ITG Posit, LSE OTC, Sigma-X, Turquoise.

Il 22 maggio 2024 A2A ha distribuito un dividendo pari a 0,0958 euro per azione.

Principali indici in cui è presente il titolo A2A	Indici ESG
FTSE MIB	MIB ESG
STOXX Europe 600	FTSE4Good
STOXX Europe 600 Utilities	ECPI Indices
EURO STOXX
EURO STOXX Utilities
MSCI Europe Small Cap
WisdomTree International Equity
S&P Global Mid Small Cap
S&P Global Dividend Aristocrats

MIB ESG
FTSE4Good
ECPI Indices
Ethibel Sustainability Index Excellence Europe
EURO STOXX Sustainability
Euronext Vigeo Index: Eurozone 120
Standard Ethics Italian Index
Bloomberg Gender Equality Index
Solactive Climate and Energy Transition Index

Fonti: Bloomberg e informazioni societarie.

A2A ha ottenuto i seguenti rating:

Questionario Rating ESG

CDP Climate Change	B
CDP Water	A
FTSE ESG Rating	3,8/5
ISS ESG	B
MSCI	BBB
Refinitiv	B+
Standard Ethics	EE+
S&P CSA	67/100
Sustainalytics	21,3/40
Vigeo	61/100

Rating Debito

		Attuale
Standard & Poor's	Rating medio/ lungo termine	BBB
	Rating breve termine	A-2
	Outlook	Stabile
Moody's	Rating medio/ lungo termine	Baa2
	Outlook	Stabile

Fonti: agenzie di rating.

A2A è inoltre inclusa nell'Ethibel Excellence Investment Register e nell'Ethibel Pioneer Investment Register.

Dati di sintesi del Gruppo A2A

1

1.1 Business Units

1.2 Aree geografiche di attività

1.3 Struttura del Gruppo

1.4 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024

1.5 Azionariato

1.6 A2A S.p.A. in Borsa

2,00 A2A: prezzo e volumi

2,20 100

80 90

A2A vs FTSE MIB e EURO STOXX UTILITIES

(Prezzo: 30 giugno 2023 = 100)

A2A FTSE MIB EURO STOXX UTILITIES

Dic 2023

Gen 2024

Feb 2024

Mar 2024

Apr 2024

Mag 2024

Giu 2024

Volatilità storica degli ultimi 4 trimestri

Nov 2023

Lug Fonte: Bloomberg.

2023

Ago 2023

Set 2023

Ott 2023 Nel primo semestre 2024 i mercati azionari hanno registrato una performance positiva grazie alla graduale riduzione dell'inflazione, che ha reso più visibile un allentamento della politica monetaria restrittiva: in particolare, nel periodo la BCE ha complessivamente abbassato il tasso di riferimento di 25bps, mentre la FED ha mantenuto il costo del denaro invariato per via di un'inflazione ancora superiore al livello obiettivo.

Significativa la performance degli indici statunitensi: il Nasdaq (+18,1%) ha raggiunto nuovi massimi grazie alla forte crescita dei principali titoli tecnologici legati all'Intelligenza artificiale, l'S&P 500 (+14,5%) supportato da un'economia in crescita.

In Asia, l'indice cinese CSI 300 (+0,9%) sconta ancora l'incertezza sul ritmo di crescita del PIL mentre l'indice giapponese Nikkei (+18,3%) si conferma il migliore da inizio anno grazie alla performance dei titoli tecnologici.

In Europa si registrano performance positive degli indici (DAX Germania +8,9%, IBEX Spagna +8,3%, FTSE 100 Regno Unito +5,6%), con l'unica eccezione dell'indice francese CAC 40 (-0,8%) a seguito dei risultati delle elezioni nazionali. Nel mese di giugno, i mercati europei hanno scontato l'incremento dei rendimenti dei titoli governativi derivante dalle incertezze sull'evoluzione della politica monetaria e sull'esito delle elezioni UE.

Il FTSE MIB, miglior indice europeo nel semestre, ha guadagnato il 9,2% grazie agli andamenti positivi del settore bancario (+32,6%) e assicurativo (+25%), mentre si segnala la performance negativa del settore delle telecomunicazioni (-18,5%).

L'indice delle utilities italiane, in calo del -3,7% nel periodo, è stato penalizzato dal persistere del contesto di tassi elevati, ma ha sovraperformato quello europeo (-6,1%).

A fine giugno, il prezzo del titolo A2A si è confermato sui livelli di chiusura del 2023 (1,86 euro/ azione). Ad un primo trimestre in contrazione, riconducibile principalmente al calo dei prezzi delle commodities energetiche, è seguito un secondo trimestre in recupero grazie alla positiva accoglienza dei risultati societari, alla revisione al rialzo della guidance sull'esercizio 2024 e ad una normalizzazione dello scenario energetico.

Dati di sintesi del Gruppo A2A

1

1.1 Business Units

1.2 Aree geografiche di attività

1.3 Struttura del Gruppo

1.4 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2024

1.5 Azionariato

1.6 A2A S.p.A. in Borsa

2

Sostenibilità e finanza sostenibile

2.1 Sostenibilità e finanza sostenibile

Il modello di business di A2A si propone di creare nel tempo valore sostenibile e condiviso per l'azienda e per la propria comunità di stakeholder di riferimento. L'obiettivo del modello è quello di dare un concreto contributo alla realizzazione di 11 dei 17 Obiettivi di Sviluppo Sostenibile dell'Agenda 2030 ONU, valorizzando i sei capitali (Finanziario, Manifatturiero, Naturale, Umano, Intellettuale, Relazionale) da cui l'organizzazione dipende per garantire i propri servizi. Attraverso il Bilancio Integrato, il Gruppo, da anni rendiconta annualmente questa creazione di valore e gli impegni presi in ottica di sostenibilità.

Il 24 aprile del 2024 è stato presentato all'Assemblea degli azionisti di A2A l'ottavo Bilancio Integrato del Gruppo, che per il settimo anno rappresenta anche la Dichiarazione Non Finanziaria ai sensi del D.Lgs. 254/16. Questo documento continua a essere redatto secondo standard e metodologie rigorose e internazionalmente condivise, in particolare l'Integrated Reporting Framework (IR Framework) e gli Standard internazionali della Global Reporting Initiative (GRI). Inoltre, per il quarto anno, è stata inserita una sezione dedicata alla gestione dei rischi finanziari legati ai cambiamenti climatici, in linea con le raccomandazioni della Task Force on Climate related Financial Disclosure (TCFD), con l'obiettivo di fornire al mondo della finanza tutte le informazioni per valutare in modo adeguato la strategia di A2A in materia di gestione dei rischi e delle opportunità legati al clima. Inoltre, nell'ottica di anticipare le novità normative che saranno introdotte dalla Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD), nel corso del 2023, è stata affinata la metodologia dell'analisi di financial materiality, così da risultare maggiormente aderente a quanto richiesto dai nuovi Standard Europei di rendicontazione (ESRS), che diverranno obbligatori a partire dalla rendicontazione sul FY 2024. Nel corso del 2024 saranno intrapresi gli ulteriori step per giungere a un allineamento completo rispetto alla nuova normativa europea. Inoltre, come richiesto dalla normativa, nel documento sono stati rappresentati i KPI previsti dal Regolamento UE 2020/852 - Tassonomia degli investimenti sostenibili - relativamente alle attività allineate agli obiettivi di mitigazione e adattamento al cambiamento climatico.

Environmental

Come definito nel piano industriale 2024-2035, il Gruppo ha deciso di rafforzare il proprio impegno e le proprie ambizioni sulla transizione ecologica. I due pilastri dell'economia circolare e della transizione

energetica continuano a guidare il piano di investimenti. Nel Piano è stato confermato l'obiettivo di decarbonizzazione del Gruppo al 2030 e ulteriormente rafforzato al 2035 con un target di -65% del fattore emissivo Scope 1 e Scope 2 rispetto ai valori del 2017 attraverso l'azzeramento dello Scope 2 al 2026, l'elettrificazione della flotta aziendale, la realizzazione di un impianto di Carbon Capture e la progressiva riduzione della produzione da fonti fossili. Inoltre, per la prima volta, nel documento di Piano Strategico sono stati inseriti obiettivi di riduzione legati alle emissioni di Scope 3 lungo la catena del valore del Gruppo; in particolare il Gruppo si è posto l'obiettivo di ridurre del 60% le emissioni derivanti dall'upstream dei vettori energetici, del 20% le emissioni legate alla vendita di gas ai clienti finali e del 30% quelle legate alla catena di fornitura al 2035, rispetto ai valori del 2023.

Anche in questo nuovo Piano, gli obiettivi ESG guidano la strategia del Gruppo. Dal punto di vista ambientale, oltre agli obiettivi di decarbonizzazione, A2A si è impegnata a definire un Climate Transition Plan per ciascuna Business Unit e ad adottare un piano di azione a tutela della biodiversità entro il 2025. Sul lato sociale, l'obiettivo è quello di raggiungere il 40% di donne manager al 2035 e di promuovere iniziative per la genitorialità (con 120 milioni di euro stanziati al 2035 – 10 all'anno) e per la conciliazione vita – lavoro. In ambito Governance, si sostanzia l'impegno di formare costantemente più dell'80% dei dipendenti su Privacy, Policy diritti umani, D.Lgs. 231/2001, codice etico, Policy anticorruzione e whistleblowing e di raggiungere il 90% dell'ordinato a fornitori con scoring ESG al 2035.

In linea con questa strategia, mirata anche alla crescita della produzione da fonti rinnovabili, a maggio 2024 è stato inaugurato a Rho Fiera il più grande impianto fotovoltaico su tetto d'Italia con una potenza installata totale di 18 MWp e una produzione attesa annua di 21,6 GWh.

Inoltre, a giugno 2024 il nostro Gruppo ha aderito al Nature Positive Network, il network italiano di imprese impegnate concretamente in azioni a favore della natura, su iniziativa della Fondazione per lo sviluppo sostenibile e dell'Autorità di Bacino Distrettuale del Fiume Po.

Social

Nell'ambito delle attività di stakeholder engagement di Gruppo, il 2024 è iniziato con la realizzazione di 15 progettualità in sinergia tra A2A e i suoi stakeholder nei tre territori del Sud (Calabria, Puglia e Sicilia) nei quali i forum dello scorso anno avevano previsto l'individuazione e la messa a terra di soluzioni locali per contribuire ad accelerare la transizione ecologica. Il programma, dal titolo "Alleanze per la transizione ecologica", ha visto il coinvolgimento di 18 strutture del Gruppo, la partecipazione di 70 stakeholder nelle tre regioni con un totale di 17 incontri conclusi per 2000 minuti di ascolto.

Nell'ambito di questa attività, è stata eseguita in Calabria, Puglia e Sicilia un'indagine SWG sostenuta da A2A su 1500 cittadini per analizzare il rapporto tra specifiche realtà locali e sostenibilità. I risultati sono stati condivisi e discussi insieme agli stakeholder con l'obiettivo di diffondere consigli e buone pratiche mirate tra i cittadini di ciascuna area geografica coinvolta.

Il programma "Alleanze" ha inoltre previsto la realizzazione di diverse altre iniziative nei primi mesi del 2024 a beneficio dei territori interessati, tra cui incontri con le amministrazioni locali per l'identificazione di aree idonee per lo sviluppo della mobilità elettrica, attività di informazione e divulgazione per il supporto a progetti di contrasto alla povertà energetica e promozione di interventi per l'efficientamento degli edifici industriali. Nell'ambito dello stesso programma, a valle di un processo di ascolto e confronto con associazioni di categoria, fornitori, ordini professionali e università, è stato pubblicato a inizio 2024 da A2A il Vademecum Supply Chain Sostenibile con l'obiettivo di fornire linee guida e supporto concreto per la redazione del Codice Etico e delle politiche ESG ai fornitori, in particolare le PMI, per migliorare i rating di sostenibilità.

A maggio 2024 è stato avviato il nuovo ciclo di Roadshow dei Forum Multistakeholder. I territori coinvolti in questa edizione saranno 14, tra cui Valtellina-Valchiavenna, Friuli Venezia Giulia, Brescia, Milano, e Calabria già realizzati nel primo semestre dell'anno. Il percorso dei Forum sarà declinato in due format distinti per soddisfare diverse esigenze: sviluppare maggiormente le relazioni e le progettualità a valore condiviso nei territori dove le relazioni sono consolidate e avviare un nuovo canale di confronto in 3 nuovi territori (Sardegna, Sicilia occidentale e Liguria). Il primo format, prevede lo sviluppo di due nuovi stream progettuali da approfondire verticalmente con gli stakeholder competenti per materia: la sostenibilità delle filiere e la biodiversità . Il secondo format consiste invece nella realizzazione di iniziative di incontro e divulgazione aperte al pubblico con l'obiettivo di aprire un primo canale di confronto e ingaggio per la cittadinanza dei territori interessati.

Nel 2024, le attività educative dedicate alle scuole sono proseguite in continuità con l'offerta formativa avviata nell'anno scolastico 2023/24. Durante il primo semestre dell'anno, il Gruppo ha coinvolto oltre 111.000 docenti e studenti in visite didattiche agli impianti e in progetti di educazione ambientale a livello nazionale e territoriale, anche attraverso la collaborazione con partner e stakeholder istituzionali.

A maggio si è concluso "Futuro in Circolo – In Movimento per il nostro Pianeta", il progetto educativo nazionale aperto a tutte le scuole d'Italia, che nell'intero anno scolastico ha coinvolto oltre 48.000 studenti. Si è chiuso inoltre il ciclo di incontri webinar per docenti e studenti e sono state messe a disposizione 28 borse di studio Intercultura per programmi estivi di approfondimento linguistico a indirizzo STEAM all'estero, riservate a giovani studenti e studentesse meritevoli.

Il percorso digitale di 40 ore certificate di PCTO (Percorsi per Competenze Trasversali e per l'Orientamento) avviato nell'anno scolastico 2023/24 e dedicato alle scuole secondarie di II grado, si è chiuso nel mese di luglio. Nel 2024 è stato inoltre pubblicato un nuovo Virtual Tour dedicato all'Impianto idroelettrico del Nucleo Valchiavenna.

Infine, a giugno 2024, è salito a 13 il numero delle società del Gruppo certificate secondo la UNI/PDR 125:2022, rispetto alle sei del 2023, riguardante la parità di genere, che valuta l'impegno in materia sulla base di diversi elementi, come l'equilibrio di genere nelle assunzioni, la parità salariale, le opportunità di crescita, il balance tra vita lavorativa e privata, cura e genitorialità, e attività di prevenzione di ogni forma di abuso fisico, verbale o digitale sui luoghi di lavoro.

Governance/Finance

La società è stata confermata in nove indici etici ESG (MIB ESG, FTSE4Good Index, ECPI ESG Equity, Ethibel Sustainability Index Excellence Europe, EURO STOXX Sustainability Index, Euronext Vigeo Index,

2 Sostenibilità e finanza sostenibile

2.1 Sostenibilità e finanza sostenibile Eurozone 120, Standard Ethics Italian Index, Solactive Climate Change Index, Bloomber Gender Equality Index).

Inoltre, A2A è inclusa nell'Ethibel Excellence Investment Register e nell'Ethibel Pioneer Investment Register e partecipa agli assessment di Vigeo-Eiris, S&P Global, Sustainalytics, MSCI, "Top 100 Green Utilities" (dell'Energy Intelligence Group), Gaïa Research e Corporate Knights.

Il primo semestre del 2024 ha visto A2A riconfermarsi ulteriormente nel ruolo di leader nell'ambito della Finanza Sostenibile.

A2A è risultata vincitrice della categoria Best Sustainable Treasury Solution agli Adam Smith Awards 2024 grazie ai vari strumenti di Finanza Sostenibile che sono stati emessi nel corso degli ultimi anni, con particolare riferimento all'accordo siglato dal Gruppo per l'utilizzo della linea di credito per il rilascio di garanzie in formato green.

Gli Adam Smith Awards, giunti alla loro 17a edizione, sono universalmente riconosciuti come il punto di riferimento del settore per i risultati della tesoreria aziendale. Lo standard delle candidature di quest'anno è stato di altissimo livello, con un record di 389 candidature provenienti da 34 paesi.

Nel corso del primo semestre A2A ha collocato la sua prima emissione obbligazionaria perpetua subordinata ibrida in formato Green/ Use of Proceeds dal valore nominale di 750 milioni euro.

L'emissione ha registrato grande interesse ricevendo ordini per circa 2,9 miliardi di euro, circa 4 volte l'ammontare offerto. Il titolo, collocato ad un prezzo di emissione pari a 99,460% e caratterizzato da un periodo di non-call di 5,25 anni, avrà una durata perpetua e corrisponderà una cedola annua fissa del 5,000% fino alla prima data di reset prevista l'11 settembre 2029.

I proventi netti derivanti dall'emissione andranno a finanziare e/o rifinanziare gli Eligible Green Projects: progetti strategici di economia circolare e transizione energetica legati allo sviluppo delle rinnovabili, al settore ambientale, alle reti elettriche e al ciclo idrico definiti all'interno del Sustainable Finance Framework di A2A, verificato da Vigeo Eiris. Tra i progetti selezionati anche gli asset di recente acquisizione nell'ambito delle reti elettriche e della produzione di energia rinnovabile.

Sempre nel corso del primo semestre, A2A ha completato con successo un'operazione di finanziamento in pool da 600 milioni di euro, in formato Green Use of Proceeds, per l'acquisizione degli asset relativi alla rete elettrica in alcune aree della Lombardia, nelle province di Milano e Brescia, annunciata a marzo 2024.

Il finanziamento ponte della durata di 2 anni è stato strutturato come Green Loan in conformità al Sustainable Finance Framework di A2A, verificato da Vigeo Eiris, e ai Green Loan Principles (GLP) pubblicati dalla Loan Market Association (LMA).

A luglio 2024 A2A ha pubblicato il nuovo Sustainable Finance Framework, un insieme di linee guida per rafforzare il legame tra strategia finanziaria e percorso di sostenibilità del Gruppo. Con questo aggiornamento, A2A riconferma il suo ruolo da protagonista nel panorama della Finanza Sostenibile e il suo impegno verso un Framework integrato che combina i due approcci: Green/ Use-of-Proceeds e Sustainability-Linked.

Le principali modifiche rispetto alla versione del Framework 2022:

• Sezione Green:
• Ulteriori progetti green, tra cui, per esempio, l'installazione di pompe di calore elettriche e le infrastrutture per il trattamento dei rifiuti pericolosi;
• Modifiche ad alcuni progetti esistenti principalmente per allinearsi ai criteri della tassonomia dell'UE;
• Mappatura rispetto alla tassonomia dell'UE, ove pertinente e appropriato;
• Sezione Sustainability-linked:
• Aggiornamento della definizione del KPI #1 per includere lo Scope 2;
• Sostituzione del KPI #3, Rifiuti Trattati negli Impianti di Recupero Materia del Gruppo, con un nuovo KPI: Capacità installata della Rete Elettrica con SPT al 2030 e al 2035 per riflettere la rinnovata strategia del Gruppo più focalizzata sulle infrastrutture di rete che sostengono l'elettrificazione;
• Aggiornamento di SPT in linea con il nuovo Piano Strategico.

Il Sustainable Finance Framework è stato redatto in conformità con le linee guida e la regolamentazione di riferimento, incluse le versioni più recenti dei Green Bond Principles e dei Sustainability-Linked Bond Principles gestiti dall'International Capital Market Association (ICMA), nonché con i Green Loan Principles e i Sustainability-Linked Loan Principles gestiti dalla Loan Market Association (LMA). Inoltre, A2A si impegna a fornire in ciascun allocation report la quota dei proventi netti che sono stati assegnati a progetti pienamente allineati con il regolamento della tassonomia dell'UE (inclusi i criteri di vaglio tecnico per il contributo

sostanziale, i criteri "do no significant harm " (DNSH) e le garanzie minime sociali (MSS)).

S&P ha rilasciato un Second Party Opinion (SPO) confermando la solidità del Sustainable Finance Framework e attestandone l'allineamento con i principi ICMA e LMA. Per la sezione Use-of-Proceeds l'agenzia ha inoltre assegnato uno shading "Medium Green" (su una scala da "Red" a "Dark Green").

Al 30 giugno 2024 la quota di debito in formato ESG sul totale debito lordo risulta pari al 77%.

Inoltre, da gennaio 2024 A2A è diventata membro della International Capital Market Association (ICMA), l'associazione di categoria promotrice dello sviluppo del mercato dei capitali e dei titoli.

L'ICMA ha anche il ruolo di Segretariato per i Principi: i Green Bond Principles (GBP), i Social Bond Principles (SBP), le Sustainability Bond Guidelines (SBG) e i Sustainability-Linked Bond Principles (SLBP).

L'adesione all'ICMA permette di rafforzare l'impegno del Gruppo per il miglioramento continuo e anche la finanza sostenibile, accelerando l'azione concreta volta allo sviluppo degli strumenti finanziari innovativi e a supporto della strategia del Gruppo incentrata sulla sostenibilità.

In particolare, la membership nell'ICMA offre la possibilità di:

• confrontarci direttamente con un'ampia rete di stakeholder finanziari per poter identificare nuove opportunità e
• contribuire allo sviluppo delle linee guida di mercato.

A2A fa attualmente parte anche del gruppo di lavoro ICMA sulla reportistica degli impatti relativi agli Use of Proceeds Bond, contribuendo allo sviluppo di linee guida a supporto del processo di rendicontazione ed è stata selezionata come un membro corporate per Advisory Council, un organo che ha compito di aumentare la consapevolezza del mercato in merito ai Principi e promuoverne la sensibilizzazione.

2 Sostenibilità e finanza sostenibile

2.1 Sostenibilità e finanza sostenibile

3

Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

Situazione economica

Si segnala che il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2024 è variato rispetto al 31 dicembre 2023 per le seguenti operazioni:

• acquisizione da parte di Acinque S.p.A. del 70% di Agesp Energia S.r.l. società operante nella vendita di energia elettrica e gas, con conseguente consolidamento integrale, per maggiori informazioni si rimanda ai paragrafi "Area di consolidamento" e "Altre informazioni";
• costituzione della società A2A Storage S.r.l. da parte di A2A Rinnovabili S.p.A., che ne detiene il 100%, consolidata integralmente;
• cessione della società Tula Bioenergia Società Agricola a r.l. precedentemente consolidata integralmente;
• acquisizione da parte di A2A Rinnovabili S.p.A. del 70% della società Parco Solare Friulano 2 S.r.l. con conseguente consolidamento integrale, contabilizzata come acquisizione di asset in quanto non rientra nella definizione di business IFRS3;
• costituzione della società A2A Trezzo Ambiente S.r.l. detenuta da parte di A2A Ambiente S.p.A. per l'86% e da A2A Calore & Servizi S.r.l. per il 4% con conseguente consolidamento integrale della società.

Sono state inoltre cedute le partecipazioni detenute nelle società Tecnoacquecusio S.p.A. e Consul System S.p.A. precedentemente consolidate secondo il metodo del patrimonio netto.

Inoltre, i dati economici al 30 giugno 2024 risultano non omogenei rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio per effetto delle seguenti operazioni straordinarie avvenute nel corso del 2023:

• acquisizione, nel corso del mese di giugno 2023, da parte di A2A Calore & Servizi S.r.l. del 100% di Termica Cologno S.r.l. con conseguente consolidamento integrale;
• acquisizione, nel secondo semestre del 2023, da parte di A2A Rinnovabili S.p.A. del 100% di Juwi Development 12 S.r.l. e di Juwi Development 13 S.r.l., con conseguente consolidamento integrale;
• costituzione delle società R2R 01 S.r.l., R2R 02 S.r.l., R2R 03 S.r.l. e R2R 04 S.r.l., da parte di R2R S.r.l., che ne detiene il 100%, consolidate integralmente;
• costituzione, in data 21 luglio 2023, della società Mogorella S.r.l., da parte di A2A Rinnovabili S.p.A., che ne detiene il 100%, consolidata integralmente;
• cessione, nel mese di dicembre 2023, da parte di A2A Ambiente dell'80% di Bioenergia Gualdo S.r.l., del 55% di Energia Anagni S.r.l. e della sua controllata al 100% Bioenergia Roccasecca S.r.l., con conseguente uscita dal perimetro di consolidamento.

I valori al 30 giugno 2023 sono stati riesposti per renderli omogenei con i valori al 30 giugno 2024 riclassificando dalla voce "Risultato netto da attività non correnti destinate alla vendita" alcune poste di conto economico relative al Ramo Idrico, tenuto conto della necessità di riesaminare le tempistiche e i termini dell'operazione, per complessivi 2 milioni di euro di risultato netto.

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023 Restated	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	6.091	7.992	(1.901)	(23,8%)
di cui:
- Ricavi di vendita e prestazioni	5.953	7.907	(1.954)	(24,7%)
- Altri ricavi operativi	138	85	53	62,4%
Costi operativi	(4.370)	(6.709)	2.339	(34,9%)
Costi per il personale	(442)	(401)	(41)	10,2%
Margine Operativo Lordo	1.279	882	397	45,0%
Ammortamenti e svalutazioni	(441)	(381)	(60)	15,7%
Accantonamenti	(73)	(52)	(21)	40,4%
Risultato Operativo Netto	765	449	316	70,4%
Risultato da transazioni non ricorrenti	3	-	3	-
Oneri netti di gestione finanziaria	(52)	(69)	17	(24,6%)
Quota di risultato di società consolidate ad equity	2	1	1	100,0%
Risultato al lordo delle imposte	718	381	337	88,5%
Oneri per imposte sui redditi	(211)	(91)	(120)	131,9%
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte	507	290	217	74,8%
Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita	-	3	(3)	(100,0%)
Risultato di pertinenza di terzi	(18)	(13)	(5)	38,5%
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	489	280	209	74,6%

Nel periodo in esame i Ricavi del Gruppo sono pari a 6.091 milioni di euro, in contrazione del 24% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (7.922 milioni di euro). La variazione è riconducibile al calo dei prezzi energetici sia all'ingrosso sia retail ed in misura molto contenuta alla contrazione delle quantità vendute ed intermediate sui mercati all'ingrosso in parte compensata dai maggiori volumi venduti sui mercati retail elettricità, gas e teleriscaldamento.

I costi operativi si sono attestati a 4.370 milioni di euro, registrando una significativa riduzione rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (-35%) in linea con l'andamento dei ricavi e delle relative dinamiche legate al mercato delle commodities.

Il costo del personale, pari a 442 milioni di euro, aumenta di circa 41 milioni di euro (+10%), La variazione è legata per oltre il 30% al maggior numero di FTE (Full-Time Equivalent) del primo semestre del 2024 rispetto all'anno precedente (+447 FTE, +3,3%) a seguito di assunzioni effettuate nel corso del 2023 e dei primi sei mesi del 2024, all'avvio e potenziamento di impianti e strutture in coerenza con gli obiettivi di sviluppo del Gruppo, nonché all'aggiudicazione di nuove gare nel comparto dell'igiene urbana e all'acquisizione di una nuova società (Agesp Energia). La parte restante dell'incremento è ascrivibile agli effetti degli aumenti retributivi per rinnovi contrattuali (CCNL Igiene Urbana, Elettrico, Gas Acqua), agli incrementi di merito e ad altri costi indiretti del personale (principalmente costi per mobilità e progetti welfare).

Il Margine Operativo Lordo è pari a 1.279 milioni di euro, in aumento del 45%, +397 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2023 (882 milioni di euro).

Al netto delle partite non ricorrenti (10 milioni di euro nel 2024, 12 milioni di euro nel 2023), il Margine Operativo Lordo Ordinario è pari a 1.269 milioni di euro in aumento del +46%, + 399 milioni di euro, rispetto al primo semestre dell'anno precedente (870 milioni di euro) grazie al contributo di tutte le Business Unit, in particolare la Business Unit Generazione & Trading e la Business Unit Mercato.

La tabella che segue evidenzia la composizione del Margine Operativo Lordo per Business Unit.

3

Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Delta	Delta %
Generazione e Trading	556	307	249	81,1%
Mercato	251	122	129	n.s.
Ambiente	216	203	13	6,4%
Smart Infrastructures	290	272	18	6,6%
Corporate	(34)	(22)	(12)	n.s.
Totale	1.279	882	397	45,0%

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading è risultato pari a 556 milioni di euro in incremento di 249 milioni di euro rispetto al primo semestre 2023 (+81,1%). Al netto delle componenti non ricorrenti registrate nei due periodi di confronto (4 milioni di euro nel primo semestre 2024, 5 milioni di euro nel medesimo periodo del 2023) il Margine Operativo Lordo Ordinario risulta in aumento di 250 milioni di euro.

La variazione positiva è principalmente riconducibile allo straordinario contributo degli impianti FER per:

• maggiori volumi prodotti conseguenti all'elevata idraulicità del primo semestre 2024 rispetto alla siccità dei primi 4 mesi del 2023: la generazione di energia idroelettrica registrata nel semestre, infatti, è stata pari a 2.723 GWh, quasi raddoppiata rispetto ai primi sei mesi del 2023 (+91%);
• l'apporto delle produzioni da impianti eolici;
• un effetto prezzo positivo, nonostante la riduzione del prezzo delle commodities energetiche, dovuto sia all'assenza nel 2024 degli effetti del decreto Sostegni Ter (meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell'energia elettrica immessa per gli impianti FER) in essere nel primo semestre del 2023 sia alle efficaci politiche di copertura.

Gli impatti positivi sono stati in parte compensati da una contrazione della marginalità registrata in altre aree di attività della Business Unit, in particolare dal minor apporto delle produzioni termoelettriche a ciclo combinato e dei mercati dei servizi ancillari (MSD), sia per minori richieste da parte di Terna sia per una minore valorizzazione delle quantità offerte.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Mercato si è attestato a 251 milioni di euro, in aumento di 129 milioni di euro rispetto al primo semestre dell'esercizio precedente (122 milioni di euro al 30 giugno 2023), confermando il trend positivo di crescita evidenziato nel quarto trimestre dell'esercizio precedente.

Al netto delle componenti non ricorrenti (-1 milione di euro nel primo semestre 2024 e -1 milione di euro nell'analogo periodo del 2023), il Margine Operativo Lordo Ordinario risulta in aumento di 129 milioni di euro.

L'aumento del margine è riconducibile a:

• lo sviluppo della base clienti del segmento mass market: con riferimento ai punti di fornitura si evidenzia un importante passaggio della base clienti dal mercato tutelato al mercato libero mass market, sia a seguito della piena liberalizzazione dei clienti domestici non vulnerabili gas a partire da gennaio 2024 sia a seguito delle azioni commerciali intraprese dal Gruppo;
• la crescita dei volumi venduti al segmento dei grandi clienti sia elettricità sia gas;
• la dinamica positiva della marginalità unitaria.

La crescita riflette gli effetti delle azioni di sviluppo commerciale del periodo, nonchè il riassorbirsi degli impatti negativi sulle dinamiche di marginalità legati alla situazione di eccezionale instabilità dei mercati delle commodities, ancora presente soprattutto nei primi tre mesi del 2023 e in progressiva attenuazione nel corso dell'anno.

Tali effetti positivi hanno più che compensato il minore margine del mercato della salvaguardia per la contrazione dei volumi venduti, i maggiori oneri collegati ad azioni di retention attivate dal Gruppo sulla propria base clienti già nel corso del 2023 e l'incremento dei costi operativi per attività di acquisizione e di gestione dei clienti.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Ambiente è risultato pari a 216 milioni di euro (203 milioni di euro al 30 giugno 2023) in aumento di 13 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Al netto delle componenti non ricorrenti registrate nei due periodi di confronto (+14 milioni di euro nel 2024 e +2 milioni di euro nel 2023), il Margine Operativo Lordo Ordinario si attesta a 202 milioni di euro (201 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Tale risultato è stato determinato da:

• -1 milione di euro relativo al comparto Raccolta principalmente per effetto dell'incremento del costo del personale e dei costi operativi, parzialmente compensato da maggiori ricavi da raccolta differenziata e maggiori corrispettivi da nuovi comuni;
• +2 milioni di euro relativi agli Impianti di Trattamento Rifiuti Urbani principalmente per la maggiore marginalità legata alla crescita dei volumi smaltiti, all'apporto delle quantità di energia elettrica e calore prodotte dai termovalorizzatori (in particolare WTE Parona) e al contributo dei nuovi impianti FORSU, in parte compensata dagli effetti negativi derivanti dallo scenario energetico su WTE e impianti a biomasse (Sant'Agata di Puglia) e dalla minore marginalità relativa all'impianto di recupero del vetro di Asti;
• +1 milione di euro relativi al comparto Impianti di Trattamento Rifiuti Industriali. La variazione è prevalentemente legata ad aumenti di prezzi (impianto di Crotone).

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Smart Infrastructures del primo semestre 2024 è risultato pari a 290 milioni di euro (272 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Al netto delle partite non ricorrenti (+1 milione di euro nel primo semestre 2024, +7 milioni di euro nell'analogo periodo dell'anno precedente), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Business Unit risulta pari a 289 milioni di euro, in aumento di 24 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2023.

La variazione della marginalità è stata prevalentemente determinata da:

• • 17 milioni di euro relativi alle reti di distribuzione elettrica e gas per l'incremento dei ricavi ammessi ai fini regolatori a seguito dell'aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito da parte dell'ARERA (Autorità di regolazione per Energia, Reti e Ambiente) per l'anno 2024, in parte compensati da maggiori costi operativi e minori contributi di allacciamento;
• +10 milioni di euro relativi al ciclo idrico riconducibili alla diminuzione dei costi di energia elettrica e all'incremento dei ricavi regolati;
• -10 milioni di euro relativi al comparto calore. La variazione è legata alla diminuzione dei prezzi dell'energia elettrica venduta, alla presenza nel 2023 delle agevolazioni previste dai decreti Aiuti in merito ai crediti di imposta per le imprese non energivore e non gasivore e alla minore marginalità relativa all'attività del Superbonus. Tali effetti negativi sono stati solo parzialmente compensati dai maggiori volumi di teleriscaldamento venduti (+7%) e dai ricavi dalla vendita di certificati bianchi riconosciuti per le centrali di cogenerazione di Tecnocity, Canavese e di A2A Airport;
• +4 milioni di euro relativi all'Illuminazione Pubblica per l'apporto di marginalità dei nuovi comuni e per minori costi operativi;
• +2 milioni di euro relativi a Smart City per maggiori ricavi (avvio progetto Minnovo e aggiornamento listini).

Gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni" sono pari a 514 milioni di euro (433 milioni di euro al 30 giugno 2023), e presentano un incremento di 81 milioni di euro.

Gli "Ammortamenti e svalutazioni" risultano pari a 441 milioni di euro (381 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali risultano pari a 148 milioni di euro (130 milioni di euro al 30 giugno 2023).

La voce rileva maggiori ammortamenti per 18 milioni di euro relativi all'implementazione dei sistemi informativi per 8 milioni di euro, alle nuove customer list per 6 milioni di euro ed al servizio idrico integrato e reti gas per 4 milioni di euro.

3 Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali presentano un aumento di 40 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2023 e riguardano:

• maggiori ammortamenti per 24 milioni di euro riferiti principalmente agli investimenti entrati in produzione successivamente al 30 giugno 2023;
• maggiori ammortamenti per 15 milioni di euro per rivisitazione vite utili impianti;
• maggiori ammortamenti per 2 milioni di euro per diritti d'uso;
• minori ammortamenti per 1 milione di euro.

Gli "Accantonamenti per rischi" presentano un effetto netto pari a 41 milioni di euro (effetto netto pari a 15 milioni di euro al 30 giugno 2023) dovuto agli accantonamenti rettificati dalle eccedenze del periodo.

L'"Accantonamento per rischi su crediti" presenta un valore di 32 milioni di euro (37 milioni di euro al 30 giugno 2023) determinato dall'accantonamento del periodo.

Per effetto delle dinamiche sopra esposte, il "Risultato Operativo Netto" risulta pari a 765 milioni di euro (449 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Il "Risultato da transazioni non ricorrenti" risulta pari a 3 milioni di euro (nessun valore al 30 giugno 2023) e si riferisce:

• per circa 6 milioni di euro al provento correlato all'indennizzo riconosciuto dal Comune di Cinisello Balsamo a favore di Unareti S.p.A. in esecuzione del lodo a conclusione del contenzioso sorto a partire dal 2006 sulla valorizzazione della rete di distribuzione gas riconsegnata al Comune nel mese di febbraio 2006;
• per circa 3 milioni di euro alla minusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione detenuta dalla società del Gruppo A2A Energy Solution nella società Consul System.

Gli "Oneri netti della gestione finanziaria" sono risultati pari a 52 milioni di euro (69 milioni di euro al 30 giugno 2023) e presentano un decremento pari a 17 milioni di euro. Tale variazione è riconducibile prevalentemente ad un incremento dei proventi finanziari per 28 milioni di euro, di cui 9 milioni di euro derivanti dall'indennizzo riconosciuto dal Comune di Cinisello Balsamo a favore di Unareti S.p.A. e per 16 milioni di euro dagli interessi inerenti alla maggiorazione del 10% sui crediti per efficientamento energetico relativi ai crediti ecobonus 110%.

Tale variazione in aumento è stata parzialmente compensata da un aumento degli oneri finanziari pari a 11 milioni di euro di cui maggiori interessi verso istituti di credito per 4 milioni di euro, nonché all'incremento degli oneri finanziari verso Cassa Depositi e Prestiti, pari a 3 milioni di euro, variazioni in parte compensate dalla diminuzione degli interessi su prestiti obbligazionari pari a 5 milioni di euro principalmente riconducibile alla scadenza di due Bond da 300 milioni di euro scaduti a dicembre 2023 e marzo 2024.

La "Quota di risultato di società consolidate ad equity" risulta pari a 2 milioni di euro (1 milione di euro al 30 giugno 2023) ed è riconducibile principalmente alla valutazione positiva delle partecipazioni detenute in alcune società collegate.

Gli "Oneri per imposte sui redditi" nel periodo in esame sono risultati pari a 211 milioni di euro (91 milioni di euro al 30 giugno 2023) e rilevano:

• imposte del periodo per 214 milioni di euro;
• imposte anticipate per 1 milione di euro;
• imposte differite per -4 milioni di euro.

Si evidenzia che in occasione della chiusura semestrale 2024 il Gruppo A2A ha ritenuto di stimare le imposte di periodo per tutte le società del Gruppo adottando il criterio del tax rate sulla base della migliore stima dell'aliquota media ponderata del Gruppo attesa per l'intero anno.

Gli oneri fiscali sul reddito relativi al primo semestre 2024 differiscono rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente, a causa dell'aumento significativo dei risultati del primo semestre 2024 e dell'effetto (minori imposte), registrato nel primo semestre del 2023, relativo all'affrancamento ai sensi dell'art. 15 del DL N. 185/2008.

Il "Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita" non presenta alcun valore al 30 giugno 2024 (3 milioni di euro al 30 giugno 2023 Restated).

Il "Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo", dedotto il risultato di pertinenza di terzi azionisti pari a 18 milioni di euro, è risultato positivo e pari a 489 milioni di euro (positivo per 280 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Di seguito viene riportata la tabella di Conto economico con l'evidenza degli special items che hanno influenzato sia il risultato al 30 giugno 2024 sia il risultato al 30 giugno 2023 consentendo in questo modo una più chiara rappresentazione dell'andamento della gestione caratteristica.

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023 Restated	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	6.091	7.992	(1.901)	(23,8%)
Costi operativi	(4.370)	(6.709)	2.339	(34,9%)
Costi per il personale	(442)	(401)	(41)	10,2%
Margine Operativo Lordo	1.279	882	397	45,0%
Ammortamenti e svalutazioni	(441)	(381)	(60	15,7%
Accantonamenti per rischi	(41)	(15)	(26)	n.s.
Accantonamenti per rischi su crediti	(32)	(37)	5	(13,5%)
Risultato Operativo Netto	765	449	316	70,4%
Risultato da transazioni non ricorrenti	(3)	-	(3)	-
Oneri finanziari netti	(61)	(69)	8	(11,6%)
Risultato netto società valutate a equity	2	1	1	100,0%
Utile al lordo delle imposte	703	381	322	84,5%
Oneri per imposte sui redditi	(207)	(114)	(93)	81,6%
Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita	-	3	(3)	(100,0%)
Risultato di pertinenza di terzi	(18)	(13)	(5)	38,5%
Utile netto di Gruppo Ordinario	478	257	221	86,0%
Special Items	11	23	(12)	(52,2%)
Utile netto del periodo di pertinenza del Gruppo	489	280	209	74,6%

Gli special items del primo semestre 2024, pari a 11 milioni di euro, si riferiscono ai proventi derivanti dal contenzioso con il Comune di Cinisello Balsamo a favore di Unareti S.p.A..

Gli special items del primo semestre 2023, pari a 23 milioni di euro, si riferiscono all'effetto dell'affrancamento dei maggiori valori fiscali di parte dell'avviamento delle società rinnovabili.

Situazione patrimoniale e finanziaria

Per le variazioni del perimetro di consolidamento al 30 giugno 2024 si rimanda a quanto indicato nella sezione "Situazione economica" della presente Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria.

3

Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

Prospetto Fonti/Impieghi

milioni di euro	30 06 2024	31 12 2023	Variazione
Capitale investito
Capitale immobilizzato netto	9.913	9.567	346
- Immobilizzazioni materiali	6.723	6.643	80
- Immobilizzazioni immateriali	3.683	3.630	53
- Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti (*)	83	83	-
- Altre attività/passività non correnti (*)	7	(188)	195
- Attività/passività per imposte anticipate/differite	469	464	5
- Fondi rischi, oneri e passività per discariche	(827)	(828)	1
- Benefici a dipendenti	(225)	(237)	12
di cui con contropartita il Patrimonio netto	(86)	(98)
Capitale Circolante Netto e Altre attività/passività correnti	(168)	(82)	(86)
Capitale Circolante Netto	266	(246)	512
- Rimanenze	567	319	248
- Crediti commerciali	2.741	3.540	(799)
- Debiti commerciali	(3.042)	(4.105)	1.063
Altre attività/passività correnti	(434)	164	(598)
- Altre attività/passività correnti (*)	(369)	193	(562)
- Attività per imposte correnti/debiti per imposte	(65)	(29)	(36)
di cui con contropartita il Patrimonio netto	(15)	(7)
Attività/Passività destinate alla vendita (*)	-	-	-
di cui con contropartita il Patrimonio netto	-	-
Totale Capitale investito	9.745	9.485	260
Fonti di copertura
Patrimonio netto	5.726	4.802	924
Totale posizione finanziaria oltre l'esercizio successivo	5.384	5.571	(187)
Totale posizione finanziaria entro l'esercizio successivo	(1.365)	(888)	(477)
Totale Posizione Finanziaria Netta	4.019	4.683	(664)
di cui con contropartita il Patrimonio netto	8	-
Totale Fonti	9.745	9.485	260

(*) Al netto dei saldi inclusi nella Posizione Finanziaria Netta.

Capitale immobilizzato netto

Il "Capitale immobilizzato netto" è pari a 9.913 milioni di euro e risulta in aumento di 346 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023.

Le variazioni intervenute sono di seguito dettagliate:

• le Immobilizzazioni Materiali, presentano una variazione in aumento pari a 80 milioni di euro corrispondente a:
• investimenti effettuati pari a 361 milioni di euro dovuti agli interventi sugli impianti di trattamento dei rifiuti e di termovalorizzazione, sulle centrali termoelettriche e idroelettriche e sugli impianti di energia da fonti rinnovabili per 167 milioni di euro, all'ampliamento e il rifacimento della rete in media e bassa tensione, nonché all'installazione dei nuovi contatori elettronici per 114 milioni di euro, allo sviluppo delle reti di teleriscaldamento per 42 milioni di euro, all'acquisizione di mezzi mobili per la raccolta dei rifiuti e altre attrezzature per 11 milioni di euro, ad interventi sulla rete in fibra ottica e di trasporto gas per 5 milioni di euro, ad investimenti orientati allo sviluppo del piano di efficienza energetica per 3 milioni di euro, per 6 milioni di euro per il piano di Efficientamento con nuove sorgenti luminose a tecnologia a led e per 4 milioni di euro ad investimenti sulla rete di ricarica dei veicoli elettrici nonché ad interventi su fabbricati per 6 milioni di euro ed all'implementazione di apparecchiature di telecomunicazione per 3 milioni di euro;
• primo consolidamento delle società acquisite nel corso del periodo, che ha comportato un incremento di 19 milioni di euro;
• decremento netto per altre variazioni pari a 5 milioni di euro riconducibile all'aumento dei diritti d'uso in applicazione del principio contabile IFRS16 per 20 milioni di euro, al decremento del fondo decommissioning e spese chiusura e post chiusura discariche per 18 milioni di euro, al decremento netto per 2 milioni di euro per riclassifiche ad altre poste di bilancio, al decremento per 3 milioni di euro dovuto alla registrazione di contributi su investimenti di anni precedenti, al decremento per 2 milioni di euro per l'uscita dal perimetro di consolidamento della società Tula Bioenergia;
• decremento di 2 milioni di euro a seguito di svalutazioni effettuate nel corso del periodo, su asset non più considerati funzionali all'attività del Gruppo A2A;
• riduzione di 2 milioni di euro a seguito di smobilizzi del periodo al netto del relativo fondo ammortamento;
• riduzione di 291 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo;
• le Immobilizzazioni Immateriali mostrano una variazione in aumento di 53 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023 attribuibile a:
• investimenti effettuati pari a 192 milioni di euro, dovuti all'implementazione di sistemi informativi per 62 milioni di euro, ad interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti di distribuzione gas ed alla sostituzione di tubazioni interrate in media e bassa pressione per 58 milioni di euro, a lavori sulla rete di trasporto e distribuzione dell'acqua, sulle reti fognarie e sugli impianti di depurazione per 40 milioni di euro, per 31 milioni di euro per oneri sostenuti per la gestione di contratti con i clienti, nonché a oneri di progettazione, ricerca e sviluppo per le Centrali Calore per 1 milione di euro;
• primo consolidamento delle società acquisite nel corso del periodo, che ha comportato un incremento di 43 milioni di euro;
• decremento netto di 32 milioni di euro per altre variazioni, dovute, al decremento per 31 milioni di euro dei certificati ambientali del portafoglio industriale ed al decremento per 1 milione di euro a seguito della riclassifica di alcune poste tra le immobilizzazioni materiali;
• diminuzione di 2 milioni di euro a seguito di smobilizzi del periodo al netto del relativo fondo di ammortamento;
• riduzione di 148 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo;
• le Partecipazioni e le Altre Attività Finanziarie non correnti ammontano a 83 milioni di euro e non presentano variazioni rispetto all'esercizio precedente. Tale voce comprende le partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto, gli investimenti in Corporate Venture Capital ed altre attività finanziarie non correnti non comprese nella Posizione Finanziaria Netta;

3 Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

• le Altre Attività e Passività non correnti presentano un incremento netto pari a 195 milioni di euro riconducibile al decremento dei depositi cauzionali da clienti per 122 milioni di euro, all'incremento dei crediti verso l'erario per agevolazioni fiscali previste dai bonus edilizi scadenti oltre l'esercizio successivo, per 81 milioni di euro, al decremento di altri depositi cauzionali per 9 milioni di euro e ad altre variazioni in aumento di 1 milione di euro;
• le Attività per imposte anticipate ammontano a 469 milioni di euro (464 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e presentano un incremento netto pari a 5 milioni di euro, al netto degli effetti relativi ai primi consolidamenti del periodo pari a 1 milione di euro, relativo all'iscrizione di attività per imposte anticipate nette;
• i Fondi rischi, oneri e passività per discariche al 30 giugno 2024 ammontano a 827 milioni di euro e presentano un decremento pari a 1 milione di euro;
• i Benefici a dipendenti, presentano una variazione in diminuzione per 12 milioni di euro, riferita alle erogazioni del semestre, ai versamenti ai fondi previdenziali ed alle valutazioni attuariali, al netto degli accantonamenti del periodo.

Capitale Circolante Netto e Altre attività/passività correnti

Il "Capitale Circolante Netto", definito quale somma algebrica fra crediti commerciali, rimanenze finali e debiti commerciali ammonta a 266 milioni di euro, in aumento di 512 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023. Le poste principali sono di seguito commentate:

• le "Rimanenze" sono pari a 567 milioni di euro (319 milioni di euro al 31 dicembre 2023), al netto del relativo fondo obsolescenza per 28 milioni di euro, in aumento di 248 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023. La variazione in aumento è riconducibile principalmente ad un incremento delle altre scorte per 287 milioni di euro, parzialmente compensato dalle minori giacenze di combustibili per 35 milioni di euro sia per effetto della stagionalità che per effetto scenario (le giacenze comprendono le rimanenze di combustibili per la produzione di energia elettrica e le rimanenze di gas per l'attività di vendita e stoccaggio dello stesso), per 2 milioni di euro al decremento delle giacenze di materiali comprensive dell'accantonamento al fondo obsolescenza materiali e per 2 milioni di euro al decremento dei combustibili presso terzi;
• i "Crediti commerciali" risultano pari a 2.741 milioni di euro (3.540 milioni di euro al 31 dicembre 2023), con un decremento pari a 799 milioni di euro. La variazione dei crediti commerciali, costituita da un incremento per effetto dei primi consolidamenti pari a 16 milioni di euro e da un decremento di 815 milioni di euro, è riconducibile principalmente alla stagionalità del business del Gruppo.

Il "Fondo rischi su crediti", calcolato in ottemperanza al principio IFRS 9, è pari a 256 milioni di euro e presenta un incremento di 12 milioni di euro, al netto dei primi consolidamenti per 4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023, dovuto ad accantonamenti per 32 milioni di euro, ad utilizzi del periodo per 18 milioni di euro e ad altre variazioni in diminuzione per 2 milioni di euro;

• I "Debiti commerciali" risultano pari a 3.042 milioni di euro e presentano una variazione in diminuzione per 1.074 milioni di euro, al netto delle variazioni legate ai primi consolidamenti pari a 11 milioni di euro. Il decremento è principalmente riconducibile alla stagionalità dei business del Gruppo, nonché per effetto dei minori acquisti OTC commodity (contratti bilaterali);
• le "Altre attività/passività correnti" presentano una variazione netta in diminuzione pari a 598 milioni di euro riconducibile a:
• decremento dei depositi cauzionali attivi per 375 milioni di euro;
• incremento netto del debito verso l'erario per IVA, accise ed altre imposte indirette per 149 milioni di euro;
• incremento netto dei crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali per 16 milioni di euro;
• decremento netto dei fair value dei derivati su commodities per 53 milioni di euro;
• incremento netto dei debiti per imposte correnti per 36 milioni di euro;
• incremento netto delle altre passività correnti per 1 milione di euro.

Il "Capitale investito" consolidato al 30 giugno 2024 ammonta a 9.745 milioni di euro e trova copertura nel Patrimonio netto per 5.726 milioni di euro e nella Posizione Finanziaria Netta per 4.019 milioni di euro.

Patrimonio netto

Il "Patrimonio netto", pari a 5.726 milioni di euro, presenta una movimentazione positiva per complessivi 924 milioni di euro.

Il risultato del periodo ha prodotto un effetto positivo per 489 milioni di euro, in parte compensato dalla distribuzione dei dividendi per 300 milioni di euro e da una variazione in diminuzione degli interessi di minoranze per complessivi 7 milioni di euro.

Si evidenziano, infine, altre variazioni in aumento per 742 milioni di euro in conseguenza alla prima emissione obbligazionaria non convertibile, subordinata ibrida dal valore nominale di 750 milioni di euro, nonché una variazione netta positiva dei derivati Cash flow hedge e delle riserve IAS 19 per complessivi 4 milioni di euro.

La "Posizione Finanziaria Netta di Consolidato" al 30 giugno 2024 risulta pari a 4.019 milioni di euro (4.683 milioni di euro a fine 2023). L'indebitamento lordo è pari a 5.972 milioni di euro in decremento di 390 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023. Le disponibilità liquide o equivalenti sono pari a 1.893 milioni di euro in aumento di 264 milioni di euro. Le altre attività e passività finanziarie nette presentano un saldo attivo per 60 milioni di euro con un incremento netto pari a 10 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023.

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023
EBITDA	1.279	882
Variazione Capitale Circolante Netto	(512)	(313)
Variazione Altre attività/passività	317	221
Pagato per Utilizzo fondi, Imposte nette e Oneri finanziari netti	(252)	(148)
Flusso di cassa operativo	832	642
Investimenti	(553)	(494)
Flusso di cassa ante pagamento dividendi	279	148
Dividendi	(300)	(283)
Flusso di cassa netto	(21)	(135)
Delta perimetro	(57)	21
Obbligazioni ibride perpetue	742	-
Variazione Posizione finanziaria netta	664	(114)

Nel corso del periodo l'assorbimento di cassa netto è risultato pari a 21 milioni di euro, dopo investimenti per 553 milioni di euro ed il pagamento dei dividendi per 300 milioni di euro, in parte compensati dalla cassa generata dalla gestione operativa e pari a 832 milioni di euro. Le variazioni di perimetro intervenute nel corso del periodo risultano negative e pari a 57 milioni di euro.

Si segnala inoltre l'impatto della prima emissione obbligazionaria non convertibile, subordinata ibrida in formato Green dal valore nominale di 750 milioni di euro che al netto dei costi di transazione è stata iscritta per un valore complessivo pari a 742 milioni di euro.

3 Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

3.2 Eventi di rilievo del periodo

Acinque perfeziona l'acquisizione del 70% di Agesp Energia

Il 3 gennaio 2024 si è perfezionata, con data efficacia 1° gennaio, l'acquisizione del 70% di Agesp Energia da parte di Acinque, già storicamente attiva nell'area di Varese. L'acquisizione è coerente con le strategie di crescita di Acinque che, fondata sulle aggregazioni territoriali, con A2A partner industriale, ha progressivamente consolidato la propria capacità competitiva, ampliando sia la massa critica del business sia i perimetri di riferimento. Agesp Energia opera nella vendita di energia elettrica e gas e rappresenta l'operatore di riferimento, da oltre 60 anni, nel territorio di Busto Arsizio per i 39.300 clienti (di cui 27.700 clienti riferiti a comparto gas e 11.600 clienti energia elettrica). La società opera, inoltre, nel servizio di teleriscaldamento, ed è proprietaria della rete dedicata (circa 18 km) nonché dell'impianto di cogenerazione a servizio della stessa. Nel 2022 sono stati venduti circa 32.100 MWh di energia termica e immessi in rete 21.400 MWh di energia elettrica al netto dell'autoconsumo.

Rinnovato tacitamente il Patto tra A2A e gli Enti Pubblici relativo ad Acinque

Ai sensi dell'articolo 122 del T.U.F. e degli articoli 129 e 131 del Regolamento Emittenti, Acinque comunica che il patto parasociale stipulato in data 30 marzo 2018 e rinnovato lo scorso 30 giugno 2021 tra A2A, Lario Reti Holding, il Comune di Monza, il Comune di Como, il Comune di Sondrio e il Comune di Varese è stato tacitamente rinnovato per un periodo di ulteriori tre anni con efficacia a partire dalla data di scadenza del 30 giugno 2024. Le azioni ordinarie complessivamente interessate dal Patto e le percentuali dei soci paciscenti rimangono invariate: A2A partecipa con il 41,34% del capitale sociale, Lario Reti Holding con il 23,93%, il Comune di Monza con il 10,53%, il Comune di Como con il 9,61%, il Comune di Sondrio con il 3,30% e il Comune di Varese con l'1,29%.

A2A accordo con Gruppo Enel per il riassetto delle reti elettriche in Lombardia

In data 9 marzo A2A S.p.A. ed E-distribuzione, società del Gruppo Enel attiva nella distribuzione di energia elettrica, hanno firmato un contratto di compravendita relativo al ramo di rete elettrica gestito da E-distribuzione in alcune aree della Lombardia nelle province di Milano e Brescia. Tale accordo consentirà al Gruppo A2A di valorizzare le sinergie territoriali e di accelerare gli investimenti necessari alla transizione energetica.

In particolare, l'operazione prevede l'acquisizione da parte di A2A del 90% di una società di nuova costituzione cui saranno conferiti gli asset di distribuzione elettrica di E-distribuzione della provincia di Milano (con esclusione di pochi comuni della cintura Nord) e, nel bresciano, della Valtrompia, per un totale di circa 800.000 POD, circa 5.000 km di cavi in media tensione, oltre 12.000 km di cavi in bassa tensione, circa 9.500 cabine secondarie e 60 cabine primarie. Si prevede che, contestualmente al perfezionamento della compravendita (closing), non ancora conclusa, la cui esecuzione è subordinata all'avverarsi di alcune condizioni sospensive, sarà stipulato tra A2A ed E-distribuzione – che deterrà il restante 10% della società – un patto parasociale che, tra le altre cose, includerà un meccanismo di clausole incrociate di opzione di acquisto e di vendita aventi ad oggetto la partecipazione del 10%, esercitabili a partire dal primo anniversario del closing.

A2A presenta il nuovo Piano Strategico 2024-2035

In data 12 marzo 2024 Il Consiglio di Amministrazione di A2A ha esaminato e approvato il nuovo Piano Strategico 2024-2035; il Piano rilancia e estende gli obiettivi di crescita industriale del Gruppo nel lungo periodo.

La transizione ecologica si conferma il cardine della strategia del Gruppo, con i due pilastri: Economia circolare e Transizione energetica, che guidano un piano di investimenti da 22 miliardi di euro in dodici anni, focalizzato su infrastrutture, persone e imprese, decarbonizzazione e sviluppo future-fit.

3 Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

Confermato il rating e l'outlook "stable" di A2A da Moody's e S&P Global

In data 15 marzo Moody's ha confermato il rating di lungo termine di A2A a Baa2 con outlook "stable".

In data 18 marzo 2024 S&P Global ha confermato il rating di lungo termine di A2A a BBB con outlook "stable".

Le decisioni seguono la firma dell'accordo per l'acquisizione da parte di A2A del 90% di una società di nuova costituzione cui saranno conferiti gli asset di distribuzione elettrica di E-distribuzione della Provincia di Milano (con esclusione di pochi comuni della cintura Nord) e, nel bresciano, della Valtrompia. Tale operazione è in linea con la strategia delineata dal nuovo Piano 2024-2035 di A2A focalizzato maggiormente su business a bassa volatilità, in particolare le reti elettriche regolamentate, e su uno sviluppo delle attività rinnovabili più lento rispetto al piano precedente, migliorando in tal modo il profilo di rischio.

Le conferme del rating riflettono, inoltre, il business mix ben diversificato e verticalmente integrato di A2A, l'impegno per un'attenta disciplina finanziaria oltre che il forte commitment al mantenimento del rating attuale nel proprio percorso di crescita sostenibile.

Assemblea ordinaria di A2A S.p.A.

In data 24 aprile 2024 l'Assemblea ordinaria di A2A S.p.A. ha approvato il fascicolo di bilancio e la proposta formulata dal Consiglio di Amministrazione di distribuire un dividendo per azione ordinaria pari a 0,0958 euro. Il dividendo è stato pagato nel mese di maggio 2024.

L'Assemblea ha inoltre deliberato in senso favorevole con voto vincolante sulla prima sezione della Relazione sulla Remunerazione 2024 e con voto consultivo, non vincolante, sulla seconda sezione della Relazione sulla Remunerazione 2024.

L'Assemblea ha autorizzato e definito i termini entro i quali l'Organo Amministrativo potrà effettuare operazioni di acquisto e disposizione su azioni proprie.

Riconosciute le performance della strategia ESG di A2A

Per il terzo anno consecutivo l'impegno di A2A per la responsabilità ambientale e sociale è stato riconosciuto a livello globale con l'inclusione nello "S&P Global Sustainability Yearbook 2024", il report annuale redatto dall'agenzia di rating Standard & Poor's che evidenzia le aziende leader nel mondo per le loro pratiche di sostenibilità. Nel settore delle Multiutilities, il Gruppo si è posizionato sesto tra i 59 peers analizzati.

Aste elettriche A2A rafforza la presenza in Italia

A2A Energia, società controllata da A2A, si conferma uno dei principali attori nel processo di liberalizzazione del mercato dell'energia aggiudicandosi:

• nel mese di febbraio, nell'ambito delle aste per il Servizio sulle Tutele Graduali dei clienti domestici non vulnerabili, i lotti Area Sud 2 e Area Sud 10, per un totale di poco meno di trecentomila punti di fornitura;
• nel mese di maggio, nell'ambito delle aste per il Servizio a Tutele Graduali per le forniture di energia elettrica a piccole imprese, l'assegnazione provvisoria di due lotti: Lazio, Friuli-Venezia Giulia, Valle d'Aosta (lotto 2) e Campania, Marche, Sardegna (lotto 6) che riguardano oltre 22.000 punti di fornitura.

Acquisizione Parco Friulano 2

In data 7 maggio 2024 il Gruppo A2A, tramite la controllata A2A Rinnovabili, ha acquisito il 70% di Parco Solare Friulano 2, società di EnValue Italia e MSE Solar Energy Italia, che ha ottenuto il permesso per la costruzione e l'esercizio di un impianto fotovoltaico nei Comuni di Santa Maria la Longa e Pavia di Udine (UD), con una capacità autorizzata di 112,1 MWp.

Con oltre 150 MWp installati totali, questo impianto insieme a quello autorizzato nel 2022 negli stessi Comuni per una capacità di 59,1 MWp rappresenterà il principale polo fotovoltaico del Nord del Paese. Saranno infatti prodotti oltre 210 GWh annui che permetteranno di soddisfare il fabbisogno di energia elettrica di oltre 75.000 famiglie, di ridurre il consumo di gas naturale di circa 40 milioni di metri cubi e di evitare l'emissione di circa 90.000 tonnellate di CO2.

Impianto solare fotovoltaico sui padiglioni di Fiera Milano

In data 16 maggio è entrato in funzione il più grande e potente impianto fotovoltaico d'Italia realizzato sui tetti dei padiglioni di Fiera Milano.

L'infrastruttura realizzata da A2A insieme a Fondazione Fiera – attraverso la joint venture Fair Renew - è costituita da circa 50.000 pannelli fotovoltaici, distribuiti su 330.000 metri quadrati di copertura dei padiglioni, pari alla superficie di 45 campi da calcio.

La struttura, che rappresenta un esempio di eccellenza nazionale nell'ambito delle energie rinnovabili, avrà una produzione attesa annua di 21,6 GWh - pari al consumo di circa 7.800 famiglie - che permetterà di evitare l'emissione di oltre 9.800 mila tonnellate di CO2 l'anno e una potenza installata totale di 18 MWp. Il sistema fotovoltaico consentirà di coprire una parte dei fabbisogni di Fiera Milano, per il quartiere espositivo a Rho, mentre la quota residuale dell'energia green generata verrà immessa in rete.

A2A emissione primo Green Bond Ibrido a sostegno degli investimenti nella transizione energetica e nell'economia circolare

In data 4 giugno A2A S.p.A. ha collocato con successo la sua prima emissione obbligazionaria perpetua subordinata ibrida in formato Green – use of proceeds dal valore nominale di 750 milioni euro.

L'emissione, effettuata in esecuzione della delibera del 14 maggio 2024 del Consiglio di Amministrazione della Società e della determina del Presidente in data 4 giugno 2024, ha registrato grande interesse ricevendo ordini per circa 2,9 miliardi di euro, circa 4 volte l'ammontare offerto.

Il titolo, collocato ad un prezzo di emissione pari a 99,460% e caratterizzato da un periodo di non-call di 5,25 anni, avrà una durata perpetua e corrisponderà una cedola annua fissa del 5,000% fino alla prima data di reset prevista l'11 settembre 2029.

Tale emissione andrà a finanziare e/o rifinanziare gli Eligible Green Projects: progetti strategici di economia circolare e transizione energetica legati allo sviluppo delle rinnovabili, al settore ambientale, alle reti elettriche e al ciclo idrico definiti all'interno del Sustainable Finance Framework di A2A. Tra i progetti selezionati anche gli asset di recente acquisizione nell'ambito delle reti elettriche e della produzione di energia rinnovabile.

3

3.1

Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi economica, patrimoniale e

3.2 Eventi di rilievo del periodo

finanziaria

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

Finanziamento Green Loan in pool da 600 milioni a sostegno dello sviluppo della rete elettrica

In data 10 luglio 2024 A2A ha completato con successo un'operazione di finanziamento in pool da 600 milioni di euro, in formato Green Use of Proceeds, per l'acquisizione degli asset relativi alla rete elettrica in alcune aree della Lombardia, nelle province di Milano e Brescia, annunciata a marzo 2024.

Questo strumento permette al Gruppo A2A di rafforzare la propria posizione di liquidità garantendo flessibilità nell'esecuzione del proprio Piano Strategico.

Il finanziamento ponte della durata di 2 anni è stato strutturato come Green Loan in conformità al Sustainable Finance Framework di A2A, verificato da Vigeo Eiris, e ai Green Loan Principles (GLP) pubblicati dalla Loan Market Association (LMA).

3.4 Climate change

Il Gruppo A2A è una Life Company, si prende cura della vita, il capitale più prezioso. Promuove la crescita sostenibile del Paese grazie a una strategia di lungo termine, con investimenti dedicati allo sviluppo dell'economia circolare e alla transizione energetica: business che, più di altri, sono cruciali per preservare il futuro di tutti. La sostenibilità è alla base della strategia del Gruppo, focalizzata su una transizione equa, ecologica e condivisa e declinata nei due pilastri dell'economia circolare e della transizione energetica.

Il Gruppo A2A è inoltre soggetto agli effetti derivanti dai cambiamenti climatici, i rischi connessi ad essi sono oggetto di analisi specifica da parte del Gruppo, che a tal proposito, ha creato un sistema di identificazione, valutazione e gestione dei rischi connessi ai cambiamenti climatici, integrandolo nel proprio processo di Enterprise Risk Management. I rischi climatici individuati sono il risultato della analisi di materialità effettuata considerando:

• le categorie di rischio delineate dalle raccomandazioni della Taskforce on Climate-related Financial Disclosure (TCFD);
• lo standard ESRS E1 Climate Change predisposto nell'ambito della Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD);
• i modelli di business e i servizi offerti dal Gruppo.

Per i rischi climatici di tipo fisico, sia cronici che acuti, il Gruppo A2A fa riferimento anche al Framework dei pericoli legati al clima dell'Unione Europea emanato nell'ambito della tassonomia UE degli investimenti Green (Appendice A del Regolamento Delegato (UE) che integra il Regolamento UE 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio).

Le azioni attuate dal Gruppo A2A per contrastare i rischi connessi al climate change costituiscono, quindi, un tassello importante della strategia di sviluppo i cui pilastri sono l'Economia Circolare e la Transizione Energetica.

A tal proposito, il Gruppo ha ribadito il proprio impegno nella decarbonizzazione anche nel Piano 2024-2035, confermando il proprio obiettivo di riduzione del fattore emissivo a 226 gCO2/kWh al 2030, pari a una riduzione del 47% del fattore emissivo di CO2 rispetto al valore del 2017 (425 gCO2/kWh). È importante ribadire che il Gruppo A2A ha già deciso la chiusura dell'impianto a carbone di Monfalcone, svalutandolo integralmente nel Bilancio 2018. Tale impianto è oggi oggetto di un'importante riconversione.

Non solo: con il Piano 2024-2035, il Gruppo si è impegnato anche nella decarbonizzazione della propria catena di fornitura nell'orizzonte di Piano, ponendosi un obiettivo sul calcolo e sulla riduzione delle emissioni di scope 3, secondo le seguenti percentuali: -5% nel 2025, -10% nel 2028 e -30% nel 2035.

3 Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

Rischi rilevanti per il Gruppo connessi al cambiamento climatico

Dalle analisi svolte, sono stati individuati i seguenti rischi rilevanti per il Gruppo indicati nella tabella seguente. I valori di impatto stimati sono medi annui sull'orizzonte del Piano Industriale 2024-2035:

Business	Evento	Assumptions adottate per la stima degli impatti	Probabilità*	Range di impatto su EBITDA (M€/a)
Reti elettriche	Resilienza delle reti di distribuzione dell'energia elettrica	Per il rischio si considera prevalente l'impatto reputazionale, pertanto l'impatto economico si mantiene basso e consiste nella eventuale applicazione di sanzioni in caso di mancato rispetto dei livelli di qualità del servizio stabiliti da ARERA.	Possibile	<5
Gas retail	Domanda di energia termica	Si considerano le minori vendite di energia termica che potrebbero verificarsi per effetto di andamenti delle temperature invernali ed autunnali più miti rispetto a quelle previste nello scenario di Piano industriale. L'impatto è basato sui dati storici di variazione dell'Ebitda rispetto al budget. Inoltre si considera l'impatto sulla marginalità nell'eventualità che si verifichi uno scostamento non programmato degli impieghi di portafoglio della commodity gas per effetto di condizioni climatiche a consuntivo molto diverse (temperatura eccezionale/ minima) da quelle utilizzate in fase di programmazione (temperatura normale). L'importo a rischio è stimato applicando al consumo giornaliero - calcolato in funzione della temperatura (gradiente) - la volatilità dei prezzi di mercato invernali.	Possibile	<5
Calore	Domanda di energia termica	Si considerano le minori vendite di energia termica che potrebbero verificarsi per effetto di andamenti delle temperature invernali ed autunnali più miti rispetto a quelle previste nello scenario di Piano industriale. Si stimano gli scostamenti dei Gradi Giorno (GG) rispetto ai dati di Piano sulla base di valutazioni statistiche effettuate su dati storici (fonte: "Il clima in Italia nel 2022" pubblicato da Sistema Nazionale per la Protezione dell'Ambiente – Report di Sistema SNPA/36 2023). Vedi anche il paragrafo "Analisi di sensitività – variazioni dei Gradi Giorno".	Possibile	<5
Energia elettrica – Idro e rinnovabili	Precipitazioni ed utilizzo della risorsa idrica	Si considera la riduzione della produzione per ognuna delle aste idroelettriche del Gruppo rispetto alle previsioni del Piano industriale - per effetto di una variazione sfavorevole della piovosità media. La stima della produzione a rischio è basata sulla differenza tra la produzione media annuale prevista nel Piano Industriale e il worst case costituito dalla produzione del 2022, che è stato un anno particolarmente sfavorevole. Si ipotizza che tale worst case possa ripetersi due volte nell'orizzonte temporale del Piano industriale 2024-2035. La minore produzione viene valorizzata con i valori di PUN dell'energia (PUN peak per gli impianti a bacino e PUN base load per gli impianti ad acqua fluente) previsti dallo scenario energetico di Piano Industriale. Inoltre, si considera la riduzione della produzione per ognuna delle aste idroelettriche del Gruppo rispetto alle previsioni del Piano – per effetto di una eventuale richiesta addizionale di rilasci rispetto a quanto previsto dalle convenzioni in essere - valorizzata con i valori di PUN dello scenario energetico di Piano Industriale.	Possibile	>20
Energia elettrica - CCGT + Monfalcone + San Filippo del Mela	Raffreddamento impianti	Il rischio è stato stimato qualitativamente sulla base degli eventi storici.	Poco Possibile	<5
Ambiente	Revisione Direttiva ETS	Sono ancora molti i margini di incertezza sulle modalità di applicazione ai termovalorizzatori nel nuovo sistema ETS. La stima effettuata ha tenuto conto delle previsioni delle emissioni di CO2 dei termovalorizzatori, delle previsioni di prezzo delle EUAs dello Scenario di Piano e di una ipotesi di trasferimento del costo delle quote sulla tariffa di smaltimento. Sono state considerate soltanto le emissioni provenienti dalla frazione di carbonio da fonte fossile presente nei rifiuti.	Possibile	>20
Trasversale	Fenomeni meteorologici estremi	Il rischio è stato stimato a partire dagli scenari di danno descritti nei report di assessment redatti dal broker assicurativo, delle vulnerabilità degli impianti e delle franchigie per danni diretti e indiretti previste dal contratto di assicurazione.	Possibile	<5

*Poco Possibile: <10%; Possibile: >=10%; =<50%; Probabile: >50%

Basso: <5M€/a; Medio: >=5M€/a; =<20M€/a; Alto: >20M€/a

In base a quanto sopra esposto si evidenzia che i rischi climatici con impatto potenziale più significativo sono collegati:

• alle variazioni di risorsa idrica disponibile per la produzione idroelettrica, in conseguenza sia ad una potenziale riduzione complessiva dei volumi annui di precipitazione sia ai potenziali cambiamenti nella distribuzione delle precipitazioni nel corso dell'anno, sia alla potenziale riduzione della riserva di acqua accumulata sotto forma di manto nevoso (Snow Water Equivalent) a causa dell'innalzamento delle temperature medie e massime dell'aria;
• al costo dei permessi di emissione di CO2, nell'eventualità che il sistema ETS diventi obbligatorio anche per i termovalorizzatori;
• alla riduzione delle vendite di gas e calore, per effetto di un potenziale innalzamento delle temperature medie autunnali ed invernali.

In particolare, per le reti elettriche, la resilienza delle reti di distribuzione è legata a tre possibili rischi:

• interruzione del servizio legata a possibili picchi di richiesta indotti da un aumento delle temperature;
• allagamenti delle cabine interrate causati da piogge intense;
• maggiore domanda di energia legata all'elettrificazione dei consumi.

Il Piano industriale 2024-2035 include un piano di investimenti finalizzato al mantenimento e sviluppo della rete elettrica, tali da consentire sia l'adattamento ai rischi climatici fisici che la progressiva elettrificazione dei servizi energetici migliorandone l'efficienza e riducendo le emissioni di CO2. A tal proposito, il piano comprende interventi di potenziamento e razionalizzazione delle reti, delle cabine secondarie, delle cabine primarie ed un ampliamento di gestione da remoto degli asset.

Tali investimenti, essendo la distribuzione di energia elettrica un business regolato, sono remunerati ad un tasso definito dall'ARERA e aggiornato periodicamente. Inoltre, l'ARERA offre la possibilità di aderire ad un meccanismo di premialità per favorire la realizzazione di interventi specifici per l'aumento della resilienza delle reti elettriche.

Sono inoltre presenti presidi operativi di telecontrollo, avanzati strumenti tecnici di sicurezza, squadre di pronto intervento nonché specifici presidi per quelle infrastrutture che risultano maggiormente esposte a rischi di interruzione nella erogazione dei servizi. È stato istituito il Gruppo di Lavoro "Preparazione ondate di calore Milano", incaricato di coordinare le attività di prevenzione e gestione dei disservizi e delle relative attività di comunicazione.

I business Gas Retail e Calore potrebbero subire un andamento sfavorevole conseguente:

• a temperature invernali più elevate di quelle previste;
• al verificarsi di condizioni climatiche a consuntivo molto diverse (temperatura eccezionale/minima) da quelle utilizzate in fase di programmazione.

Il Piano industriale include investimenti nel business del Calore finalizzati agli sviluppi delle reti di teleriscaldamento e delle strategie di aumento del numero di clienti. Inoltre, sono presenti progetti di recupero dei "cascami termici" e di revamping degli impianti esistenti, per ottimizzare i costi energetici e mantenere la competitività degli asset. Tali investimenti, oltre che a mitigare il rischio, sono finalizzati a sviluppare il business del teleriscaldamento.

Per la stima delle quantità di calore venduto previste a Piano, al fine di tenere in adeguata considerazione il cambiamento climatico, sono state considerate le medie storiche dei gradi giorno osservati negli ultimi 5 anni, che catturano gli incrementi maggiori di temperatura. Come meglio descritto nella nota "Impairment", ai fini del test di impairment, sono state fatte ulteriori analisi di sensibilità a tale ipotesi già prudenziale.

La produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili potrebbe essere impattata da più fenomeni esogeni:

• cambiamento nel regime delle precipitazioni;
• competizione per l'uso della risorsa idrica;
• regime dei venti e dell'insolazione.

Il cambiamento nel regime delle precipitazioni potrebbe comportare una variazione della disponibilità idrica per le principali aste idroelettriche del Gruppo. Il piano industriale comprende investimenti per ottimizzare l'utilizzo della risorsa idrica derivata a scopo idroelettrico (es. pompaggi). Inoltre, il Gruppo è impegnato nello sviluppo di strumenti atti a migliorare le previsioni di precipitazioni e deflussi oltre che nell'elaborazione di analisi e modelli ingegneristici a supporto della

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Risultati consolidati e andamento della gestione

3.1 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

3.2 Eventi di rilievo del periodo

3.3 Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2024

3.4 Climate change

3.5 Tassonomia

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

programmazione degli impianti idroelettrici sia di medio che di breve termine. Ai fini del piano la stima della produzione idroelettrica del Gruppo è basata su una media storica di 10 anni, includendo anche il 2022, che è stato il peggiore in termini di idraulicità di tale periodo osservato, per tutti i nuclei idroelettrici del Gruppo. Anche in tal caso, come meglio descritto nella nota "Impairment", ai fini del test di impairment, sono state fatte ulteriori analisi di sensibilità a tale ipotesi già prudenziale.

La competizione per l'uso della risorsa idrica potrebbe comportare un aumento della quota di acqua che gli impianti idroelettrici saranno obbligati a rilasciare per renderla disponibile per usi irrigui e potabili.

Periodi siccitosi possono impattare anche sulla disponibilità di biomassa per gli impianti della filiera delle bioenergie.

La produzione da impianti termoelettrici ("CCGT")

potrebbe essere impattata sia dall'innalzamento delle temperature che dalla siccità, per il rischio relativo alle limitazioni al funzionamento degli impianti per difficoltà di raffreddare adeguatamente il ciclo termoelettrico in caso di innalzamento delle temperature estive e/o di abbassamento dei livelli dei corsi d'acqua da cui viene derivata l'acqua di raffreddamento. Il Gruppo, per mitigare tali rischi monitora costantemente la temperatura delle acque di raffreddamento, nonché, presso alcuni impianti, della temperatura del corso d'acqua a valle dello scarico. Inoltre, il Gruppo ha attive coperture assicurative all risk, per tutti gli impianti,

che coprono anche i danni diretti e indiretti causati da fenomeni naturali.

La Revisione della Direttiva ETS potrebbe impattare la Business Unit Ambiente. In particolare, i termovalorizzatori potrebbero essere ricompresi nel campo dell'Emissions Trading Scheme in seguito alla pubblicazione della Direttiva (UE) 2023/959. Il Gruppo si impegna costantemente nel monitoraggio della normativa, nella valutazione dei possibili impatti e partecipa a tavoli di confronto con le associazioni di categorie e/o gli enti competenti per rappresentare eventuali criticità nell'applicazione delle normative in itinere ed effettuare proposte. Inoltre, il Gruppo sta sperimentando nuove tecnologie di cattura e sequestro della CO2 emessa dai termovalorizzatori.

Il Gruppo A2A monitora eventuali fenomeni meteorologici estremi (es. alluvioni, frane, bombe d'acqua, trombe d'aria ecc.), i quali potrebbero essere un rischio per gli asset del Gruppo e per la continuità dei business. A tal proposito il Gruppo, per coprirsi da tali eventi ha attivi contratti assicurativi, per tutti gli impianti, con copertura estesa anche ai danni derivanti da fenomeni naturali. Inoltre, sono presenti procedure atte a gestire in maniera ottimale e tempestiva eventuali fenomeni meteorologici acuti. Infine, in un'ottica di prevenzione, la progettazione e la realizzazione degli impianti (es. eolici e fotovoltaici) tiene conto delle caratteristiche del territorio e della climatologia locale (es. stabilità dei versanti, ventosità, ecc.).

Incertezze relative al piano di decarbonizzazione

Il raggiungimento dei target di decarbonizzazione è comunque soggetto alle seguenti principali fonti di incertezza:

• eventuali situazioni geopolitiche, di mercato o climatiche, che potrebbero comportare l'aumento della domanda di energia da fonte fossile, sia per far fronte ad una eventuale maggiore domanda interna di energia sia per compensare eventuali minori produzioni da fonte rinnovabile (idroelettrica) e/o eventuali minori importazioni;
• sviluppo tecnologico insufficiente, che potrebbe

non supportare adeguatamente la sostituzione della produzione fossile e/o la rimozione del carbonio ("carbon removal") proveniente dai processi che sono intrinsecamente "carbon intensive" (hard-to-abate).

Per mitigare queste incertezze il Gruppo sta analizzando tutte le possibili iniziative di investimenti in ottica del percorso di decarbonizzazione pianificato ed effettua sperimentazioni e investimenti per la cattura della CO2 (carbon capture).

Analisi di sensitività – variazioni di prezzo dei permessi di emissione (EU Allowances – EUAs)

La stima del prezzo delle EUAs (European Union Allowances) è inclusa nelle assunzioni di Piano Industriale 2024-2035. Il Gruppo A2A effettua, inoltre, una stima del range di impatto sull'EBITDA derivante da un possibile andamento del valore delle EUAs (European Union Allowances) differente rispetto ai valori assunti come riferimento nell'elaborazione del Piano industriale.

In particolare, è stata stimata la variazione di EBITDA del Gruppo A2A conseguente ad uno scostamento di prezzo della EUA pari a +/-10 €/t rispetto alle previsioni incluse nel Piano Industriale. Le sensitivities sono effettuate con differenti ipotesi di correlazione tra il prezzo della EUA e il prezzo unico nazionale dell'energia elettrica (PUN). La correlazione piena (100%) sta a

significare che tutto il costo della CO2 venga trasferito sul prezzo dell'energia, viceversa nessuna correlazione (0%) sta a significare che il costo della CO2 non venga trasferito nel prezzo e si traduca tutto in aumento dei costi della produzione da fonte fossile. Gradi di correlazione intermedi corrispondono ad un parziale trasferimento del costo sul PUN.

L'istogramma seguente riporta l'intervallo di variabilità dell'impatto medio annuo sull'EBITDA calcolato sui 12 anni del Piano industriale 2024-2035 per ogni singolo grado di correlazione (0%; 25%; 50%; 75%; 100%). I valori sono normalizzati all'impatto più elevato che si ha con correlazione 0%. In verde, i possibili impatti favorevoli, in rosso, i possibili impatti sfavorevoli. Tali impatti potenziali sono calcolati rispetto al Piano industriale 2024-2035 e non sono direttamente relativi al test di impairment, per il quale invece valgono le considerazioni e le analisi specifiche sulle CGU.

Sensitivities degli impatti su Ebitda per variazioni di prezzo della EUA di+/- 10 € Range degli impatti medi annuali nel periodo 2024-2035 con diverse ipotesi di correlazione tra prezzo dell'EUA e PUN (valori normalizzati)

Il grafico mostra che i gradi di correlazione estremi (0% e 100%) producono potenziali impatti amplificati sull'EBITDA del Gruppo A2A. Infatti, se non vi è correlazione con il PUN, gli impatti sono «guidati» dalle variazioni della marginalità della produzione termoelettrica mentre, se vi è piena correlazione con il PUN (che significa che il costo della CO2 viene trasferito sul prezzo dell'energia), gli impatti

sono «guidati» dalla variazione della marginalità della produzione idroelettrica. Valori intermedi di correlazione tendono invece a mitigare gli impatti della volatilità dei prezzi delle EUAs. Le valutazioni di impatto su EBITDA riportate nel grafico sono state effettuate sulle previsioni di produzione di energia elettrica per fonte del Gruppo A2A definite nel Piano Industriale nel periodo 2024-2035.

Analisi di sensitività – variazioni dei Gradi Giorno1

Il Gruppo A2A effettua una stima del range di impatto sull'EBITDA generato dal teleriscaldamento in corrispondenza di tre diversi scenari tendenziali di variazione dei Gradi Giorno, proiettati nell'orizzonte del Piano Industriale 2024-2035. Gli scenari di variazione dei Gradi Giorno sono stati stimati a partire dai trend di variazione delle temperature medie dei periodi autunnali e invernali (variazioni minime, medie e massime) determinati da ISPRA tramite elaborazioni statistiche sui dati storici (fonte: Report di Sistema SNPA/36 2023).

1 Il Grado Giorno (GG) di una località è la somma estesa a tutti i giorni, in un periodo annuale convenzionale di riscaldamento, delle sole differenze positive giornaliere tra la temperatura (T0), fissata convenzionalmente per ogni Paese, e la temperatura media esterna giornaliera dei dati orari (Te ). Il Decreto del Presidente della Repubblica del 26 agosto 1993, n. 412, fissa convenzionalmente la temperatura ambiente T0 a 20 °C.

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Nella seguente tabella sono riportati i Gradi Giorno a rischio stimati (minimi, medi e massimi) rispetto alle previsioni dello scenario del Piano 2024-2035:

Anno	GG a rischio minimi	GG a rischio medi	GG a rischio massimi
2024	3,9	5,5	7,1
2025	7,7	11,0	14,2
2026	11,6	16,5	21,3
2027	15,5	22,0	28,4
2028	19,4	27,5	35,6
2029	23,2	32,9	42,7
2030	27,1	38,4	49,8
2031	31,0	43,9	56,9
2032	34,8	49,4	64,0
2033	38,7	54,9	71,1
2034	42,6	60,4	78,2
2035	46,4	65,9	85,3
Totale	301,9	428,2	554,6
Valore medio	25,2	35,7	46,2

Come si evince dalla tabella, lo scenario peggiore indentifica una media di 46 gradi giorno in arco piano.

I corrispondenti impatti sfavorevoli stimati sull'EBITDA sono compresi tra circa 25 e 50 milioni di euro nell'arco del Piano industriale 2024-2035, corrispondenti ad un valore di impatto medio annuo compreso tra circa 2 e 4 milioni di euro.

Azioni trasversali di gestione dei rischi climatici

Come sopra esposto, il Gruppo A2A ha, dunque, adottato le seguenti azioni di risposta trasversali ai rischi climatici fisici e transition:

• Governance articolata in un livello strategico (CdA, Comitato Controllo rischi, Comitato ESG e rapporti con i Territori, Comitato Sustainable Finance) e un livello più operativo integrato nel processo di Enterprise Risk Management del Gruppo. Flussi informativi strutturati tra i comitati e le strutture organizzative coinvolte per garantire l'allineamento e la sinergia tra i due livelli del processo;
• Piano industriale di lungo periodo (dodici anni) basato sui pilastri della transizione energetica e della economia circolare che comprende investimenti di mitigazione dei cambiamenti climatici e di aumento della resilienza di asset e infrastrutture;
• monitoraggio dei parametri meteorologici e climatici a supporto della programmazione della produzione di breve, medio e lungo termine;
• ricerca e sperimentazione di tecnologie per la cattura e sequestro della CO2 emessa con i fumi di combustione;

Tali impatti potenziali sono differenziali rispetto alle ipotesi che il Piano industriale 2024-2035 già tiene in considerazione e non sono direttamente relativi al test di impairment, per il quale invece valgono le considerazioni e le analisi specifiche sulle CGU.

• procedure e piani di emergenza;
• diversificazione delle fonti di produzione elettrica e della localizzazione geografica degli asset;
• analisi di scenario climatico fisico e transition a supporto della Pianificazione strategica e della valutazione dei rischi climatici. Analisi di sensitività degli impatti economico-finanziari dei principali rischi monitorati;
• monitoraggio delle evoluzioni normative in materia di cambiamenti climatici e transizione energetica, e condivisione dei rischi e delle opportunità ad esse associati tramite specifici Gruppi di lavoro interdisciplinari interni;
• formazione e sensibilizzazione dei dipendenti con cicli di seminari interni sui temi del cambiamento climatico e dell'ambiente;
• copertura assicurativa che copre i danni diretti e indiretti causati da eventi naturali.

Impatto dello scenario e del climate change sulle poste di bilancio

Impairment test

Il Gruppo, coerentemente con il principio contabile IAS 36, monitora periodicamente la presenza di impairment indicators sulle CGU, tra cui anche quelli relativi ai rischi connessi al cambiamento climatico (evoluzioni normative o dei consumi, modifiche nelle temperature e piovosità etc.) e allo scenario energetico.

Come descritto nei paragrafi precedenti, l'aggiornamento del Piano industriale 2024-2035 e i relativi aggiornamenti di scenario, su cui è basato l'impairment test include nativamente effetti legati al climate change, non solo nelle proiezioni degli investimenti ma anche nelle proiezioni economiche, al fine di riflettere anche gli eventi recenti in termini, ad esempio, di temperature e idraulicità.

Al fine di valutare gli eventuali impatti delle variabili di scenario e da Climate Change (idraulicità e Gradi Giorno) sugli asset di bilancio, è stata effettuata un'analisi di sensitività per le CGU maggiormente esposte (Generazione CCGT, Generazione Rinnovabili e Calore). Tali analisi vanno, quindi, a stressare ulteriormente le assunzioni già prudenziali utilizzate ai fini del Piano industriale, soprattutto con riferimento all'idraulicità ed all'aumento delle temperature. Per ciò che attiene la CGU Generazione Rinnovabili, per il fenomeno atmosferico legato all'idraulicità si è fatto riferimento alle osservazioni delle produzioni storiche, ed è stato considerato come scenario stressato la situazione eccezionale avvenuta nel 2022, che è osservabile come l'anno peggiore di idraulicità dell'ultimo decennio. Si è ipotizzato che tale scenario stressato si verifichi due volte in arco piano (una volta in più rispetto al decennio di osservazione), assumendo quindi prudenzialmente una riduzione progressiva dell'idraulicità.

Per ciò che attiene lo scenario energetico delle CGU Generazione Rinnovabili, Generazione Termoelettrica e Calore, l'analisi è stata elaborata sulla base di simulazioni con metodo Montecarlo attraverso la generazione di 10.000 scenari di prezzo sulle commodity PUN BASE, PUN PEAK, PSV ed EUA, e sono state calcolate delle curve forward «stressate» applicando i valori di volatilità in aumento e in diminuzione.

Per ciò che attiene la CGU Calore, per la sensitivity sui Gradi Giorno, lo scenario

stressato è stato elaborato sulla base delle stime fornite da provider esterni (ISPRA): in particolare, è stato considerato, tra gli scenari possibili osservati, quello che prevede il maggior incremento di gradi giorno (si veda il paragrafo precedente "Analisi di sensitività – variazioni dei Gradi Giorno").

Accantonamenti, passività e attività potenziali

Il rischio di cambiamento climatico non ha determinato la necessità di iscrivere ulteriori passività potenziali in quanto il Gruppo A2A, come richiesto dal principio, rivede annualmente i rischi, procedendo alla stima del valore attuale degli importi necessari per ottemperare ad obbligazioni potenziali future (es. fondi decommissioning su discariche o impianti termoelettrici). Tale stima è frutto della metodologia utilizzata dal Gruppo anche negli esercizi precedenti che tiene conto dello scenario macroeconomico.

Per approfondimenti, si rimanda al punto 18 "Fondi rischi, oneri e passività per discariche" delle Note illustrative.

Ricavi provenienti da contratti con i clienti

Tra i contratti di vendita, contabilizzati secondo quanto previsto dai principi contabili, il Gruppo A2A, coerentemente con quanto già svolto negli esercizi precedenti, valuta di volta in volta l'eventuale stima di un accantonamento specifico per i contratti classificabili come onerosi ex IAS 37.

Per approfondimenti, si rimanda al punto 24 "Ricavi" delle Note illustrative.

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3.5 Tassonomia

Con l'adozione del primo Atto Delegato Tecnico del Regolamento UE 2020/852 (c.d. Tassonomia), sono stati identificati i settori e le attività economiche in grado di contribuire alla mitigazione e all'adattamento dei cambiamenti climatici, due dei sei obiettivi individuati dalla normativa comunitaria.

A partire dall'esercizio 2022, il Gruppo A2A, al fine di garantire l'adeguamento alle richieste del Regolamento UE 2020/852, ha pertanto avviato un processo di implementazione delle analisi finalizzate alla ricognizione delle attività "ammissibili" ed "allineate" ai sensi del Regolamento stesso.

Con riferimento a tali attività, nell'esercizio 2022, A2A ha consuntivato fatturato, spese in conto capitale e/o spese operative, secondo quanto riportato all'interno della Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2022 del Gruppo.

Nel novembre 2023 la Commissione Europea è giunta ad approvare definitivamente anche i rimanenti Atti Delegati, volti a identificare i criteri tecnici e le ulteriori attività diretti al conseguimento degli altri quattro obiettivi previsti dal Regolamento UE 2020/852: (a) uso sostenibile e protezione delle acque e delle risorse marine, (b)transizione verso un'economia circolare, (c)prevenzione e riduzione dell'inquinamento e (d)protezione e ripristino della biodiversità e degli ecosistemi. Relativamente a tali obiettivi, l'Unione Europea, per la rendicontazione inerente al FY 2023, richiede una valutazione della sola ammissibilità.

Date le citate evoluzioni normative occorse, a partire dall'esercizio 2023, l'analisi è stata dunque ampliata a tutti e sei gli obiettivi tassonomici. In particolare, è stata valutata l'ammissibilità e l'allineamento alla tassonomia per i primi due obiettivi ambientali di mitigazione e di adattamento ai cambiamenti climatici e la sola ammissibilità per i restanti quattro obiettivi. Con riferimento a tali attività, A2A ha consuntivato fatturato, spese in conto capitale e/o spese operative nell'esercizio 2023, che sono riportati all'interno della Dichiarazione consolidata di carattere Non Finanziario (DNF) 2023 del Gruppo.

Data la strategicità dell'informativa, il Gruppo ha inoltre deciso di implementare tale rendicontazione su base periodica infra-annuale, in maniera specifica sulle spese capitalizzate.

Per l'esercizio 2024, si prevede un ulteriore ampliamento dell'analisi volta all'identificazione delle attività "ammissibili" ma anche "allineate" per il Gruppo ai sensi della Tassonomia, in conformità a tutti e sei gli obiettivi previsti dal Regolamento.

3.6 Evoluzione prevedibile della gestione

Gli ottimi risultati del primo semestre, in particolare, le performance della BU Generazione e Mercato, consentono di rivedere positivamente le attese sul 2024.

Si prevede che il Gruppo traguarderà:

• un Ebitda compreso tra 2,18 e 2,22 miliardi di euro e
• un Utile Netto Ordinario di Gruppo tra 700 e 720 milioni di euro.

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Scenario e Mercato

4.1 Quadro macroeconomico

Consuntivo

Nella prima parte del 2024 sono emersi alcuni segnali di miglioramento dell'economia globale: l'inflazione ha rallentato più velocemente del previsto grazie al calo dei prezzi delle materie prime energetiche e all'efficacia delle politiche monetarie restrittive, i consumi privati hanno ripreso vigore e le condizioni del mercato del lavoro si sono mantenute solide in molte aree. La crescita del PIL mondiale in termini reali è prevista in aumento nel primo trimestre del 2024, anche se permane modesta.

Nel dettaglio il PIL degli Stati Uniti, dopo aver registrato un +3,4% nel quarto trimestre del 2023, frena a +1,4% nel primo trimestre dell'anno. Gli investimenti fissi, i consumi privati e la spesa pubblica hanno contribuito positivamente alla crescita mentre l'incremento delle importazioni e le scorte hanno inciso negativamente. Secondo i dati diffusi dall'Istituto di ricerca economica e sociale del Cabinet Office, il PIL giapponese ha mostrato un decremento del -0,5% nel primo trimestre dell'anno, contro una discesa del -0,3% stimata dagli analisti e dopo la variazione nulla del trimestre precedente. La Cina dopo aver registrato una crescita del +5,2% nel complesso del 2023 ha accelerato nel primo trimestre del 2024 al +5,3% nonostante la crisi del settore immobiliare e lo stallo dei consumi.

Nel primo trimestre dell'anno il PIL dell'Area Euro è aumentato del +0,3%, dopo la leggera contrazione dei due trimestri precedenti (-0,1% in entrambi). Questo risultato ha sintetizzato una eterogeneità tra i principali paesi, con la Spagna che è cresciuta del +0,7%, mentre Francia e Germania hanno evidenziato una più modesta crescita del +0,2%.

Nel primo trimestre dell'anno, è proseguita la fase espansiva dell'economia italiana, con un incremento del PIL del +0,3% rispetto al trimestre precedente e del +0,7% nei confronti del primo trimestre del 2023. Il dato sintetizza il contributo positivo sia della domanda interna che di quella estera, mentre l'apporto delle scorte è stato negativo.

Secondo la stima preliminare resa nota da Eurostat, l'inflazione nell'Area Euro dovrebbe attestarsi al +2,5% a giugno 2024, in calo rispetto al +2,6% di maggio e in decisa flessione rispetto al +5,5% dello stesso mese dello scorso anno. Nella media del primo semestre 2024 l'inflazione acquisita è pari al +2,6%.

In Italia, secondo la stima preliminare dell'ISTAT, nel mese di giugno 2024 l'inflazione è aumentata del +0,1% su base mensile e del +0,8% su base annua, come nel mese precedente. La stabilità dell'inflazione sottende andamenti contrapposti di diversi aggregati di spesa: in rallentamento risultano principalmente i prezzi dei

Beni alimentari (da +2,2% a +0,4%), dei Servizi ricreativi, culturali e per la cura della persona (da +4,3% a +4,0%) e dei Beni durevoli (la cui flessione si amplia da -0,7% a -1,1%); per contro, si attenua ancora la flessione dei prezzi degli Energetici non regolamentati (da -13,5% a -10,3%) e accelerano quelli degli Energetici regolamentati (da +0,7% a +3,6%). Nella media del primo semestre 2024 l'inflazione acquisita è pari al +0,9%.

Nella riunione di giugno il Consiglio direttivo della BCE ha deciso di ridurre di 25 punti base i tre tassi di interesse di riferimento della BCE in quanto, sulla base di una valutazione aggiornata circa le prospettive di inflazione, ha ritenuto opportuno moderare il grado di restrizione della politica monetaria dopo aver mantenuto invariati i tassi di interesse per nove mesi. Per contro, la Federal Reserve ha lasciato invariati i tassi di riferimento, in una forchetta fra il 5,25% e il 5,50%, ai massimi da 22 anni.

Da gennaio 2024, la medesima politica monetaria attuata sia negli Stati Uniti che nell'Area Euro, ha favorito la sostanziale stabilità del cambio euro-dollaro. Nella media del primo semestre 2024 il tasso di cambio EUR/USD è stato pari a 1,08 dollari, in linea rispetto al corrispondente periodo dell'anno precedente.

Le prospettive

Nonostante il rallentamento che si protrae dallo scorso anno, gli scenari più aggiornati riportano un quadro globale per il 2024 nel complesso positivo, sebbene le stime di crescita formulate dai maggiori previsori siano ancora divergenti. Il Fondo Monetario Internazionale (FMI), nel World Economic Outlook di aprile, prevede che l'economia mondiale continui a crescere al +3,2% nel 2024 e nel 2025. Il Fondo rileva come la previsione per la crescita globale nel 2024 e nel 2025, rimanga al di sotto della media annua storica (2000-2019) del +3,8%, riflettendo il proseguimento di politiche monetarie restrittive e il progressivo ritiro delle misure di sostegno fiscale oltre che una bassa crescita della produttività. Il contesto geo-politico rimane uno dei principali fattori di instabilità ed incertezza da cui possono scaturire nuovi rincari delle materie prime e un deterioramento della fiducia di famiglie, imprese ed investitori. Una leggera accelerazione nelle economie avanzate, dove si prevede che il PIL aumenterà al +1,7% quest'anno e +1,8% nel 2025, sarà controbilanciato da un modesto rallentamento nei mercati emergenti e nelle economie in via di sviluppo, dal +4,3% del 2023 al +4,2% sia nel 2024 che nel 2025.

Per la Cina le previsioni rimangono stabili al +4,6% nel 2024 e al +4,1% nel 2025, rispetto alla crescita del +5,2% registrata nel 2023. Per quanto riguarda gli Stati Uniti il FMI ha rivisto le stime al rialzo: +2,7% quest'anno (+0,6% rispetto alla stima precedente) e +1,9% il prossimo (+0,2% rispetto alla stima precedente). Per l'India, che presenta da anni i maggiori tassi di espansione tra le principali economie globali, è prevista una crescita al +6,8% per l'anno in corso e al +6,5% il prossimo. Le attese per la Russia vengono riviste leggermente al rialzo a +3,2% nel 2024 e +1,8% nel 2025 dopo aver archiviato il 2023 a +3,6%.

Secondo le proiezioni degli esperti della BCE pubblicate in giugno il PIL dell'Area Euro dovrebbe accelerare al +0,9% nel 2024, al +1,4% nel 2025 per poi attestarsi al +1,6% nel 2026. All'interno dell'Area Euro la Germania avrà una crescita modesta, ovvero del +0,2% quest'anno e del +1,1% il successivo, mentre la Francia farà poco meglio: +0,7% nel 2024 e +1,3% nel 2025. Per la Spagna è prevista una crescita al + 2,1% quest'anno e al +1,9% il prossimo.

Per quanto concerne l'Italia, secondo le stime più recenti della Banca d'Italia, il PIL dovrebbe aumentare del +0,6% in media d'anno, del +0,9% nel 2025 e del +1,1% nel 2026. L'attività dovrebbe beneficiare dell'accelerazione della domanda estera e della ripresa del reddito disponibile ma gli effetti di condizioni di finanziamento ancora restrittive e della riduzione degli incentivi all'edilizia residenziale dovrebbero pesare sugli investimenti. Il tasso di disoccupazione è previsto scendere al 7,3% nella media del 2024 per poi mantenersi stabile nel prossimo biennio.

L'inflazione nell'Area Euro, nonostante i progressi degli ultimi trimestri, sarà condizionata dal persistere di forti pressioni interne sui prezzi per effetto dell'elevata crescita delle retribuzioni e resterà probabilmente al di sopra dell'obiettivo della BCE. Le proiezioni macroeconomiche, formulate a giugno 2024 dagli esperti dell'Eurosistema sono state riviste al rialzo rispetto a quelle di marzo collocandosi in media d'anno al +2,5% nel 2024, al +2,2% nel 2025 e al +2,0% nel 2026.

Per quanto attiene l'Italia la forte contrazione dell'inflazione nell'anno in corso dovrebbe riflettere il netto ridimensionamento dei prezzi delle materie prime e dei prodotti intermedi, solo in parte compensato dall'accelerazione delle retribuzioni. Rispetto alle previsioni precedenti l'inflazione al consumo è stata rivista al ribasso in misura particolarmente

marcata nel 2024 riflettendo una più rapida discesa dei corsi energetici. L'indice dei prezzi al consumo dovrebbe attestarsi al +1,1% nella media di quest'anno per poi risalire nel biennio successivo al +1,5%.

Il Consiglio direttivo della Banca Centrale Europea (BCE), ha segnalato che le decisioni future assicureranno che i tassi di riferimento siano fissati a livelli sufficientemente restrittivi da conseguire un ritorno tempestivo dell'inflazione all'obiettivo del 2% nel medio termine e siano mantenuti su tali livelli finché necessario. Per stabilire livello e durata adeguati della restrizione il Consiglio direttivo continuerà a seguire un approccio guidato dai dati, secondo il quale le decisioni vengono definite di volta in volta a ogni riunione. In particolare, le decisioni sui tassi di interesse saranno basate sulla valutazione delle prospettive di inflazione alla luce dei nuovi dati economici e finanziari, della dinamica dell'inflazione di fondo e dell'intensità della trasmissione della politica monetaria. Il Consiglio direttivo ha altresì confermato che, nella seconda parte dell'anno, ridurrà le consistenze dei titoli detenuti dall'Eurosistema nel quadro del programma di acquisto per l'emergenza pandemica (Pandemic Emergency Purchase Programme, PEPP), in media di 7,5 miliardi di euro al mese. Anche la Federal Reserve ha comunicato che l'orientamento della politica monetaria rimarrà restrittivo finché l'inflazione non sarà tornata su livelli compatibili con i propri obiettivi. La maggior parte dei membri del Federal Open Market Committee ipotizza che i tassi di interesse possano tornare sotto il 5% nel corso del 2024, sulla base di due-tre tagli nel corso dell'anno. Previsti altri tre-quattro tagli nel 2025, che potrebbero portare il tasso di riferimento sotto il 4%. Il saggio di riferimento dovrebbe stabilizzarsi tra il 2,5% e il 3% nel lungo termine.

Le proiezioni formulate dagli esperti della Banca d'Italia in giugno, in un contesto di restringimento del differenziale dei tassi di interesse con gli Stati Uniti che ha portato ad un apprezzamento dell'euro nei confronti del dollaro, vedono il tasso di cambio EUR/USD a 1,08 dollari in media d'anno 2024, nonché per il biennio 2025-2026.

Scenario e Mercato

4

4.1 Quadro macroeconomico

4.2 Andamento del mercato energetico

4.2 Andamento del mercato energetico

Energia Elettrica

Per quanto attiene lo scenario del mercato elettrico nazionale il fabbisogno netto di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2024 è stato pari a 151.604 GWh, in aumento del +1,1% rispetto al fabbisogno dello stesso periodo del 2023 (fonte: Terna); in termini destagionalizzati e corretti per calendario e temperatura la variazione è pari a +0,5%. Il suddetto fabbisogno è stato soddisfatto per il 38,3% da fonti non rinnovabili, per il 43,8% da fonti rinnovabili e per la restante quota dall'import.

La produzione netta di energia nei primi sei mesi del 2024 è stata pari a 125.697 GWh, in linea rispetto al medesimo periodo del precedente anno (+0,6%). Nello specifico sono in aumento la fonte fotovoltaica (+17,4%) e la fonte eolica (+10,9%), mentre quella geotermica rimane invariata rispetto al primo semestre 2023. La fonte idroelettrica evidenzia un incremento del 64,8% per effetto della notevole idraulicità che ha caratterizzato il periodo. Con l'aumento della produzione da fonti rinnovabili si registra un contestuale calo della generazione termoelettrica che evidenzia un -16,8% rispetto allo stesso periodo del 2023 e si attesta a 66.055 GWh. Nei primi sei mesi del 2024 si registra una variazione del saldo con l'estero in aumento (+3,9%) rispetto al medesimo periodo del 2023. La produzione nazionale, al netto dei consumi da pompaggio, ha coperto l'82,9% della richiesta di energia elettrica mentre le importazioni nette hanno soddisfatto la restante parte.

Il valore medio del PUN (Prezzo Unico Nazionale) Base Load nel primo semestre 2024 si attesta a 93,4 €/MWh, in decremento del 31,5% rispetto al medesimo periodo del 2023. Partendo da un valore medio di gennaio 2024 pari a 99,2 €/MWh, il PUN evidenzia un trend decrescente fino ad aprile, per poi risalire ad un valore medio pari a 103,2 €/MWh nel mese di giugno. L'andamento del PUN ha seguito il trend registrato nel prezzo del gas parzialmente mitigato dalle disponibilità di energia da fonti rinnovabili ai massimi storici e da una leggera ripresa delle importazioni nette. Quotazioni medie in contrazione rispetto al medesimo periodo dello scorso anno anche per il prezzo nelle ore di alto carico (PUN Peak Load) con un valore che per il primo semestre si attesta a 99,3 €/MWh (-31,9% rispetto al primo semestre 2023). Il prezzo medio nelle ore a basso carico (PUN Off-Peak) nei primi sei mesi del 2024 si attesta a 90,1 €/MWh con una diminuzione del -31,2% rispetto allo stesso semestre del precedente anno. Per l'intero anno 2024 le curve forward indicano prezzi di PUN Base Load con valori medi prossimi a 100,8 €/MWh.

Gas Naturale

Nel primo semestre 2024 i consumi di gas naturale in Italia scendono a 31.022 milioni di mc con un decremento del -6,5% rispetto al primo semestre del 2023 (fonte: Snam Rete Gas). La flessione appare trascinata dai consumi dei settori termoelettrico e civile con volumi pari rispettivamente a 8.742 milioni di mc (-11,6%) e 15.268 milioni di mc (-1,8%). Per contro aumentano i consumi del settore industriale attestandosi a 5.972 milioni di mc (+1,7%).

Dal lato offerta, in corrispondenza di una minore domanda, nei primi sei mesi del 2024 si osserva un calo delle importazioni di gas naturale, scese a 30.061 milioni di mc (-5,7% rispetto al primo semestre 2023), che hanno rappresentato il 95,7% del fabbisogno nazionale al netto dell'andamento dello stoccaggio. La produzione nazionale, che ha soddisfatto la parte restante, si attesta a 1.374 milioni di mc (-2,9%).

Per quanto concerne le quotazioni, il prezzo medio del gas al PSV nel primo semestre 2024 scende rispetto ai livelli del primo semestre 2023 e si attesta a 31,2 €/MWh, in diminuzione del -34,0%. Il prezzo al PSV, partendo da un valore di 31,2 €/MWh a gennaio 2024, decresce fino a marzo per poi risalire e assestarsi a giugno ad un valore di 36,1 €/MWh. Analoghe le dinamiche dei prezzi sui principali hub europei: il prezzo medio del gas al TTF nel primo semestre 2024 è stato pari a 29,5 €/MWh in contrazione del -33,8% rispetto al medesimo semestre nel 2023.

L'andamento delle rispettive quotazioni ha determinato un differenziale PSV-TTF per il periodo in esame pari a 1,74 €/MWh in diminuzione rispetto al differenziale del primo semestre 2023 (pari a 2,75 €/MWh). Le previsioni per l'intero 2024 vedono quotazioni del gas sui principali mercati europei con un prezzo medio atteso del gas al TTF pari a 32,6 €/MWh ed al PSV pari a 34,2 €/MWh; le rispettive curve forward evidenziano un differenziale PSV-TTF positivo e nell'intorno di 1,60 €/MWh.

Petrolio e carbone

Nei primi sei mesi del 2024 le quotazioni del petrolio presentano un valore medio pari a 83,4 \$/bbl, in aumento del 4,2% rispetto a quanto consuntivato nello stesso periodo dell'anno precedente. A gennaio 2024 la quotazione del petrolio si attesta a 79,1 \$/bbl ed evidenzia un trend lievemente crescente per assestarsi a giugno ad un valore pari a 83,0 \$/bbl. Nel primo

semestre 2024 la dinamica rialzista delle quotazioni espresse in €/bbl (+4,1%) risulta in linea per effetto della sostanziale stabilità del rapporto di cambio tra euro e dollaro. Per l'anno 2024 le curve forward del petrolio indicano prezzi con valori medi prossimi a 83,6 \$/bbl.

L'Energy Information Administration (EIA) ha comunicato che la domanda globale di petrolio nel primo semestre 2024 è stata in media di 102,7 milioni di barili al giorno. L'EIA prevede che nel 2024 la domanda globale di petrolio aumenterà a 102,9 milioni di barili al giorno, sostenuta dalla forte domanda di viaggi aerei e dalla mobilità stradale, per poi crescere ulteriormente ed attestarsi a 104,7 milioni di barili al giorno nel 2025. Tuttavia questa previsione è soggetta a molte incertezze per effetto delle continue tensioni geopolitiche.

La produzione di greggio dei paesi membri dell'OPEC è stata in media di 31,9 milioni di barili al giorno nel primo semestre 2024. L'EIA prevede che la produzione media di greggio OPEC aumenterà a 32,0 milioni di barili al giorno nel 2024 ed a 32,4 milioni di barili al giorno nel 2025. La produzione di greggio statunitense è stata in media di 13,2 milioni di barili al giorno nel primo semestre 2024. Le previsioni dell'EIA sono in incremento con un valore che raggiungerà una media di 13,3 milioni di barili al giorno nel 2024 e salirà ulteriormente a 13,8 milioni di barili al giorno nel 2025. L'EIA prevede che il mercato tornerà gradualmente a un moderato accumulo di scorte nel 2025, dopo la scadenza dei tagli volontari all'offerta da parte dell'OPEC+ nel quarto trimestre 2024 e la previsione di crescita dell'offerta dei Paesi al di fuori dell'OPEC+.

La quotazione del carbone nel primo semestre del 2024 evidenzia un andamento sostanzialmente stabile che, partendo da un valore pari a 105,2 \$/tonn nel mese di gennaio, si assesta nel mese di giugno a 109,5 \$/tonn. La quotazione media nel primo semestre 2024 è pari a 108,9 \$/tonn con una diminuzione del -20,7% rispetto a quanto consuntivato nello stesso periodo dell'anno precedente (137,3 \$/tonn). Nei primi sei mesi del 2024 la dinamica ribassista delle quotazioni espresse in €/tonn (-20,7%) risulta in linea per effetto della sostanziale stabilità del valore della moneta unica nei confronti del dollaro. Per l'anno 2024 le curve forward indicano prezzi con valori medi prossimi a 108,2 \$/tonn.

4 Scenario e Mercato

4.1 Quadro macroeconomico

4.2 Andamento del mercato energetico

5

Risultati per settore di attività

5.1 Risultati per settore di attività

Business Unit Generazione e Trading

L'attività della Business Unit Generazione e Trading è relativa alla gestione portafoglio impianti di generazione1 del Gruppo con il duplice scopo di massimizzare la disponibilità e l'efficienza degli impianti, minimizzando i costi di esercizio e manutenzione (O&M) e di massimizzare il profitto derivante dalla gestione del portafoglio energetico attraverso l'attività di compravendita di energia elettrica, di combustibili (gassosi e non gassosi) e di titoli ambientali sui mercati all'ingrosso nazionali ed esteri. Rientra nell'ambito della Business Unit anche l'attività di trading sui mercati nazionali ed esteri di tutte le commodities energetiche (gas, energia elettrica, titoli ambientali).

Business Unit Mercato

L'attività della Business Unit Mercato è finalizzata alla vendita al dettaglio di energia elettrica e di gas naturale e si occupa di fornire servizi di efficienza energetica.

Business Unit Ambiente

L'attività della Business Unit Ambiente è relativa alla gestione del ciclo integrato dei rifiuti, dalla raccolta e spazzamento, al trattamento, smaltimento e recupero di materia ed energia.

In particolare, l'attività di raccolta e spazzamento si riferisce prevalentemente alla pulizia delle strade e al prelievo dei rifiuti per il trasporto a destinazione.

Il trattamento dei rifiuti, invece, costituisce l'attività svolta in centri dedicati per la trasformazione dei rifiuti al fine di renderli idonei al recupero di materia.

L'attività di smaltimento dei rifiuti urbani e speciali in impianti di combustione o in discarica assicura l'eventuale recupero energetico mediante la termovalorizzazione o sfruttamento del biogas.

Business Unit Smart Infrastructures

La Business Unit Smart Infrastructures svolge attività di sviluppo e gestione delle infrastrutture funzionali alla molteplicità dei servizi che il Gruppo fornisce, puntando su tecnologia e innovazione.

In particolare, l'attività della Business Unit riguarda prevalentemente lo sviluppo e la gestione tecnicooperativa delle reti di distribuzione di energia elettrica, di trasporto e distribuzione di gas naturale, il relativo servizio di misura, caratterizzato da importanti evoluzioni dal punto di vista tecnologico grazie all'utilizzo di contatori intelligenti. Gestisce l'intero ciclo idrico integrato (captazione delle acque, gestione degli acquedotti, distribuzione idrica, gestione di reti fognarie, depurazione). L'attività è inoltre finalizzata alla vendita di calore e di elettricità prodotti da impianti di cogenerazione (prevalentemente di proprietà del Gruppo), mediante reti di teleriscaldamento e assicura le attività di operation and maintenance delle centrali di cogenerazione e delle reti di teleriscaldamento. Sono altresì incluse le attività relative al servizio di gestione di impianti di riscaldamento di proprietà di terze parti (servizi di gestione calore).

La Business Unit Smart Infrastructures, inoltre, sviluppa infrastrutture nel campo delle telecomunicazioni, progetta soluzioni e applicazioni finalizzate alla realizzazione di nuovi modelli di città e territorio e al miglioramento della qualità della vita dei cittadini. Sviluppa e gestisce gli impianti di illuminazione pubblica e di regolazione del traffico; realizza e gestisce, infine, una rete di infrastrutture di ricarica funzionali all'elettrificazione dei trasporti.

Corporate

I servizi di Corporate comprendono le attività di guida, indirizzo strategico, coordinamento e controllo della gestione industriale, nonché i servizi a supporto del business e delle attività operative (esempio: servizi amministrativi e contabili, legali, di approvvigionamento, di gestione del personale, di information technology, di comunicazione, servizi di fonia fissa e mobile, etc.) i cui costi, al netto di quanto riaddebitato per competenza alle singole Business Units in base ai servizi resi, rimangono in carico alla Corporate.

1 Potenza installata complessivamente pari a 9,7 GW.

Di seguito, si riporta una sintesi dei principali dati economici per aree di attività:

Risultati per aree di attività primo semestre 2024

milioni di euro	Generazione e Trading	Mercato	Ambiente	Smart Infrastructures	Corporate	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi di vendita e prestazioni	3.850	3.176	731	715	156	(2.675)	5.953
Altri ricavi e proventi	71	15	44	12	15	(19)	138
Totale ricavi	3.921	3.191	775	727	171	(2.694)	6.091
Costi operativi	3.313	2.905	364	376	106	(2.694)	4.370
Costi per il personale	52	35	195	61	99	-	442
Margine operativo lordo	556	251	216	290	(34)	-	1.279
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	169	70	93	146	36	-	514
Risultato operativo netto	387	181	123	144	(70)	-	765
Investimenti	116	53	68	288	29	(1)	553

Risultati per aree di attività primo semestre 2023 Restated

milioni di euro	Generazione e Trading	Mercato	Ambiente	Smart Infrastructures	Corporate	Elisioni e rettifiche	Totale
Ricavi di vendita e prestazioni	6.137	3.827	699	762	148	(3.666)	7.907
Altri ricavi e proventi	25	9	21	31	14	(15)	85
Totale ricavi	6.162	3.836	720	793	162	(3.681)	7.992
Costi operativi	5.807	3.683	334	463	103	(3.681)	6.709
Costi per il personale	48	31	183	58	81	-	401
Margine operativo lordo	307	122	203	272	(22)	-	882
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	124	67	71	135	36	-	433
Risultato operativo netto	183	55	132	137	(58)	-	449
Investimenti	97	42	76	256	23	-	494

5 Risultati per settore di attività

5.1 Risultati per settori di attività

5.2 Business Unit Generazione e Trading

5.3 Business Unit Mercato

5.4 Business Unit Ambiente

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

5.6 Corporate

5.2 Business Unit Generazione e Trading

Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Generazione e Trading:

556 mln € Ebidta +81,1% rispetto al 2023 0

GWh Produzione impianti a carbone

(312 GWh nel 2023)

451 GWh

Produzioni fotovoltaico ed eolico

(+15,9% vs 2023)

93,4

€/MWh Prezzo unico nazionale

(-31,5% vs 2023)

116

mln € Investimenti

97 mln € nel 2023 (+19,6%)

1.971 GWh Produzione termoelettrica CCGT

(-45,3% vs 2023)

2.723

GWh Produzioni idroelettriche

(+91,5% vs 2023)

-10,2

€/MWh Clean spark spread (-10,3 €/MWh nel 2023)

Dati operativi

Produzione netta energia elettrica GWh	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Produzione netta Termoelettrica	2.011	4.990	(2.979)	(59,7%)
- CCGT	1.971	3.605	(1.634)	(45,3%)
- Olio	40	1.073	(1.033)	(96,3%)
- Carbone	-	312	(312)	(100,0%)
Produzione netta da Fonti Rinnovabili	3.174	1.811	1.363	75,3%
- Idroelettrica	2.723	1.422	1.301	91,5%
- Fotovoltaica	197	200	(3)	(1,5%)
- Eolica	254	189	65	34,4%
Totale produzione netta	5.185	6.801	(1.616)	(23,8%)

I volumi prodotti nel primo semestre 2024, pari a 5.185 GWh, risultano in diminuzione del 23,8%.

In particolare, la generazione di energia da fonti rinnovabili è stata pari a 3.174 GWh, +75,3% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente per i maggiori volumi idroelettrici (+91,5%) a seguito della forte piovosità registrata nel primo semestre dell'anno, che si confronta con la scarsa idraulicità dello stesso periodo dell'anno precedente, - penalizzato dal perdurare fino al mese di aprile della forte siccità che aveva interessato il 2022 - e per il contributo dell'impianto eolico di Matarocco in esercizio da settembre dello scorso anno.

La generazione termoelettrica del periodo si è attestata a 2.011 GWh, in calo del 59,7% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (4.990 GWh al 30 giugno 2023). La contrazione ha riguardato soprattutto le centrali a ciclo combinato (-45,3%) a seguito della minore domanda contendibile per l'aumento delle importazioni e del contestuale incremento delle produzioni da fonti rinnovabili. La conclusione della misura emergenziale, avviata nel 2022 e con effetti anche nel primo semestre 2023, della massimizzazione di produzione delle centrali elettriche alimentate da fonti diverse dal gas naturale ha comportato la diminuzione della produzione dell'impianto in regime di essenzialità di San Filippo del Mela e l'azzeramento di quella della centrale a carbone di Monfalcone.

Dati economici

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	3.921	6.162	(2.241)	(36,4%)
Costi operativi	(3.313)	(5.807)	2.494	(42,9%)
Costo del personale	(52)	(48)	(4)	8,3%
Margine Operativo Lordo	556	307	249	81,1%
% su Ricavi	14,2%	5,0%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(169)	(124)	(45)	36,3%
Risultato Operativo Netto	387	183	204	n.s.
% su Ricavi	9,9%	3,0%
Investimenti	116	97	19	19,6%
FTE	1.115	1.104	11	1,0%

I ricavi del primo semestre 2024 si sono attestati a 3.921 milioni di euro, in riduzione di 2.241 milioni di euro (-36,4%) rispetto ai primi sei mesi dell'esercizio precedente sia per i per i minori volumi venduti e intermediati sia per i minori prezzi unitari.

5 Risultati

per settore di attività

5.1 Risultati per settori di attività

5.2 Business Unit Generazione e Trading

5.3 Business Unit Mercato

5.4 Business Unit Ambiente

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

5.6 Corporate I costi operativi del periodo sono stati pari a 3.313 milioni di euro, in diminuzione del 42,9% rispetto al primo semestre 2023 a seguito principalmente della diminuzione dei costi di approvvigionamento delle materie prime energetiche e dei minori costi di manutenzione e di esercizio a seguito del minor funzionamento degli impianti termoelettrici, in particolare Monfalcone e San Filippo.

I costi del personale sono stati pari a 52 milioni di euro, in incremento di 4 milioni di euro rispetto al medesimo periodo del 2023 (+8,3%). Tale variazione è stata determinata in parte dall'aumento del costo unitario di oltre il 3% per incrementi retributivi (contratti collettivi, maggiorazioni ed indennità e azioni di politica retributiva) ed in parte dai costi per mobilità e incentivi all'esodo. L'impatto legato agli FTE è di trascurabile entità (11 unità assunte nel secondo semestre 2023 al fine di potenziare le strutture per lo sviluppo e la gestione delle energie rinnovabili).

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading è risultato pari a 556 milioni di euro in incremento di 249 milioni di euro rispetto al primo semestre 2023 (+81,1%). Al netto delle componenti non ricorrenti registrate nei due periodi di confronto (4 milioni di euro nel primo semestre 2024, 5 milioni nel medesimo periodo del 2023) il Margine Operativo Lordo Ordinario risulta in aumento di 250 milioni di euro.

La variazione positiva è principalmente riconducibile allo straordinario contributo degli impianti FER per:

• maggiori volumi prodotti conseguenti all'elevata idraulicità del primo semestre 2024 rispetto alla siccità dei primi 4 mesi del 2023;
• un effetto prezzo positivo, nonostante la riduzione del prezzo delle commodities energetiche, dovuto sia all'assenza nel 2024 degli effetti del decreto Sostegni Ter (meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell'energia elettrica immessa per gli impianti FER) in essere nel primo semestre del 2023 sia alle efficaci politiche di copertura.

Gli impatti positivi sono stati in parte compensati da una contrazione della marginalità registrata in altre aree di attività della Business Unit, in particolare dal minor apporto delle produzioni termoelettriche a ciclo combinato, per effetto della minore domanda contendibile e dei mercati dei servizi ancillari (MSD), sia per minori richieste da parte di Terna sia per una minore valorizzazione delle quantità offerte.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono stati complessivamente pari a 169 milioni di euro (124 milioni di euro al 30 giugno 2023).

In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto si è attestato a 387 milioni di euro (183 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Nel periodo in esame gli investimenti sono risultati pari a circa 116 milioni di euro (97 milioni di euro nello stesso periodo del 2023) e hanno riguardato per circa 27 milioni di euro attività di manutenzione straordinaria, di cui circa 14 milioni di euro per gli impianti termoelettrici, 9 milioni di euro per i nuclei idroelettrici del Gruppo, 1 milione di euro gli impianti fotovoltaici ed eolici e 3 milioni di euro per interventi su fabbricati e sistemi informativi.

Sono stati effettuati inoltre interventi di sviluppo per complessivi 89 milioni di euro, di cui 42 milioni di euro relativi ad impianti fotovoltaici ed eolici finalizzati ad accelerare la crescita della generazione da fonti rinnovabili e 45 milioni di euro per interventi su impianti termoelettrici a ciclo combinato (nuovo CCGT Monfalcone e motori endotermici della Centrale di Cassano) mirati a garantire flessibilità, copertura dei picchi di domanda e bilanciamento del fabbisogno energetico della rete.

5.3 Business Unit Mercato

Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Mercato:

251 mln € Ebidta

122 mln € nel 2023

11.873

GWh Vendite energia elettrica (+6,5% vs 2023)

1.981

(#/1000) POD Clienti mercato retail ele mercato libero: 1.430 POD

(+18,3% rispetto al 2023)

53 mln €

Investimenti 42 mln € nel 2023 (+26,2%)

1.738

Mmc Vendita gas (+6,4% vs 2023)

1.562

(#/1000) PDR Clienti mercato retail gas mercato libero: 1.392 PDR

(+30,6% rispetto al 2023)

Dati operativi

Energia elettrica	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Vendite Energia Elettrica
Vendite Energia Elettrica Mercato Libero (GWh)	10.140	8.857	1.283	14,5%
Vendite Energia Elettrica in regime di Maggior Tutela (GWh)	209	277	(68)	(24,5%)
Vendite Energia Elettrica Mercato Salvaguardia (GWh)	918	1.457	(539)	(37,0%)
Vendite Energia Elettrica Tutele Graduali (GWh)	606	555	51	9,2%
Totale Vendite Energia Elettrica (GWh)	11.873	11.146	727	6,5%
POD Energia Elettrica
POD Energia Elettrica Mercato Libero (#/1000)	1.430	1.209	221	18,3%
POD Energia Elettrica Tutele Graduali (#/1000)	335	461	(126)	(27,3%)
POD Energia Elettrica in regime di Maggior Tutela (#/1000)	216	270	(54)	(20,0%)
Totale POD Energia Elettrica (#/1000)	1.981	1.940	41	2,1%

Gas	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Vendite Gas
Vendite Gas Mercato Libero (Mmc)	1.691	1.448	243	16,8%
Vendite Gas in regime di Maggior Tutela (Mmc)	47	186	(139)	(74,7%)
Totale Vendite Gas (Mmc)	1.738	1.634	104	6,4%
PDR Gas
PDR Gas Mercato Libero (#/1000)	1.392	1.066	326	30,6%
PDR Gas in regime di Maggior Tutela (#/1000)	170	496	(326)	(65,7%)
Totale PDR Gas (#/1000)	1.562	1.562	-	0,0%

Le quantità sono riportate al lordo delle perdite.

La numerica POD e PDR è relativa al mercato mass market.

Nel primo semestre del 2024 la Business Unit Mercato ha registrato 11.873 GWh di vendita di energia elettrica, in crescita del 6,5% rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente, grazie all'aumento dei volumi forniti ai grandi clienti, in parte compensato dalle minori quantità vendute ai clienti soggetti al regime di salvaguardia.

Le vendite gas, pari a 1.738 milioni di mc, evidenziano una crescita del 6,4% rispetto al primo semestre del 2023 a seguito di maggiori volumi destinati ai grandi clienti.

Con riferimento ai punti di fornitura si evidenzia un importante passaggio della base clienti dal mercato tutelato al mercato libero mass market, sia a seguito della piena liberalizzazione dei clienti domestici non vulnerabili gas a partire da gennaio 2024 sia a seguito delle azioni commerciali intraprese dal Gruppo.

Dati economici

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	3.191	3.836	(645)	(16,8%)
Costi operativi	(2.905)	(3.683)	778	(21,1%)
Costo del personale	(35)	(31)	(4)	12,9%
Margine Operativo Lordo	251	122	129	n.s.
% su Ricavi	7,9%	3,2%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(70)	(67)	(3)	4,5%
Risultato Operativo Netto	181	55	126	n.s.
% su Ricavi	5,7%	1,4%
Investimenti	53	42	11	26,2%
FTE	1.090	1.022	68	6,7%

I ricavi si sono attestati a 3.191 milioni di euro (3.836 milioni di euro al 30 giugno 2023). La contrazione registrata è riconducibile prevalentemente alla diminuzione dei prezzi unitari sia elettricità sia gas, in parte compensata dalla crescita delle quantità vendute.

I costi operativi del primo semestre 2024 sono stati pari a 2.905 milioni di euro, in diminuzione di 778 milioni di euro rispetto al medesimo periodo del 2023 a seguito della contrazione dei costi di approvvigionamento delle materie prime energetiche, parzialmente compensata da incrementi di costi a supporto dello sviluppo e della gestione della clientela (in particolare costi ICT, canali indiretti e marketing).

I costi del personale si sono attestati a 35 milioni di euro (31 milioni di euro nel primo semestre 2023), principalmente a seguito dell'incremento degli FTE, pari a 1.090 unità (1.022 FTE al 30 giugno 2023). La variazione è legata in parte all'ampliamento del perimetro (acquisizione Agesp Energia, società di vendita di energia elettrica e gas con particolare focus nel territorio di Busto Arsizio con circa 38 mila clienti oltre che attiva nel business del Teleriscaldamento) ed in parte alle maggiori assunzioni effettuate per far fronte alle esigenze emerse per la gestione della base clienti a seguito della liberalizzazione del mercato ed in generale per il potenziamento, in coerenza con gli obiettivi di sviluppo del business, delle strutture organizzative. I costi unitari sono aumentati del 3% a seguito di incrementi retributivi.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Mercato si è attestato a 251 milioni di euro, in aumento di 129 milioni di euro rispetto al primo semestre dell'esercizio precedente (122 milioni di euro al 30 giugno 2023), confermando il trend positivo di crescita evidenziato nel quarto trimestre dell'esercizio precedente.

Al netto delle componenti non ricorrenti (-1 milione di euro nel primo semestre 2024 e -1 milione di euro nell'analogo periodo del 2023), il Margine Operativo Lordo Ordinario risulta in aumento di 129 milioni di euro.

L'aumento del margine è riconducibile a:

• all'effetto positivo della customer base, conseguente ad un incremento dei clienti a mercato libero a fronte di una riduzione dei clienti tutelati, a sostanziale parità di totale;
• la crescita dei volumi venduti al segmento dei grandi clienti sia elettricità sia gas;
• la dinamica positiva della marginalità unitaria.

La crescita riflette gli effetti delle azioni di sviluppo commerciale del periodo, nonchè il riassorbirsi degli impatti negativi sulle dinamiche di marginalità legati alla situazione di eccezionale instabilità dei mercati delle commodities, ancora presente soprattutto nei primi tre mesi del 2023 e in progressiva attenuazione nel corso dell'anno.

Risultati per settore di attività

5

5.1 Risultati per settori di attività

5.2 Business Unit Generazione e Trading

5.3 Business Unit Mercato

5.4 Business Unit Ambiente

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

5.6 Corporate Tali effetti positivi hanno più che compensato il minore margine del mercato della salvaguardia per la contrazione dei volumi venduti, i maggiori oneri collegati ad azioni di retention attivate dal Gruppo sulla propria base clienti già nel corso del 2023 e l'incremento dei costi operativi per attività di acquisizione e di gestione dei clienti.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono stati complessivamente pari a 70 milioni di euro (67 milioni di euro nel primo semestre 2023): i maggiori ammortamenti per gli investimenti relativi al periodo luglio 2023 – giugno 2024 sono stati quasi totalmente compensati dai minori accantonamenti per svalutazione crediti.

In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto risulta pari a 181 milioni di euro (55 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Gli Investimenti del primo semestre del 2024 si sono attestati a 53 milioni di euro (42 milioni di euro nel primo semestre 2023). Tali investimenti hanno riguardato:

• il comparto energy retail con 51 milioni di euro per oneri capitalizzati di acquisizione di nuovi clienti e per interventi di manutenzione evolutiva e di sviluppo delle piattaforme Hardware e Software, finalizzati al supporto delle attività di fatturazione e gestione clienti delle società di vendita del Gruppo;
• il comparto Energy Solution con 2 milioni di euro per progetti di efficienza energetica.

5.4 Business Unit Ambiente

Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Ambiente:

2.420

Kton Rifiuti smaltiti (+7,3% vs 2023)

di cui:

603

Kton Smaltimenti recupero materia

(+2,2% vs 2023)

1.092

Kton Smaltimenti recupero energia

(+10,4% vs 2023)

Dati operativi

	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Rifiuti raccolti (Kton)	925	895	30	3,3%
Residenti serviti (#/1000)	3.908	3.900	8	0,2%
Energia elettrica venduta (GWh)	1.011	1.005	6	0,6%
Calore ceduto (GWht)	922	875	47	5,4%
Rifiuti smaltiti (Kton)	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Recupero energia	1.092	989	103	10,4%
Recupero materia	603	590	13	2,2%
Altro	725	677	48	7,1%
Totale	2.420	2.256	164	7,3%

Le quantità riportate sono al lordo degli smaltimenti infragruppo.

Nel primo semestre del 2024 la quantità di energia elettrica ceduta, pari a 1.011 GWh, è risultata sostanzialmente in linea con i primi sei mesi dell'anno precedente (+0,6%): l'incremento determinato dalla linea 3 del termovalorizzatore di Parona, attivo dal settembre 2023 e da Silla, è stato compensato dalla minore disponibilità degli altri impianti (Brescia e Acerra) per maggiori fermate manutentive programmate. I volumi di calore ceduto registrano una crescita del 5,4% a seguito di un aumento delle richieste del comparto teleriscaldamento.

I rifiuti smaltiti, comprensivi degli smaltimenti infragruppo, sono stati pari a 2.420 migliaia di tonnellate (+7,3% rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente) grazie al contributo sia degli impianti per il recupero energia, in particolare il termovalorizzatore di Parona, sia di quelli destinati al recupero di materia come gli impianti dedicati alla FORSU (Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano).

Dati economici

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	775	720	55	7,6%
Costi operativi	(364)	(334)	(30)	9,0%
Costo del personale	(195)	(183)	(12)	6,6%
Margine Operativo Lordo	216	203	13	6,4%
% su Ricavi	27,9%	28,2%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(93)	(71)	(22)	31,0%
Risultato Operativo Netto	123	132	(9)	(6,8%)
% su Ricavi	15,9%	18,3%
Investimenti	68	76	(8)	(10,5%)
FTE	6.845	6.680	165	2,5%

Nel primo semestre 2024 i ricavi della Business Unit Ambiente si sono attestati a 775 milioni di euro, registrando un aumento del 7,6% rispetto ai primi sei mesi del 2023 (720 milioni di euro al 30 giugno del 2023): la variazione è riconducibile all'aumento dei ricavi da smaltimento, all'attività di recupero materia (vendita carta e plastica), ai maggiori corrispettivi del comparto Raccolta e a partite non ricorrenti che hanno più che compensato la diminuzione dei ricavi da vendita energia elettrica e calore.

I costi operativi si sono attestati a 364 milioni di euro, in crescita del 9% rispetto al 30 giugno 2023. Tra i maggiori costi si rileva la manutenzione e l'acquisto di materiali degli impianti di termovalorizzazione e degli impianti biomasse, maggiori spese di manutenzione degli automezzi e degli edifici del comparto Raccolta.

I costi del personale si sono attestati a 195 milioni di euro, in incremento di 12 milioni di euro rispetto al primo semestre 2023. Tale variazione è dovuta per quasi il 40% ad un aumento degli FTE (6.845 unità al 30 giugno 2024 rispetto a 6.680 FTE al 30 giugno 2023) sia per variazioni di perimetro (in particolare presa in gestione dell'area Liguria) sia per le assunzioni effettuate per il potenziamento di alcuni servizi della Raccolta e strutture del comparto Trattamento. L'ulteriore variazione è stata sostanzialmente determinata dagli effetti dell'applicazione del contratto nazionale di lavoro Igiene Urbana, da aumenti legati a premi e misure di politica retributiva e da incrementi degli altri costi del personale, relativi in particolare a contenziosi con dipendenti e incentivi all'esodo.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Ambiente è risultato pari a 216 milioni di euro (203 milioni di euro al 30 giugno 2023) in aumento di 13 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.

Al netto delle componenti non ricorrenti registrate nei due periodi di confronto (+14 milioni di euro nel 2024 e +2 milioni di euro nel 2023), il Margine Operativo Lordo Ordinario si attesta a 202 milioni di euro (201 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Tale risultato è stato determinato principalmente da:

• -1 milione di euro relativo al comparto Raccolta principalmente per effetto dell'incremento del costo del personale e dei costi operativi, parzialmente compensato da maggiori ricavi da raccolta differenziata e maggiori corrispettivi da nuovi comuni;
• +2 milioni di euro relativi agli Impianti di Trattamento Rifiuti Urbani principalmente per la maggiore marginalità legata alla crescita dei volumi smaltiti, all'apporto delle quantità di energia elettrica e calore prodotte dai termovalorizzatori (in particolare WTE Parona) e al contributo dei nuovi impianti FORSU, in parte compensata dagli effetti negativi derivanti dallo scenario energetico su WTE e impianti a biomasse (Sant'Agata di Puglia) e dalla minore marginalità relativa all'impianto di recupero del vetro di Asti;
• +1 milione di euro relativi al comparto Impianti di Trattamento Rifiuti Industriali. La variazione è prevalentemente legata ad aumenti di prezzi (impianto di Crotone).

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 93 milioni di euro (71 milioni di euro nel primo semestre 2023). La variazione è l'effetto di maggiori ammortamenti (+17 milioni di euro) relativi agli investimenti realizzati nel periodo luglio 2023 – giugno 2024 e di minori rilasci di fondi discariche e bonifiche eccedenti (+4 milioni di euro).

Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto è pari a 123 milioni di euro (132 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Gli Investimenti del primo semestre del 2024 si sono attestati a 68 milioni di euro (76 milioni di euro nei primi sei mesi del 2023) e hanno riguardato:

• interventi di sviluppo per 24 milioni di euro, di cui 10 milioni di euro relativi ai termovalorizzatori, 2 milioni di euro agli impianti FORSU, 5 milioni di euro a quelli destinati al recupero di materia e circa 6 milioni di euro agli altri impianti di trattamento;
• interventi di mantenimento per 44 milioni di euro, relativi a impianti di termovalorizzazione (20 milioni di euro), di trattamento dei rifiuti (8 milioni di euro) e al comparto raccolta (16 milioni di euro).

5 Risultati per settore di attività

5.1 Risultati per settori di attività

5.2 Business Unit Generazione e Trading

5.3 Business Unit Mercato

5.4 Business Unit Ambiente

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

5.6 Corporate

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Smart Infrastructures:

290 mln € Ebidta +6,6% rispetto al 2023

1.725 M€ RAB Gas (+7,9% vs 2023)

579 M€ RAB Servizi idrici (+21,4% vs 2023)

288

mln € Investimenti 256 mln € nel 2023 (+12,5%)

1.081 M€ RAB Energia Elettrica

(+13,4% vs 2023)

1.701 GWht Vendite calore e freddo

(+7,1% vs 2023)

5 Risultati

per settore di attività

Dati operativi

Reti	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Energia elettrica distribuita (GWh)	5.465	5.401	64	1,2%
Gas distribuito (Mmc)	1.477	1.440	37	2,6%
Acqua distribuita (Mmc)	32	33	(1)	(3,0%)
RAB Energia Elettrica (M€) (*)	1.081	953	128	13,4%
RAB Gas (M€) (*)	1.725	1.599	126	7,9%
RAB Acqua (M€) (*)	579	477	102	21,4%

(*) Dati provvisori, sottostanti al calcolo dei ricavi ammessi di competenza del periodo.

Nel primo semestre 2024, le RAB della distribuzione elettrica, gas e quella inerente i servizi idrici sono risultate in crescita rispettivamente del 13,4%, del 7,9% e del 21,4% grazie all'aumento degli investimenti realizzati.

Calore GWht	30 06 2024	30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
FONTI
Impianti di:	809	746	63	8,5%
- Lamarmora	110	106	4	3,6%
- Famagosta	23	24	(1)	(4,3%)
- Tecnocity	34	27	7	27,5%
- Canavese	62	66	(4)	(6,1%)
- Linate e Malpensa	135	126	9	7,1%
- Altri impianti	445	397	48	12,1%
Acquisti da:	1.152	1.003	149	14,9%
- terzi	242	195	47	24,1%
- altre Business Unit	910	808	102	12,6%
Totale Fonti	1.961	1.749	212	12,1%
USI
Vendite calore ai clienti finali	1.651	1.539	112	7,3%
Perdite di distribuzione	310	210	100	47,6%
Totale Usi	1.961	1.749	212	12,1%
Vendite freddo	50	49	1	2,0%
Energia elettrica da cogenerazione	344	325	19	5,8%

Note:

• I dati fanno riferimento alla sola attività di teleriscaldamento e comprendono le vendite freddo.

• Sono incluse tra gli acquisti le quantità di calore acquistate dalla Business Unit Ambiente.

Le vendite della Business Unit del primo semestre 2024 si sono attestate 1.651 GWhtc di volumi calore e a 50 GWhtf di volumi freddo registrando, grazie ad efficaci azioni di sviluppo commerciale e all'apporto della società Agesp Energia (proprietaria di una rete di teleriscaldamento di circa 18 km nella zona di Busto Arsizio, nonché dell'impianto di cogenerazione a servizio della stessa) acquisita dal Gruppo Acinque nel gennaio 2024, un aumento rispettivamente del 7,3% e del 2%.

Il contributo di Agesp Energia si evidenzia anche in relazione alla produzione di energia elettrica che ha registrato un aumento del 5,8% rispetto al primo semestre dell'anno precedente.

5.1 Risultati per settori di attività

5.2 Business Unit Generazione e Trading

5.3 Business Unit Mercato

5.4 Business Unit Ambiente

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

5.6 Corporate

Dati economici

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	727	793	(66)	(8,3%)
Costi operativi	(376)	(463)	87	(18,8%)
Costo del personale	(61)	(58)	(3)	5,2%
Margine Operativo Lordo	290	272	18	6,6%
% su Ricavi	39,9%	34,3%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(146)	(135)	(11)	8,1%
Risultato Operativo Netto	144	137	7	5,1%
% su Ricavi	19,8%	17,3%
Investimenti	288	256	32	12,5%
FTE	3.226	3.129	97	3,1%

Nel periodo in esame i ricavi della Business Unit Smart Infrastructures si sono attestati a 727 milioni di euro (793 milioni di euro al 30 giugno 2023). La variazione è legata ai minori ricavi relativi al comparto teleriscaldamento riconducibili al calo dei prezzi unitari e alla contrazione delle attività funzionali all'ottenimento di risparmio energetico (Superbonus), parzialmente compensati dai maggiori ricavi ammessi ai fini regolatori.

I costi operativi si sono attestati a 376 milioni di euro (463 milioni di euro nel primo semestre 2023). La variazione è riconducibile ai minori costi per le attività relative al Superbonus e alla diminuzione dei costi di approvvigionamento materie prime (gas e calore) ed in generale dei costi energetici.

I costi del personale si sono attestati a 61 milioni di euro (58 milioni di euro nell'anno precedente). La variazione è riconducibile per circa il 50% ad aumenti retributivi per i rinnovi CCNL Elettrico e Gas Acqua e per riconoscimenti di merito e per la restante parte a maggiori risorse: nel primo semestre 2024, infatti, gli FTE si sono attestati a 3.226 unità con una variazione di 97 FTE legata alle assunzioni effettuate nel corso del secondo semestre 2023 e del primo semestre 2024.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Smart Infrastructures del primo semestre 2024 è risultato pari a 290 milioni di euro (272 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Al netto delle partite non ricorrenti (+1 milione di euro nel primo semestre 2024, +7 milioni di euro nell'analogo periodo dell'anno precedente), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Business Unit risulta pari a 289 milioni di euro, in aumento di 24 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2023.

La variazione della marginalità è stata prevalentemente determinata da:

• • 17 milioni di euro relativi alle reti di distribuzione elettrica e gas per l'incremento dei ricavi ammessi ai fini regolatori a seguito dell'aggiornamento del tasso di remunerazione del capitale investito da parte dell'ARERA (Autorità di regolazione per Energia, Reti e Ambiente) per l'anno 2024, in parte compensati da maggiori costi operativi e minori contributi di allacciamento;
• +10 milioni di euro relativi al ciclo idrico riconducibili alla diminuzione dei costi di energia elettrica e all'incremento dei ricavi regolati;
• -10 milioni di euro relativi al comparto calore. La variazione è legata alla diminuzione dei prezzi dell'energia elettrica venduta, alla presenza nel 2023 delle agevolazioni previste dai decreti Aiuti in merito ai crediti di imposta per le imprese non energivore e non gasivore e alla minore marginalità relativa all'attività del Superbonus. Tali effetti negativi sono stati solo parzialmente compensati dai maggiori volumi di teleriscaldamento venduti e dai ricavi dalla vendita di certificati bianchi riconosciuti per le centrali di cogenerazione di Tecnocity, Canavese e di A2A Airport;
• +4 milioni di euro relativi all'Illuminazione Pubblica per l'apporto di marginalità dei nuovi comuni e per minori costi operativi;
• +2 milioni di euro relativi a Smart City per maggiori ricavi (avvio progetto Minnovo e aggiornamento listini).

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 146 milioni di euro (135 milioni di euro al 30 giugno 2023). La variazione è riconducibile ai maggiori ammortamenti (+7 milioni di euro) per gli investimenti effettuati nel periodo luglio 2023 – giugno 2024 ed ai maggiori accantonamenti per svalutazione crediti (+3 milioni di euro).

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato Operativo Netto si è attestato a 144 milioni di euro (137 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Gli Investimenti del primo semestre del 2024 sono risultati pari a 288 milioni di euro (256 milioni di euro nello stesso periodo del 2023) e hanno riguardato:

• per 122 milioni di euro il comparto distribuzione energia elettrica: per l'allacciamento di nuovi utenti, interventi su impianti primari e cabine secondarie, l'ampliamento del telecontrollo, il rifacimento della rete in media e bassa tensione;
• per 63 milioni di euro il comparto distribuzione gas: per l'allacciamento di nuovi utenti, la sostituzione di tubazioni in media e bassa pressione;
• per 42 milioni di euro il comparto ciclo idrico integrato: per interventi di manutenzione e sviluppo della rete di trasporto e distribuzione dell'acqua, nonché interventi e rifacimenti delle reti fognarie e degli impianti di depurazione;
• per 45 milioni di euro il comparto teleriscaldamento e gestione calore;
• per 6 milioni di euro il comparto illuminazione pubblica per nuovi progetti;
• per 5 milioni di euro il comparto e-mobility per l'installazione di nuove colonnine di ricarica;
• per 5 milioni di euro il comparto Smart City, in prevalenza per posa fibra ottica, radiofrequenza e data center.

5 Risultati

per settore di attività

5.1 Risultati per settori di attività

5.2 Business Unit Generazione e Trading

5.3 Business Unit Mercato

5.4 Business Unit Ambiente

5.5 Business Unit Smart Infrastructures

5.6 Corporate

5.6 Corporate

Dati economici

milioni di euro	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023	Variazione	% 2024/2023
Ricavi	171	162	9	5,6%
Costi operativi	(106)	(103)	(3)	2,9%
Costo del personale	(99)	(81)	(18)	22,2%
Margine Operativo Lordo	(34)	(22)	(12)	54,5%
% su Ricavi	(19,9%)	(13,6%)
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(36)	(36)	-	0,0%
Risultato Operativo Netto	(70)	(58)	(12)	20,7%
% su Ricavi	(40,9%)	(35,8%)
Investimenti	29	23	6	26,1%
FTE	1.815	1.708	107	6,3%

I costi operativi sono in incremento di 3 milioni di euro principalmente per maggiori spese destinate alla digitalizzazione del Gruppo e per maggiori oneri di comunicazione esterna (eventi, agenzie, sostenibilità e sponsorizzazioni).

Il costo del personale risulta in aumento di 18 milioni di euro. Tale variazione è riconducibile per quasi il 30% ad un maggior numero di FTE (+107 unità rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente, +6,3%) per gli inserimenti effettuati nel corso del secondo semestre 2023 e nei primi sei mesi dell'anno in corso al fine di potenziare alcune aree di attività quali l'area Digital, in coerenza con le esigenze evolutive e gli obiettivi di sviluppo del Gruppo. La parte restante dell'incremento è ascrivibile agli effetti degli aumenti retributivi (rinnovi contrattuali, premi e azioni di politica retributiva), a più elevati oneri per mobilità ed incentivi all'esodo e ad altri costi indiretti del personale (principalmente progetti welfare).

Il Margine Operativo Lordo, corrispondente ai costi di struttura della Corporate non riaddebitati alle diverse società del Gruppo nel corso del periodo in esame, si attesta a -34 milioni di euro (-22 milioni di euro nel primo semestre 2023).

Al netto delle partite non ricorrenti (-8 milioni di euro nel primo semestre del 2024, -1 milione di euro nel corrispondente periodo dell'esercizio precedente), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Corporate risulta pari a -26 milioni di euro, in diminuzione di 5 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2023.

La variazione negativa di marginalità è riconducibile ai maggiori costi non riaddebitati rispetto al primo semestre dell'anno precedente.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 36 milioni di euro, in linea con il corrispondente periodo dell'anno precedente.

Al netto di Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni, il Risultato Operativo Netto è stato negativo per 70 milioni di euro (negativo per 58 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Gli Investimenti del primo semestre 2024 sono pari complessivamente a 29 milioni di euro (23 milioni di euro nel corrispondente periodo del 2023) e riguardano principalmente interventi sui sistemi informativi (19 milioni di euro), interventi sui fabbricati (5 milioni di euro) e investimenti in sicurezza informatica (2 milioni di euro).

6

Prospetti contabili del bilancio consolidato semestrale abbreviato

6.1 Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata (1)

Attività

milioni di euro	Note	30 06 2024	di cui Parti Correlate (nota n. 37)	31 12 2023	di cui Parti Correlate (nota n. 37)
Attività non correntI
Immobilizzazioni materiali	1	6.723		6.643
Immobilizzazioni immateriali	2	3.683		3.630
Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto	3	25	25	30	30
Altre attività finanziarie non correnti	3	72	4	67	6
Attività per imposte anticipate	4	469		464
Altre attività non correnti	5	210	24	138	24
Totale attività non correnti		11.182		10.972
Attività correnti
Rimanenze	6	567		319
Crediti commerciali	7	2.741	148	3.540	158
Altre attività correnti	8	1.354	1	2.264	1
Attività finanziarie correnti	9	43	1	33	7
Attività per imposte correnti	10	50		41
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11	1.893		1.629
Totale attività correnti		6.648		7.826
Attività non correnti destinate alla vendita		-		-
Totale attivo		17.830		18.798

(1) Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 38 come previsto dalla Comunicazione Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006.

Patrimonio netto e passività

milioni di euro	Note	30 06 2024	di cui Parti Correlate (nota n. 37)	31 12 2023	di cui Parti Correlate (nota n. 37)
Patrimonio netto
Capitale sociale	12	1.629		1.629
(Azioni proprie)		-		-
Riserve	13	3.053		1.952
Risultato d'esercizio	14	-		659
Risultato del periodo	14	489		-
Patrimonio netto di Gruppo		5.171		4.240
Interessi di minoranze	15	555		562
Totale Patrimonio netto		5.726		4.802
Passività
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	16	5.380		5.576
Benefici a dipendenti	17	225		237
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	18	827		828
Altre passività non correnti	19	221		335
Totale passività non correnti		6.653		6.976
Passività correnti
Debiti commerciali	20	3.042	74	4.105	81
Altre passività correnti	20	1.730	4	2.070	6
Passività finanziarie correnti	21	564		775
Debiti per imposte	22	115		70
Totale passività correnti		5.451		7.020
Totale passività		12.104		13.996
Passività direttamente associate ad attività non correnti destinate alla vendita		-		-
Totale patrimonio netto e passività		17.830		18.798

Prospetti contabili del bilancio consolidato semestrale abbreviato

6.1 Situazione

patrimoniale finanziaria consolidata

6.2 Conto economico consolidato

6.3 Conto economico complessivo consolidato

6.4 Rendiconto finanziario consolidato

6.5 Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

6

6.2 Conto economico consolidato (1)

milioni di euro	Note	01 01 2024 30 06 2024	di cui Parti Correlate (nota n. 37)	01 01 2023 30 06 2023 Restated (*)	di cui Parti Correlate (nota n. 37)
Ricavi
Ricavi di vendita e prestazioni		5.953	263	7.907	289
Altri ricavi operativi		138		85
Totale ricavi	24	6.091		7.992
Costi operativi
Costi per materie prime e servizi		4.211	11	6.546	7
Altri costi operativi		159	20	163	27
Totale costi operativi	25	4.370		6.709
Costi per il personale	26	442	1	401	1
Margine operativo lordo	27	1.279		882
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	28	514		433
Risultato operativo netto	29	765		449
Risultato da transazioni non ricorrenti	30	3		-
Gestione Finanziaria
Proventi finanziari		65	3	37	3
Oneri finanziari		117		106
Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il patrimonio netto delle partecipazioni		2	2	1	1
Risultato da cessioni di altre partecipazioni		-		-
Totale gestione finanzaria	31	(50)		(68)
Risultato al lordo delle imposte		718		381
Oneri per imposte sui redditi	32	211		91
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte		507		290
Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita	33	-		3
Risultato netto		507		293
Risultato di pertinenza di terzi	34	(18)		(13)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	35	489		280
Risultato per azione (in euro):
- di base		0,1560		0,0895
- di base da attività di funzionamento		0,1560		0,0009
- di base da attività destinate alla vendita		0,0000		0,0886
- diluito		0,1560		0,0895
- diluito da attività di funzionamento		0,1560		0,0009
- diluito da attività destinate alla vendita		0,0000		0,0886

(1) Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 38 come previsto dalla Comunicazione Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006.

(*) I valori al 30 giugno 2023 sono stati riesposti per renderli omogenei con i valori al 30 giugno 2024 riclassificando dalla voce "Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita" i ricavi e i costi operativi relativi al Ramo Idrico non più destinato alla vendita.

6.3 Conto economico complessivo consolidato

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023
Risultato del periodo (A)	507	293
Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio netto	13	5
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali	(3)	(1)
Totale utili/(perdite) attuariali al netto dell'effetto fiscale (B)	10	4
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura degli strumenti finanziari ("cash flow hedge")	(8)	(23)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite)	2	6
Totale Altri utili/(perdite) al netto dell'effetto fiscale delle società consolidate integralmente (C)	(6)	(17)
Altri utili/(perdite) delle imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto al netto dell'effetto fiscale (D)	-	-
Totale risultato complessivo (A)+(B)+(C)+(D)	511	280
Totale risultato del periodo complessivo attribuibile a:
Soci della controllante	493	267
Interessenze di pertinenza di terzi	(18)	(13)

Con esclusione degli effetti attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio netto, gli altri effetti sopra esposti verranno rigirati a Conto economico negli esercizi successivi.

Prospetti contabili del bilancio consolidato semestrale abbreviato

6.1 Situazione patrimoniale finanziaria consolidata

6.2 Conto economico consolidato

6.3

Conto economico complessivo consolidato

6.4 Rendiconto finanziario consolidato

6.5 Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

6

6.4 Rendiconto finanziario consolidato

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo	1.629	2.584
Attività Operativa
Risultato netto	507	293
Imposte di competenza del periodo	211	91
Interessi netti di competenza del periodo	52	69
Plusvalenze/minusvalenze del periodo	2	(1)
Ammortamenti immobilizzazioni materiali	291	251
Ammortamenti immobilizzazioni immateriali	148	130
Svalutazioni/smobilizzi immobilizzazioni materiali e immateriali	6	3
Accantonamenti netti del periodo	73	52
Risultato di partecipazioni valutate ad equity	(2)	(1)
Interessi netti pagati	(49)	(51)
Imposte nette pagate	(158)	(79)
Dividendi pagati	(304)	(295)
Variazione crediti verso clienti	783	1.947
Variazione debiti verso fornitori	(1.074)	(2.543)
Variazione rimanenze	(248)	246
Altre variazioni	320	280
Flussi finanziari netti da attività operativa (A)	558	392
Attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(361)	(309)
Investimenti in immobilizzazioni immateriali e avviamento	(192)	(185)
Investimenti in partecipazioni e titoli (*)	(45)	(25)
Apporto disponibilità liquide primi consolidamenti	1	8
Cessioni di immobilizzazioni e partecipazioni	4	43
Dividendi incassati da partecipazioni valutate ad equity e altre partecipazioni	-	-
Flussi finanziari netti da attività di investimento (B)	(593)	(468)
Free Cash Flow (A+B)	(35)	(76)
Attività di finanziamento
Variazioni delle attività finanziarie
Nuovi finanziamenti	-	-
Incasso rimborso finanziamenti	6	6
Altre variazioni	(16)	(17)
Variazione delle attività finanziarie (*)	(10)	(11)
Variazioni delle passività finanziarie
Nuovi finanziamenti/bond	183	967
Rimborso finanziamenti/bond	(597)	(1.034)
Altre variazioni	(19)	(14)
Variazione delle passività finanziarie (*)	(433)	(81)
Strumenti di capitale-obbligazioni ibride perpetue
Emissione di obbligazioni ibride perpetue	742	-
Strumenti di capitale-obbligazioni ibride perpetue	742	-
Flussi finanziari netti da attività di finanziamento	299	(92)
Variazione delle disponibilità liquide	264	(168)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo	1.893	2.416

(*) Al netto dei saldi con contropartita il Patrimonio netto e altre voci della Situazione patrimoniale-finanziaria.

6.5 Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

Movimenti dal 1° gennaio 2023 al 30 giugno 2023 milioni di euro	Capitale sociale	Azioni Proprie	Cash Flow Hedge	Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue	Altre Riserve e utili a nuovo	Risultato del periodo di Gruppo	Totale Patrimonio netto di Gruppo	Interessi di minoranze	Totale Patrimonio netto
Patrimonio netto al 31.12.2022	1.629	-	30	-	1.839	401	3.899	568	4.467
Destinazione del risultato 2022					401	(401)	-		-
Dividendi distribuiti					(283)		(283)	(19)	(302)
Riserva IAS 19 (*)					4		4		4
Riserve Cash Flow Hedge (*)			(17)				(17)		(17)
Variazione area di consolidamento							-		-
Altre variazioni					(2)		(2)		(2)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi						280	280	13	293
Patrimonio netto al 30.06.2023	1.629	-	13	-	1.959	280	3.881	562	4.443

(*) Concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.

Movimenti dal 1° luglio 2023 al 31 dicembre 2023 milioni di euro	Capitale sociale	Azioni Proprie	Cash Flow Hedge	Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue	Altre Riserve e utili a nuovo	Risultato del periodo di Gruppo	Totale Patrimonio netto di Gruppo	Interessi di minoranze	Totale Patrimonio netto
Patrimonio netto al 30.06.2023	1.629	-	13	-	1.959	280	3.881	562	4.443
Destinazione del risultato 2022							-		-
Dividendi							-		-
Riserva IAS 19 (*)					(2)		(2)		(2)
Riserve Cash Flow Hedge (*)			(15)				(15)		(15)
Variazione area di consolidamento					(2)		(2)	(2)	(4)
Altre variazioni					(1)		(1)	(9)	(10)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi						379	379	11	390
Patrimonio netto al 31.12.2023	1.629	-	(2)	-	1.954	659	4.240	562	4.802

(*) Concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.

Movimenti dal 1° gennaio 2024 al 30 giugno 2024 milioni di euro	Capitale sociale	Azioni Proprie	Cash Flow Hedge	Riserva per strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue	Altre Riserve e utili a nuovo	Risultato del periodo di Gruppo	Totale Patrimonio netto di Gruppo	Interessi di minoranze	Totale Patrimonio netto
Patrimonio netto al 31.12.2023	1.629	-	(2)	-	1.954	659	4.240	562	4.802
Destinazione del risultato 2023					659	(659)	-		-
Dividendi					(300)		(300)	(20)	(320)
Riserva IAS 19 (*)					10		10		10
Riserve Cash Flow Hedge (*)			(6)				(6)		(6)
Variazione area di consolidamento					(3)		(3)	2	(1)
Strumenti di capitale - obbligazioni ibride perpetue				742			742		742
Altre variazioni					(1)		(1)	(7)	(8)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi						489	489	18	507
Patrimonio netto al 30.06.2024	1.629	-	(8)	742	2.319	489	5.171	555	5.726

(*) Concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.

6.1

6

Situazione patrimoniale finanziaria consolidata

6.2 Conto economico consolidato

6.3 Conto economico complessivo consolidato

6.4 Rendiconto

finanziario consolidato

6.5 Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

7

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

A2A S.p.A. è una società con personalità giuridica organizzata secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana che opera, anche attraverso le sue controllate ("Gruppo"), sia sul territorio nazionale che estero.

Il Gruppo A2A è principalmente impegnato nei settori:

• della produzione, vendita e distribuzione di energia elettrica anche da fonti rinnovabili;
• della vendita e distribuzione del gas;
• della produzione, distribuzione e vendita di calore tramite reti di teleriscaldamento;
• della gestione dei rifiuti (dalla raccolta e spazzamento allo smaltimento) e nella realizzazione, gestione e messa a disposizione ad altri operatori di impianti e sistemi integrati per lo smaltimento dei rifiuti;
• della gestione del ciclo idrico integrato;
• della consulenza tecnica relativa ai titoli di efficienza energetica.

La forma e il contenuto del Bilancio consolidato semestrale abbreviato al 30 giugno 2024 è conforme all'informativa prevista dallo IAS 34 - Bilanci intermedi emesso dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologato dall'Unione Europea, ed è stata redatta in osservanza del Decreto Legislativo 58/1998 (art. 154-ter) e successive modifiche, nonché del Regolamento emittenti emanato dalla Consob. Pertanto, non comprende tutte le informazioni richieste dal bilancio annuale e deve essere letto unitamente alla Relazione finanziaria annuale consolidata per l'esercizio chiuso al 31 dicembre 2023, redatta quest'ultima in conformità ai Principi Contabili Internazionali International Financial Reporting Standards (IFRS) emessi dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea. La sua finalità, infatti, è quella di fornire un aggiornamento rispetto all'ultimo bilancio consolidato annuale, concentrandosi sulle nuove attività, fatti e circostanze verificatesi nel periodo intercorrente tra il 31 dicembre 2023 e il 30 giugno 2024 e fornendo una spiegazione delle operazioni e dei fatti rilevanti per la comprensione delle variazioni nella situazione patrimoniale-finanziaria e nel risultato di periodo.

Nel Bilancio consolidato semestrale abbreviato sono applicati gli stessi principi contabili, criteri e procedure di consolidamento, criteri e stime di valutazione illustrati in sede di redazione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2023, per la cui descrizione si fa rinvio, fatta eccezione per i principi contabili internazionali in vigore a partire dal 1° gennaio 2024, illustrati dettagliatamente nel successivo paragrafo "Variazioni di principi contabili internazionali".

Si precisa che gli schemi di bilancio presentati sono gli stessi adottati nella predisposizione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2023.

Il presente Bilancio consolidato semestrale abbreviato è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione il 30 luglio 2024, che ne ha autorizzato la pubblicazione ed è assoggettata a revisione contabile limitata da parte di EY S.p.A. in base all'incarico conferito con delibera dell'Assemblea dell'11 giugno 2015 per il novennio 2016-2024.

Ai fini di identificare in modo più chiaro e immediato i risultati derivanti da transazioni non ricorrenti riferibili alle attività operative in esercizio, distinguendoli dai risultati da attività operative cessate, nello schema di Conto economico sono presenti le voci specifiche "Risultato da transazioni non ricorrenti" e "Risultato da cessione altre partecipazioni". In particolare, si segnala che la voce "Risultato da transazioni non ricorrenti" è destinata ad accogliere i risultati da cessione di partecipazioni in società controllate e collegate e altri oneri/proventi non operativi. Tale voce è posizionata tra il Risultato operativo netto e la Gestione finanziaria. In tal modo il Risultato operativo netto non viene inquinato da operazioni non ricorrenti, consentendo una migliore misurabilità dell'andamento della normale gestione operativa.

Il Bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo A2A è presentato in milioni di euro; tale valuta è anche la moneta funzionale delle economie in cui il Gruppo opera.

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

Ai sensi dello IAS 8, nel successivo paragrafo "Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicabili dalla società dal presente esercizio" sono indicati e brevemente illustrati gli emendamenti in vigore dal 1° gennaio 2024.

Nel paragrafo a seguire, "Principi contabili, emendamenti e interpretazioni non ancora omologati dall'Unione Europea" vengono invece dettagliati i principi contabili ed interpretazioni già emessi, non ancora omologati dall'Unione Europea, e pertanto non applicabili per la redazione della relazione finanziaria semestrale 2024, i cui eventuali impatti saranno quindi recepiti a partire dai bilanci dei prossimi esercizi.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicabili nel presente esercizio

• l'International Accounting Standards Board (IASB), in data 23 gennaio 2020, 15 luglio 2020 e 31 ottobre 2022, ha emesso tre integrazioni al principio IAS 1 "Presentation of the financial statements" che mirano a definire meglio il concetto di passività e la relativa classificazione tra breve e medio lungo termine. Le integrazioni sono state omologate in data 20 dicembre 2023. Nello specifico si dà enfasi al concetto temporale di trasferimento di denaro o altre risorse alla controparte, per estinguere la passività. Vengono anche chiariti i seguenti aspetti: cosa si intende per diritto di postergazione della scadenza; che il diritto di postergazione deve esistere alla chiusura dell'esercizio; la classificazione non è impattata dalla probabilità con cui l'entità eserciterà il proprio diritto di postergazione; solamente se un derivato implicito in una passività convertibile è esso stesso uno strumento di capitale la scadenza della passività non ha impatto sulla sua classificazione.

Inoltre, con l'ultimo emendamento, viene specificato che solo i covenant, che un'entità deve rispettare entro la data di riferimento del bilancio, influiranno sulla classificazione di una passività come corrente o non corrente.

Tali integrazioni saranno applicabili ai bilanci chiusi a partire dal 1° gennaio 2024. Le modifiche non hanno avuto impatti sulla relazione finanziaria semestrale.

• in data 22 settembre 2022, lo IASB ha emesso un'integrazione al principio IFRS 16 "Leases" chiarendo come si contabilizza un'operazione di sale and leaseback che prevede dei pagamenti variabili basati sulla performance o sull'uso del bene oggetto della transazione. L'integrazione è stata omologata in data 21 novembre 2023 e sarà applicabile ai bilanci chiusi a partire dal 1° gennaio 2024. Le modifiche non hanno avuto impatti sulla relazione finanziaria semestrale.
• lo IASB, in data 25 maggio 2023, ha emesso un'integrazione ai principi IAS 7 "Rendiconto finanziario" e IFRS 7 "Strumenti finanziari: informazioni integrative". Gli emendamenti chiariscono le caratteristiche degli accordi di finanziamento dei fornitori (quali

ad esempio gli strumenti di reverse factoring) e definiscono le informazioni che devono essere fornite in merito all'impatto di questi accordi sulle passività e sui flussi di cassa della società (es. termini e condizioni, valore contabile e voce di bilancio in cui risultano iscritti i debiti finanziari, con indicazione di quelli per cui il fornitore finanziario ha già saldato la corrispondente quota di debito commerciale, fasce di scadenza dei debiti finanziari e dei debiti commerciali comparabili, ma non inseriti in accordi).

Tali integrazioni saranno applicabili ai bilanci chiusi a partire dal 1° gennaio 2024. Le modifiche non hanno avuto impatti sulla relazione finanziaria semestrale.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni non ancora omologati dall'Unione Europea

• lo IASB, in data 15 agosto 2023, ha emesso un'integrazione al principio IAS 21 "Effetti delle variazioni dei cambi delle valute estere" per regolamentare le procedure da seguire in caso di mancanza di convertibilità delle valute. Gli emendamenti introducono i requisiti per stabilire quando una valuta è convertibile in un'altra valuta e quando non lo è e impongono a un'entità di stimare il tasso di cambio a pronti quando determina che una valuta non è convertibile in un'altra valuta. Tali integrazioni saranno applicabili ai bilanci chiusi a partire dal 1° gennaio 2025. Il Gruppo sta attualmente valutando gli impatti di tali modifiche.
• In data 9 aprile 2024 è stato pubblicato dallo IASB l'IFRS 18 che stabilisce i requisiti per la presentazione delle informazioni nei bilanci finanziari al fine di migliorare l'omogeneità dell'informativa fornita e favorire la comparabilità tra i vari bilanci. Il principio si concentra in particolar modo sull'esposizione del conto economico per il quale viene prevista una struttura predefinita divisa in categorie (operativo, investimento, finanziario, fiscale e da attività operative cessate) e altrettanti subtotali; ma fissa anche regole per l'aggregazione e la disaggregazione delle informazioni in base alle loro caratteristiche comuni al fine di individuare le informazioni da fornire direttamente negli schemi di bilancio piuttosto che nelle note illustrative. Il principio sarà applicabile ai bilanci chiusi a partire dal 1° gennaio 2027. Il Gruppo sta attualmente valutando gli impatti di tali modifiche.
• In data 9 maggio 2024 lo IASB ha pubblicato il nuovo principio IFRS 19 applicabile dai bilanci chiusi a partire dal 1° gennaio 2027. Il principio si applica alle società controllate senza responsabilità pubblica appartenenti ad un gruppo che redige il bilancio consolidato secondo i principi IAS/IFRS e consente loro di utilizzare gli standard contabili IFRS adottando una reportistica finanziaria semplificata e basata sulle disposizioni del nuovo principio anziché su quelle degli altri principi. Le modifiche non avranno impatti sulla relazione finanziaria semestrale.

7.3 Area e criteri di consolidamento

Il Bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo A2A al 30 giugno 2024 include i dati della capogruppo A2A S.p.A. e quelli delle società controllate sulle quali A2A S.p.A. esercita direttamente o indirettamente il controllo. Sono altresì consolidate, con il metodo del Patrimonio netto, le società sulle quali la capogruppo esercita il controllo congiuntamente con altri soci (joint ventures) e quelle sulle quali esercita un'influenza notevole.

Si segnalano le seguenti variazioni al perimetro di consolidamento del Gruppo A2A:

• acquisizione da parte di Acinque S.p.A. del 70% di Agesp Energia S.r.l. società operante nella vendita di energia elettrica e gas, con conseguente consolidamento integrale;
• costituzione della società A2A Storage S.r.l. da parte di A2A Rinnovabili S.p.A., che ne detiene il 100%, consolidata integralmente;
• cessione della società Tula Bioenergia Società Agricola a r.l. precedentemente consolidata integralmente;
• acquisizione da parte di A2A Rinnovabili S.p.A. del 70% di Parco Friulano 2 S.r.l. con conseguente consolidamento integrale;
• costituzione della società A2A Trezzo Ambiente S.r.l. detenuta da parte di A2A Ambiente S.p.A. per l'86% e da A2A Calore & Servizi S.r.l. per il 4%, consolidata integralmente;
• acquisizione da parte di Agripower S.p.A. del residuale 6,25% di San Quirico Bionenergia Società Agricola a r.l., ora posseduta al 100%, consolidata integralmente.

Sono state inoltre cedute le partecipazioni detenute nelle società Tecnoacquecusio S.p.A. e Consul System S.p.A. precedentemente consolidate secondo il metodo del patrimonio netto.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ⁸⁹

7

Dettaglio della Situazione patrimoniale-finanziaria con evidenza dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2024

milioni di euro	Note	Consolidato al 31 12 2023	Gruppo A2A Rinnovabili	Agesp Energia S.r.l.	Totale effetto primo consolidamento acquisizioni 2024	Variazioni	Consolidato al 30 06 2024
Attività
Attività non correntI
Immobilizzazioni materiali	1	6.643	6	13	19	61	6.723
Immobilizzazioni immateriali	2	3.630	23	20	43	10	3.683
Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto	3	30	-	-	-	(5)	25
Altre attività finanziarie non correnti	3	67	-	1	1	4	72
Attività per imposte anticipate	4	464	-	1	1	4	469
Altre attività non correnti	5	138	-	1	1	71	210
Totale attività non correnti		10.972	29	36	65	145	11.182
Attività correntI
Rimanenze	6	319	-	-	-	248	567
Crediti commerciali	7	3.540	-	16	16	(815)	2.741
Altre attività correnti	8	2.264	-	4	4	(914)	1.354
Attività finanziarie correnti	9	33	-	-	-	10	43
Attività per imposte correnti	10	41	-	-	-	9	50
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11	1.629	-	1	1	263	1.893
Totale attività correnti		7.826	-	21	21	(1.199)	6.648
Attività non correnti destinate alla vendita		-	-	-	-	-	-
Totale attivo		18.798	29	57	86	(1.054)	17.830
Passività
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	16	5.576	-	10	10	(206)	5.380
Benefici a dipendenti	17	237	-	-	-	(12)	225
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	18	828	-	2	2	(3)	827
Altre passività non correnti	19	335	-	2	2	(116)	221
Totale passività non correnti		6.976	-	14	14	(337)	6.653
Passività correnti
Debiti commerciali	20	4.105	-	11	11	(1.074)	3.042
Altre passività correnti	20	2.070	-	1	1	(341)	1.730
Passività finanziarie correnti	21	775	-	2	2	(213)	564
Debiti per imposte	22	70	-	-	-	45	115
Totale passività correnti		7.020	-	14	14	(1.583)	5.451
Totale passività		13.996	-	28	28	(1.920)	12.104
Passività direttamente associabili ad attività non correnti destinate alla vendita	24	-	-	-	-	-	-
Passività		13.996	-	28	28	(1.920)	12.104

Dettaglio effetto economico consolidamento nuove acquisizioni 2024

milioni di euro	Note	Gruppo A2A Rinnovabili	Agesp Energia S.r.l.	Totale effetto consolidamento nuove acquisizioni 2024	Vecchio perimetro al 30 06 2024	Consolidato al 30 06 2024	Consolidato al 30 06 2023 Restated
Ricavi
Ricavi di vendita e prestazioni		-	25	25	5.928	5.953	7.907
Altri ricavi operativi		-	-	-	138	138	85
Totale ricavi	24	-	25	25	6.066	6.091	7.992
Costi operativi
Costi per materie prime e servizi		-	21	21	4.190	4.211	6.546
Altri costi operativi		-	-	-	159	159	163
Totale costi operativi	25	-	21	21	4.349	4.370	6.709
Costi per il personale	26	-	1	1	441	442	401
Margine operativo lordo	27	-	3	3	1.276	1.279	882
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	28	-	-	-	514	514	433
Risultato operativo netto	29	-	3	3	762	765	449
Risultato da transazioni non ricorrenti	30	-	-	-	3	3	-
Gestione Finanziaria
Proventi finanziari		-	-	-	65	65	37
Oneri finanziari		-	-	-	117	117	106
Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il patrimonio netto delle partecipazioni		-	-	-	2	2	1
Risultato da cessioni di altre partecipazioni (AFS)		-	-	-	-	-	-
Totale gestione finanzaria	31				(50)	(50)	(68)
Risultato al lordo delle imposte		-	3	3	715	718	381
Oneri per imposte sui redditi	32		-	-	211	211	91
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte		-	3	3	504	507	290
Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita	33	-	-	-	-	-	3
Risultato netto		-	3	3	504	507	293
Risultato di pertinenza di terzi	34	-	-	-	(18)	(18)	(13)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	35	-	3	3	486	489	280

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ⁹¹ Per quanto riguarda gli effetti sulle procedure di consolidamento di alcuni contratti aventi ad oggetto azioni/quote di società del Gruppo di seguito si riportano le variazioni rispetto alla situazione descritta nella Relazione finanziaria consolidata al 31 dicembre 2023.

a) Earn-out sull'acquisto delle partecipazioni effettuato da A2A Rinnovabili S.p.A.

Con riferimento alle acquisizioni di partecipazioni effettuate da A2A Rinnovabili S.p.A. tra il 2017 e il 2023, sono presenti contrattualmente degli aggiustamenti prezzo ed earn-out, di importi non rilevanti, sia a favore del venditore che a favore del compratore al verificarsi di determinate condizioni. Data l'aleatorietà e non significatività degli importi, il Gruppo non ha provveduto ad iscrivere tali valori.

b) Opzioni sulle azioni di Agesp Energia S.r.l.

In data 3 gennaio 2024 Acinque S.p.A. ha acquisito il 70% della società Agesp Energia S.r.l..

Per effetto del patto parasociale stipulato tra Acinque S.p.A. e Agesp S.p.A. (venditore) è prevista un'opzione di vendita concessa da Acinque S.p.A. ad Agesp S.p.A. avente ad oggetto la rimanente quota del 30% esercitabile sino alla scadenza del 3° (terzo) anno a partire dalla data di sottoscrizione dell'Atto Notarile.

Il Gruppo, pertanto, ha contabilizzato tra i debiti il valore attuale dell'esborso stimato in 8,3 milioni di euro, cui non potrà sottrarsi in caso d'esercizio della citata opzione.

Ultimi dati di sintesi disponibili delle joint ventures (consolidate ad equity)

milioni di euro

Dati di sintesi al 31 dicembre 2023 milioni di euro	Bergamo	PremiumGas Pulita 50% 31 12 2022)	50% (dati al (*)	Metamer Ergosud 50% 50%
Conto economico
Ricavi di vendita	0,05	0,00	36,5	40,8
Margine Operativo Lordo	(0,25)	(0,03)	1,1	12,3
% sui ricavi netti	n.s.	n.s.	3,0%	30,1%
Ammortamenti e svalutazioni	0,2	-	0,5	9,2
Risultato Operativo Netto	(0,05)	(0,03)	0,5	3,1
Risultato dell'esercizio	(0,46)	0,00	0,1	1,9
Situazione patrimoniale-finanziaria
Totale attività		2,61	2,4	14,8 134,3
Patrimonio netto	(0,13)	2,3	3,0	71,4
(Indebitamento) finanziario netto	2,35	1,8	(4,4)	(18,4)
(*) Dati dell'ultimo bilancio disponibile.
Dati di sintesi al 31 dicembre 2022	Bergamo	PremiumGas		Metamer Ergosud

Conto economico
Ricavi di vendita	0,05	0,00	44,6	43,3
Margine Operativo Lordo	(0,25)	(0,03)	1,3	12,4
% sui ricavi netti	n.s.	n.s.	2,9%	28,7%
Ammortamenti e svalutazioni	-	-	0,4	9,4
Risultato Operativo Netto	(0,25)	(0,03)	0,9	3,0
Risultato dell'esercizio	(0,25)	0,00	0,6	0,9
Situazione patrimoniale-finanziaria
Totale attività		2,40	2,4	16,0	145,2
Patrimonio netto	(0,2)	2,3	3,1	69,4
(Indebitamento) finanziario netto	2,13	1,8	(2,0)	(29,9)

Pulita 50%

50%

50%

50%

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio

consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7

7.4 Stagionalità dell'attività

Si segnala che per la tipologia delle attività tipiche del Gruppo i risultati infrannuali possono presentare variazioni dovute all'andamento climatico del periodo.

Al riguardo si rinvia ai commenti sugli andamenti per Business Unit riportati nel seguito.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

30 06 2024

milioni di euro	Generazione e Trading	Mercato	Ambiente	Smart Infrastructures	Corporate	Elisioni	Conto economico
	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2024 30 06 2024
Ricavi	3.921	3.191	775	727	171	(2.694)	6.091
- di cui intersettoriali	2.113	70	146	206	159	(2.694)
Costi operativi	(3.313)	(2.905)	(364)	(376)	(106)	2.694	(4.370)
- di cui intersettoriali	(191)	(2.236)	(62)	(198)	(7)	2.694
Costi per il personale	(52)	(35)	(195)	(61)	(99)		(442)
Margine Operativo Lordo	556	251	216	290	(34)		1.279
% sui Ricavi	14,2%	7,9%	27,9%	39,9%	(19,9%)		21,0%
Ammortamento immobilizzazioni materiali e immateriali	(127)	(39)	(92)	(143)	(38)		(439)
Svalutazioni nette delle immobilizzazioni	-	-	(1)	(1)	-		(2)
Accantonamenti per rischi	(42)	-	-	-	1		(41)
Accantonamenti per rischi su crediti	-	(31)	-	(2)	1		(32)
Risultato operativo netto	387	181	123	144	(70)		765
% sui Ricavi	9,9%	5,7%	15,9%	19,8%	(40,9%)		12,6%
Risultato da transazioni non ricorrenti							3
Oneri/Proventi netti da gestione finanziaria							(50)
Risultato al lordo delle imposte							718
Oneri per imposte sui redditi							(211)
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte							507
Risultato netto da Attività operative cedute/destinate alla vendita							-
Risultato di pertinenza di terzi							(18)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo							489
Investimenti lordi (1)	116	53	68	288	29	(1)	553

(1) Si vedano le voci "Investimenti" dei prospetti riportati alle Note n. 1 e 2 riguardanti le Immobilizzazioni materiali e immateriali delle Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

30 06 2023 Restated

milioni di euro	Generazione e Trading	Mercato	Ambiente	Smart Infrastructures	Corporate	Elisioni	Conto economico
	01 01 2023 30 06 2023 Restated	01 01 2023 30 06 2023 Restated	01 01 2023 30 06 2023 Restated	01 01 2023 30 06 2023 Restated	01 01 2023 30 06 2023 Restated	01 01 2023 30 06 2023 Restated	01 01 202 30 06 2023 Restated
Ricavi	6.162	3.836	720	793	162	(3.681)	7.992
- di cui intersettoriali	3.085	101	160	185	150	(3.681)
Costi operativi	(5.807)	(3.683)	(334)	(463)	(103)	3.681	(6.709)
- di cui intersettoriali	(220)	(3.156)	(63)	(237)	(5)	3.681
Costi per il personale	(48)	(31)	(183)	(58)	(81)		(401)
Margine Operativo Lordo	307	122	203	272	(22)		882
% sui Ricavi	5,0%	3,2%	28,2%	34,3%	(13,6%)		11,0%
Ammortamento immobilizzazioni materiali e immateriali	(108)	(31)	(75)	(136)	(31)		(381)
Svalutazioni nette delle immobilizzazioni	-	-	-	-	-		-
Accantonamenti per rischi	(16)	-	4	-	(3)		(15)
Accantonamenti per rischi su crediti	-	(36)	-	1	(2)		(37)
Risultato operativo netto	183	55	132	137	(58)		449
% sui Ricavi	3,0%	1,4%	18,3%	17,3%	(35,8%)		5,6%
Risultato da transazioni non ricorrenti							-
Oneri/Proventi netti da gestione finanziaria							(68)
Risultato al lordo delle imposte							381
Oneri per imposte sui redditi							(91)
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte							290
Risultato netto da Attività operative cedute/destinate alla vendita							3
Risultato di pertinenza di terzi							(13)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo							280
Investimenti lordi (1)	97	42	76	256	23	-	494

(1) Si vedano le voci "Investimenti" dei prospetti riportati alle Note n. 1 e 2 riguardanti le Immobilizzazioni materiali e immateriali delle Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria.

I valori al 30 giugno 2023 sono stati riesposti per renderli omogenei con i valori al 30 giugno 2024 riclassificando dalla voce "Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita" i ricavi e i costi operativi relativi al Ramo Idrico non più destinato alla vendita.

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ⁹⁷

30 06 2024

milioni di euro	Generazione e Trading	Mercato	Ambiente Smart Infrastructures		Corporate	Elisioni e rettifiche	Totale Gruppo
	30 06 2024	30 06 2024	30 06 2024	30 06 2024	30 06 2024	30 06 2024	30 06 2024
Capitale investito
Capitale immobilizzato netto	2.744	432	1.634	4.788	4.637	(4.322)	9.913
- Immobilizzazioni materiali	2.497	59	1.336	2.611	258	(38)	6.723
- Immobilizzazioni immateriali	408	423	602	2.147	103		3.683
- Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti	12	8	29	-	4.318	(4.284)	83
- Altre attività/passività non correnti	3	(47)	1	-	50		7
- Attività/passività per imposte anticipate/ differite	239	19	34	126	51		469
- Fondi rischi, oneri e passività per discariche	(397)	(22)	(325)	(56)	(27)		(827)
- Benefici a dipendenti	(18)	(8)	(43)	(40)	(116)		(225)
Capitale Circolante Netto e Altre attività/ passività correnti	(511)	595	(29)	(111)	(105)	(7)	(168)
Capitale Circolante Netto	(455)	765	54	(13)	(56)	(29)	266
- Rimanenze	461	-	38	66	2		567
- Crediti commerciali	979	1.555	373	365	76	(607)	2.741
- Debiti commerciali	(1.895)	(790)	(357)	(444)	(134)	578	(3.042)
Altre attività/passività correnti	(56)	(170)	(83)	(98)	(49)	22	(434)
- Altre attività/passività correnti	(69)	(174)	(90)	(105)	47	22	(369)
- Attività per imposte correnti/debiti per imposte	13	4	7	7	(96)		(65)
Attività/Passività destinate alla vendita	-	-	-	-	-	-	-
Totale capitale investito	2.233	1.027	1.605	4.677	4.532	(4.329)	9.745

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

31 12 2023

milioni di euro	Generazione e Trading	Mercato	Ambiente	Smart Infrastructures	Corporate	Elisioni e rettifiche	Totale Gruppo
	31 12 2023	31 12 2023	31 12 2023	31 12 2023	31 12 2023	31 12 2023	31 12 2023
Capitale investito
Capitale immobilizzato netto	2.758	237	1.650	4.584	4.237	(3.899)	9.567
- Immobilizzazioni materiali	2.499	57	1.356	2.510	261	(40)	6.643
- Immobilizzazioni immateriali	423	388	608	2.105	106		3.630
- Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti	9	14	29	-	3.890	(3.859)	83
- Altre attività/passività non correnti	2	(209)	2	(31)	48		(188)
- Attività/passività per imposte anticipate/ differite	236	15	35	100	78		464
- Fondi rischi, oneri e passività per discariche	(391)	(20)	(334)	(57)	(26)		(828)
- Benefici a dipendenti	(20)	(8)	(46)	(43)	(120)		(237)
Capitale Circolante Netto e Altre attività/passività correnti	(574)	586	(30)	27	(85)	(6)	(82)
Capitale Circolante Netto	(852)	623	13	81	(85)	(26)	(246)
- Rimanenze	208	-	46	64	1		319
- Crediti commerciali	1.838	1.920	340	571	81	(1.210)	3.540
- Debiti commerciali	(2.898)	(1.297)	(373)	(554)	(167)	1.184	(4.105)
Altre attività/passività correnti	278	(37)	(43)	(54)	-	20	164
- Altre attività/passività correnti	267	(31)	(33)	(66)	36	20	193
- Attività per imposte correnti/debiti per imposte	11	(6)	(10)	12	(36)		(29)
Attività/Passività destinate alla vendita	-	-	-	-	-	-	-
Totale capitale investito	2.184	823	1.620	4.611	4.152	(3.905)	9.485

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11

Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria

Si segnala che il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2024 è variato rispetto al 31 dicembre 2023 per le seguenti operazioni:

• acquisizione da parte di Acinque S.p.A. del 70% di Agesp Energia S.r.l. società operante nella vendita di energia elettrica e gas, con conseguente consolidamento integrale;
• costituzione della società A2A Storage S.r.l. da parte di A2A Rinnovabili S.p.A., che ne detiene il 100%, consolidata integralmente;
• cessione della società Tula Bioenergia Società Agricola a r.l. precedentemente consolidata integralmente;
• acquisizione da parte di A2A Rinnovabili S.p.A. del 70% della società Parco Solare Friulano 2 S.r.l. con conseguente consolidamento integrale;
• costituzione della società A2A Trezzo Ambiente S.r.l. detenuta da parte di A2A Ambiente S.p.A. per l'86% e da A2A Calore & Servizi S.r.l. per il 4% con conseguente consolidamento integrale della società.

Sono state inoltre cedute le partecipazioni detenute nelle società Tecnoacque Cusio S.p.A. e Consul System S.p.A. precedentemente consolidate secondo il metodo del patrimonio netto.

Attività

Attività non correnti

1) Immobilizzazioni materiali

milioni di euro	Valore al	Effetto			Variazioni del periodo				Valore
	31 12 2023	primo consolid. 2024	Investim.	Altre variazioni	Dismis. e cessioni	Svalutaz./ Ripr. valori	Ammort.	Totale variazioni	al 30 06 2024
Terreni	153		1	3				4	157
Fabbricati	603		6	6			(18)	(6)	597
Impianti e macchinari	4.646	11	126	32	(2)		(211)	(55)	4.602
Attrezzature industriali e commerciali	62		6	1			(6)	1	63
Altri beni	154		11	14			(18)	7	161
Discariche	12			(2)			(1)	(3)	9
Immobilizzazioni in corso ed acconti	689	7	197	(78)		(2)		117	813
Migliorie beni di terzi	153	1	14	(1)			(18)	(5)	149
Attività per diritti d'uso	171			20			(19)	1	172
Totale	6.643	19	361	(5)	(2)	(2)	(291)	61	6.723
di cui:
Costo Storico	15.094	19	361	(13)	(24)			324	15.437
Fondo Ammortamento	(7.615)			8	22		(291)	(261)	(7.876)
Svalutazioni	(836)					(2)		(2)	(838)

Le "Immobilizzazioni materiali" al 30 giugno 2024 sono pari a 6.723 milioni di euro (6.643 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e comprendono per 19 milioni di euro, l'effetto dei primi consolidamenti a seguito delle acquisizioni delle società Parco Solare Friulano 2 S.r.l. e Agesp Energia S.r.l..

Le variazioni del periodo, al netto dell'effetto di cui sopra, registrano un incremento di 61 milioni di euro così composto:

• incremento di 361 milioni di euro per investimenti effettuati nel periodo così come meglio descritti in seguito;
• riduzione di 291 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo;
• decremento netto per altre variazioni pari a 5 milioni di euro dovuto all'aumento dei diritti d'uso in applicazione del principio contabile IFRS16 per 20 milioni di euro, al decremento del fondo decommissioning e spese chiusura e post chiusura discariche per 18 milioni di euro, al decremento per 3 milioni di euro a seguito di riclassifiche ad altre poste di bilancio, al decremento per 3 milioni di euro dovuto alla registrazione di contributi su investimenti di anni precedenti, al decremento per 2 milioni di euro per l'uscita dal perimetro di consolidamento per cessione di Tula Bioenergia, all'incremento per riclassifica da immobilizzazioni immateriali per 1 milione di euro;
• decremento di 2 milioni di euro a seguito di svalutazioni effettuate nel corso del periodo, su asset non più considerati funzionali all'attività del Gruppo A2A;
• riduzione di 2 milioni di euro a seguito di smobilizzi del periodo al netto del relativo fondo ammortamento.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni Gli investimenti risultano così suddivisi:

• per la Business Unit Smart Infrastructures gli investimenti sono pari a 173 milioni di euro ed hanno riguardato: per 114 milioni di euro interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti di distribuzione di energia elettrica, l'ampliamento e il rifacimento della rete in media e bassa tensione, nonché l'installazione dei nuovi contatori elettronici; per 42 milioni di euro lo sviluppo delle reti di teleriscaldamento; per 6 milioni di euro il piano di efficientamento con nuove sorgenti luminose a tecnologia led, per 4 milioni di euro gli interventi sulla rete di ricarica dei veicoli elettrici, per 3 milioni di euro interventi sulla rete di trasporto del gas, per 2 milioni di euro interventi sulla rete ed apparati in fibra ottica, nonché per 2 milioni di euro per l' implementazione di apparecchiature di telecomunicazione;
• per la Business Unit Generazione e Trading l'incremento è stato di 111 milioni di euro ed ha riguardato: per 61 milioni di euro gli investimenti sulle centrali termoelettriche, per 42 milioni di euro gli investimenti sugli impianti di energia da fonti rinnovabili, nonché per 8 milioni di euro gli investimenti sulle centrali idroelettriche;
• per la Business Unit Ambiente gli investimenti sono pari a 67 milioni di euro e si riferiscono: per 56 milioni di euro ad interventi sugli impianti di trattamento e smaltimento dei rifiuti del gruppo; per 7 milioni di euro all'acquisizione ed allestimento di mezzi mobili per la raccolta dei rifiuti e per 4 milioni di euro all'acquisizione di attrezzature per la raccolta;
• per la Business Unit Corporate gli investimenti, pari a 7 milioni di euro, hanno riguardato principalmente, per 6 milioni di euro interventi sui fabbricati nelle aree di Milano, Brescia, Como, Monza Brianza, Lecco, Cremona e Roma, nonché per 1 milione di euro l'implementazione di apparecchiature di telecomunicazione;
• per la Business Unit Mercato l'incremento è stato di 3 milioni di euro principalmente dovuto al piano di efficienza energetica presso clienti.

Tra le immobilizzazioni materiali sono comprese "Attività per diritti d'uso" per complessivi 172 milioni di euro (171 milioni di euro al 31 dicembre 2023), iscritti con la metodologia prevista dal principio IFRS16 e per i quali il debito residuo verso le società locatrici, al 30 giugno 2024 risulta pari a 177 milioni di euro (177 milioni di euro al 31 dicembre 2023). Si riporta di seguito un dettaglio delle "Attività per diritti d'uso" derivanti da leasing operativi e finanziari al 30 giugno 2024:

Attività consistenti in diritti di utilizzo	Valore al 31 12 2023	Effetto primi consolid. 2024	Variazioni del periodo	Valore al
milioni di euro			Altre variazioni	Ammort.	Totale variazioni	30 06 2024
Terreni	30		3	(3)		30
Fabbricati	59		3	(6)	(3)	56
Impianti e macchinari	4		22	(1)	21	25
Attrezzature industriali e commerciali e altri beni	34		(16)	(2)	(18)	16
Automezzi	44		8	(7)	1	45
Totale	171		20	(19)	1	172

Si precisa che il Gruppo si è avvalso della facoltà, prevista dal paragrafo 6 del principio, di non applicare le disposizioni di cui ai paragrafi 22-49 del principio alle seguenti categorie:

a) Leasing a breve termine;

b) Leasing la cui attività sottostante è di modesto valore.

2) Immobilizzazioni immateriali

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. 2024	Variazioni del periodo						Valore al
			Investim.	Altre variaz.	Dismis. e cessioni	Svalutaz./ Ripr. valori	Ammort.	Totale variazioni	30 06 2024
Diritti di brevetto industriale e ut. op. dell'ingegno	49		7	2			(14)	(5)	44
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	2.123	17	124	6	(2)		(98)	30	2.170
Avviamento	846	20							866
Immobilizzazioni in corso	139		29	(10)				19	158
Altre immobilizzazioni immateriali	473	6	32	(30)			(36)	(34)	445
Totale	3.630	43	192	(32)	(2)		(148)	10	3.683

Le "Immobilizzazioni immateriali" al 30 giugno 2024 sono pari a 3.683 milioni di euro (3.630 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e comprendono l'effetto dei primi consolidamenti pari a 43 milioni di euro, a seguito delle acquisizioni delle società Parco Solare Friulano 2 Srl e Agesp Energia Srl.

Si segnala che, in applicazione dell'IFRIC 12, a partire dall'esercizio 2010 le "Immobilizzazioni immateriali" comprendono anche il valore dei beni in concessione relativi alla distribuzione gas.

Le variazioni del periodo al netto dell'effetto di cui sopra, registrano un incremento complessivo pari a 10 milioni di euro così composto:

• incremento di 192 milioni di euro per investimenti effettuati nel periodo così come meglio descritti in seguito;
• riduzione di 148 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo;
• decremento netto di 32 milioni di euro per altre variazioni, dovute, al decremento per 31 milioni di euro dei certificati ambientali del portafoglio industriale e al decremento per 1 milione di euro a seguito della riclassifica a immobilizzazioni materiali;
• diminuzione di 2 milioni di euro a seguito degli smobilizzi del periodo al netto del relativo fondo di ammortamento.

Gli investimenti delle "Immobilizzazioni immateriali" risultano così suddivisi:

• per la Business Unit Smart Infrastructures gli investimenti pari a 114 milioni di euro sono dovuti: ad interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti di distribuzione gas ed alla sostituzione di tubazioni interrate in media e bassa pressione per 58 milioni di euro; a lavori sulla rete di trasporto e distribuzione dell'acqua, sulle reti fognarie e sugli impianti di depurazione per 40 milioni di euro; ad implementazione di sistemi informativi per 15 milioni di euro; nonché ad oneri di progettazione, ricerca e sviluppo per le Centrali Calore delle aree di Milano, Brescia e Bergamo per 1 milione di euro;
• per la Business Unit Mercato l'incremento è pari a 50 milioni di euro dovuti per 31 milioni di euro alla capitalizzazione di oneri sostenuti per la gestione di contratti con i clienti a seguito dell'applicazione del principio IAS IFRS15 e per 19 milioni di euro ad implementazione di sistemi informativi;
• per la Business Unit Corporate l'incremento è pari a 22 milioni di euro dovuti principalmente all'implementazione di sistemi informativi;
• per la Business Unit Generazione e Trading l'incremento è pari a 5 milioni di euro dovuti principalmente all'implementazione di sistemi informativi;
• per la Business Unit Ambiente gli investimenti sono pari a 1 milione di euro dovuti principalmente all'implementazione di sistemi informativi.

Note illustrative

7

del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni La voce "Altre immobilizzazioni immateriali" al 30 giugno 2024 ammonta a 445 milioni di euro (473 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e accoglie:

• 304 milioni di euro per Customer list riferite alle acquisizioni di portafogli clienti effettuate dalle società del Gruppo. Tali valori vengono ammortizzati in funzione della stima dei benefici che si manifesteranno negli esercizi futuri tenendo conto degli indicatori quali i retention rate e churn rate relativi alle specifiche tipologie di clientela. In particolare, l'importo presente in bilancio è riconducibile per 96 milioni di euro alla società A2A Ambiente S.p.A., per 80 milioni di euro alla società A2A Energia S.p.A., per 78 milioni di euro al Gruppo Acinque, per 33 milioni di euro al Gruppo AEB, per 9 milioni di euro alla società Yada Energia S.r.l., per 7 milioni di euro alla società ASM Energia e per 1 milione di euro ad A2A S.p.A. ed Aprica S.p.A.;
• 81 milioni di euro per PPA Società Rinnovabili: la valorizzazione è legata al contratto di convenzione esistente con il Gestore Servizi Energetici, che permette alle società convenzionate di usufruire per un periodo di 20 anni di tariffe incentivanti, notevolmente più elevate rispetto a quelle esistenti sul mercato;
• 50 milioni di euro relativi principalmente a oneri e costi pluriennali e a diritti di superficie e/o di servitù;
• 7 milioni di euro per PPA del gruppo Agripower: la valorizzazione è legata al contratto di convenzione esistente con il Gestore Servizi Energetici, che permette alle società convenzionate di usufruire di tariffe incentivanti, notevolmente più elevate rispetto a quelle esistenti sul mercato;
• 3 milioni di euro per Titoli Ambientali: quote di emissione e Certificati Bianchi (portafoglio Industriale).

Avviamento

L'avviamento al 30 giugno 2024 ammonta a 866 milioni di euro:

milioni di euro	Valore al 31 12 2023		Valore al
		Primo consolid. acquisizioni 2024	Effetto PPA	Riclassific./ Altre variazioni	Svalutaz	Totale variazioni	30 06 2024
CGU:
A2A Ambiente	473					-	473
A2A Reti Gas	41					-	41
A2A Gas	74					-	74
A2A Calore	24					-	24
A2A Vendita Energia Elettrica	7					-	7
A2A Generazione Rinnovabili	227					-	227
Totale	846	-	-	-	-	-	846
Effetto primo consolidamento
Agesp Energia S.r.l.		20				20	20
Totale	-	20	-	-	-	20	20
Totale avviamento	846	20	-	-	-	20	866

Nel corso del semestre 2024 il Gruppo A2A ha perfezionato la seguente operazione:

• acquisizione da parte di Acinque S.p.A. del 70% di Agesp Energia S.r.l. società operante nel settore della vendita di energia elettrica e gas e nel settore del teleriscaldamento. L'acquisizione della partecipazione ha comportato l'iscrizione di un avviamento pari a 20 milioni di euro. Tale acquisizione rientra nel dettame dell'IFRS 3 e al 30 giugno 2024 non si è ancora conclusa la Purchase Price Allocation che verrà completata nelle tempistiche previste dal principio.

Il Gruppo A2A svolge almeno annualmente l'impairment test.

Nel corso del primo semestre 2024 il management, ai fini dell'applicazione del principio contabile IAS 36, ha svolto un'attenta analisi dei risultati raggiunti rispetto al Piano 2024-2035, aggiornato dal Consiglio di Amministrazione in data 11 marzo 2024. Alla luce delle analisi condotte sulla base delle evidenze disponibili al 30 giugno 2024 e delle loro evoluzioni prevedibili, non sono emerse criticità e non si evidenziano elementi che costituiscano un indicatore di perdita tale da richiedere lo svolgimento di verifiche specifiche sulla recuperabilità delle attività.

3) Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Partecipazioni in imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto	30	-	(5)	25	-	-
Altre attività finanziarie non correnti	67	1	4	72	14	14
Totale partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti	97	1	(1)	97	14	14

La tabella seguente evidenzia il dettaglio delle variazioni del valore delle "Partecipazioni in imprese valutate col metodo del Patrimonio netto":

Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto milioni di euro	Totale
Valore al 31 dicembre 2023	30
Effetto primo consolidamento acquisizioni 2024
Variazioni:
- acquisizioni ed aumenti di capitale
- valutazioni a Patrimonio netto	2
- svalutazioni
- ripristini di valore
- incassi dividendi di partecipazioni valutate ad equity	(1)
- cessioni e decrementi	(6)
- altre variazioni
- riclassificazioni
Totale variazioni	(5)
Valore al 30 giugno 2024	25

Il valore delle "Partecipazioni in imprese valutate col metodo del Patrimonio netto" risulta pari a 25 milioni di euro in riduzione per 5 milioni di euro rispetto al precedente esercizio in conseguenza della cessione del 49% della partecipazione in Consul System S.p.A e del 25% della partecipazione in Tecnoacque Cusio S.p.A. per un totale di 6 milioni di euro, dell'incasso di dividendi per 1 milione di euro e da rivalutazioni per 2 milioni di euro principalmente riferite alle partecipazioni in Netcity S.r.l. e Metamer S.r.l.. In riferimento a tale posta non sono emerse criticità e non si evidenziano elementi che costituiscano un indicatore di perdita tale da richiedere lo svolgimento di verifiche specifiche sulla recuperabilità delle attività.

Il dettaglio delle partecipazioni è riportato nell'allegato n. 2 "Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto".

Le "Altre attività finanziarie non correnti" presentano al 30 giugno 2024 un saldo pari a 72 milioni di euro, con un incremento di 5 milioni di euro, di cui 1 milione di euro riferito ai primi consolidamenti e 4 milioni di euro riferito alle variazioni del periodo, rispetto al dato al 31 dicembre 2023 riferibile a:

• aumento di 2 milioni di euro per investimenti effettuati in start-up innovative tramite progetti di Corporate Venture Capital con un saldo al 30 giugno 2024 pari a 26 milioni di euro (24 milioni di euro al 31 dicembre 2023);

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

• aumento di 4 milioni di euro per acconti versati su partecipazioni per futuri progetti di sviluppo di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili che al 30 giugno 2024 ammontano a 12 milioni di euro (8 milioni di euro al 31 dicembre 2023);
• decremento di 1 milione di euro dei crediti verso il Comune di Brescia aventi come oggetto la gestione dell'illuminazione pubblica in applicazione dell'IFRIC 12 che al 30 giugno 2024 ammontano a 4 milioni di euro (5 milioni di euro al 31 dicembre 2023);
• decremento di 1 milione di euro per estinzione del credito finanziario nei confronti della collegata Netcity S.r.l. (1 milione di euro al 31 dicembre 2023).

Al 30 giugno 2024 le "Altre attività finanziarie non correnti" si riferiscono, oltreché alle fattispecie sopra menzionate, per 14 milioni di euro a crediti finanziari a medio/lungo termine, di cui 9 milioni di euro relativi a finanziamenti verso terzi, che comprendono, per 6 milioni di euro, crediti per la gestione dell'impianto biocubi di Cedrasco da parte della controllata Bioase S.r.l. in applicazione dell'IFRIC 12. La voce inoltre comprende per 15 milioni di euro la richiesta di deposito in apposito conto corrente, delle somme sottoposte a sequestro da parte del Tribunale di Taranto nell'ambito del procedimento in corso nei confronti della controllata Linea Ambiente S.r.l., e per 1 milione di euro le partecipazioni in altre imprese, per il cui dettaglio si rimanda all'allegato n. 3 "Elenco delle partecipazioni in altre imprese".

4) Attività per imposte anticipate

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024
Attività per imposte anticipate	464	1	4	469

Le "Attività per imposte anticipate" ammontano a 469 milioni di euro (464 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e presentano, un incremento di 5 milioni di euro, di cui 1 milione di euro riferito ai primi consolidamenti e per 4 milioni di euro riferito alla variazione del periodo relativa all'iscrizione di attività per imposte anticipate nette.

Si segnala che nell'esercizio precedente, è stata esercitata, in base a quanto previsto dall'art. 15, commi 10 e ss. del DL n. 185/2008, la possibilità di affrancare, ovvero di riconoscere i maggiori valori fiscali delle partecipazioni di controllo emersi nel processo di Purchase Price Allocation (PPA) e iscritti nel bilancio consolidato a titolo di avviamento ed altre attività immateriali.

La voce accoglie l'effetto netto, dettagliato nella tabella che segue a cui si rimanda, delle passività per imposte differite e delle attività per imposte anticipate a titolo di IRES e IRAP su variazioni e accantonamenti effettuati esclusivamente ai fini fiscali. Si ritiene probabile la recuperabilità delle "Attività per imposte anticipate" iscritte in bilancio, in quanto i piani futuri prevedono redditi imponibili sufficienti per l'utilizzo delle attività fiscali differite.

I valori al 30 giugno 2024 relativi alle attività per imposte anticipate/passività per imposte differite sono stati esposti al netto (cd. "Offsetting") in applicazione dello IAS 12.

5) Altre attività non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Altre attività non correnti	136	1	71	208	-	-
Strumenti derivati non correnti	2	-	-	2	2	2
Totale altre attività non correnti	138	1	71	210	2	2

Le "Altre attività non correnti", risultano in aumento di 72 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023, di cui 1 milione di euro riferito ai primi consolidamenti e per 71 milioni di euro riferito alle variazioni del periodo. Tale variazione è principalmente riconducibile all'incremento dei crediti verso l'erario per agevolazioni fiscali previste dai bonus edilizi scadenti oltre l'esercizio successivo, per 81 milioni di euro, e dal decremento dei depositi cauzionali per 9 milioni di euro.

Gli "Strumenti derivati non correnti" risultano pari a 2 milioni di euro e si riferiscono a strumenti di copertura dell'oscillazione dei tassi di interesse.

Attività correnti

6) Rimanenze

milioni di euro Valore al Effetto primo Variazioni Valore al 31 12 2023 consolid. del periodo 30 06 2024 acquisizioni 2024 - Materiali 138 - 1 139 - Fondo obsolescenza materiali (25) - (3) (28) Totale materiali 113 - (2) 111 - Combustibili 199 - (35) 164 - Altre 5 - 287 292 Materie prime, sussidiarie e di consumo 317 - 250 567 Combustibili presso terzi 2 - (2) - Totale rimanenze 319 - 248 567

Le "Rimanenze" sono pari a 567 milioni di euro (319 milioni di euro al 31 dicembre 2023), al netto del relativo fondo obsolescenza per 28 milioni di euro (25 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Le rimanenze presentano un incremento complessivo pari a 248 milioni di euro così di seguito dettagliato:

• 287 milioni di euro riconducibili prevalentemente all'incremento delle quote CO2;
• 35 milioni di euro riconducibili al decremento delle giacenze di combustibili sia per effetto della stagionalità che per effetto scenario (le giacenze comprendono le rimanenze di combustibili per la produzione di energia elettrica e le rimanenze di gas per l'attività di vendita e stoccaggio dello stesso);
• 2 milioni di euro al decremento delle giacenze di materiali comprensivo dell'accantonamento al fondo obsolescenza materiali;
• 2 milioni di euro al decremento dei combustili presso terzi.

Il magazzino gas di portafoglio industriale si intende recuperabile sulla base delle curve forward del periodo in cui è prevista la relativa erogazione.

7) Crediti commerciali

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024
Crediti commerciali fatture emesse	1.807	20	(262)	1.565
Crediti commerciali fatture da emettere	1.973	-	(541)	1.432
(Fondo rischi su crediti)	(240)	(4)	(12)	(256)
Totale crediti commerciali	3.540	16	(815)	2.741

Al 30 giugno 2024 i "Crediti commerciali" risultano pari a 2.741 milioni di euro (3.540 milioni di euro al 31 dicembre 2023), e presentano un decremento di 815 milioni di euro al netto dell'effetto dei primi consolidamenti del periodo per 16 milioni di euro. Nel dettaglio le variazioni del periodo hanno riguardato:

• per 806 milioni di euro, il decremento, al netto dell'effetto dei primi consolidamenti positivo per 16 milioni di euro, dei crediti commerciali verso clienti che al 30 giugno 2024 presentano un saldo di 2.617 milioni di euro (3.407 milioni di euro al 31 dicembre 2023);
• per 5 milioni di euro il decremento dei crediti verso società collegate, che presentano un saldo pari a 48 milioni di euro (53 milioni di euro al termine del precedente esercizio);

Note illustrative del bilancio

7

consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni • per 4 milioni di euro il decremento dei crediti verso i comuni di Milano e Brescia che ammontano a fine periodo a 76 milioni di euro (80 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

La variazione dei crediti commerciali è riconducibile principalmente alla stagionalità dei business del Gruppo.

Il "Fondo rischi su crediti", calcolato in ottemperanza al principio IFRS 9, è pari a 256 milioni di euro (240 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e presenta un incremento di 12 milioni di euro al netto dei primi consolidamenti per 4 milioni di euro. Tale fondo è ritenuto congruo rispetto al rischio cui si riferisce.

La movimentazione dettagliata del Fondo rischi su crediti viene evidenziata nel seguente prospetto:

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Accanton.	Utilizzi	Altre variazioni	Valore al 30 06 2024
Fondo rischi su crediti	240	4	32	(18)	(2)	256

Gli accantonamenti del periodo sono risultati pari a 32 milioni di euro, in decremento d 5 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio (37 milioni di euro al 30 giugno 2023) in relazione a una minor esposizione creditizia verso la clientela.

Si riporta di seguito l'aging dei crediti commerciali:

milioni di euro	31 12 2023	30 06 2024
Crediti commerciali di cui:	3.540	2.741
Correnti	1.195	853
Scaduti di cui:	612	712
- Scaduti fino a 30 gg	114	143
- Scaduti da 31 a 180 gg	202	200
- Scaduti da 181 a 365 gg	114	134
- Scaduti oltre 365 gg	182	235
Fatture da emettere	1.973	1.432
Fondo rischi su crediti	(240)	(256)

8) Altre attività correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Strumenti derivati correnti (derivati commodity)	1.526		(609)	917	1	1
Altre attività correnti di cui:	738	4	(305)	437
- crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali	75		34	109
- anticipi a fornitori	12		-	12
- crediti verso il personale	1		(1)	-
- crediti tributari	130	4	(8)	126
- crediti di competenza di esercizi/periodi futuri	27		54	81
- crediti ramo ciclo idrico	41		(14)	27
- crediti verso enti previdenziali	3		-	3
- Ufficio del bollo	1		-	1
- crediti per dividendi	-		1	1
- crediti per depositi cauzionali	379		(375)	4
- crediti per canone RAI	4		5	9
- credito cessione Gesi	2		-	2
- altri crediti diversi	63		(1)	62
Totale altre attività correnti	2.264	4	(914)	1.354	1	1

Le "Altre attività correnti", presentano un saldo pari a 1.354 milioni di euro rispetto ai 2.264 milioni di euro al 31 dicembre 2023, evidenziando, un decremento di 914 milioni di euro al netto dell'effetto dei primi consolidamenti per 4 milioni di euro.

Gli "Strumenti derivati correnti" presentano un decremento di 609 milioni di euro riconducibile ad una riduzione della valutazione a fair value per effetto di una minor differenza media tra prezzi di sottoscrizione e prezzi di mercato.

I crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali, pari a 109 milioni di euro (75 milioni di euro al 31 dicembre 2023), si riferiscono ai crediti per perequazioni pertinenti sia al periodo 2024 che a residui crediti per perequazioni inerenti precedenti esercizi e a crediti per componenti tariffarie al netto degli incassi effettuati nell'anno corrente.

I crediti tributari, pari a 126 milioni di euro (130 milioni di euro al 31 dicembre 2023), si riferiscono principalmente a crediti verso l'Erario per ritenute (riferiti prevalentemente a crediti fiscali per Ecobonus) e accise.

I crediti di competenza di esercizi futuri ammontano a 81 milioni di euro (27 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono principalmente al pagamento anticipato dei canoni di derivazione d'acqua, dei canoni per licenze software e a premi assicurativi.

I crediti per depositi cauzionali ammontano a 4 milioni di euro (379 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Il credito ramo ciclo idrico di 27 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2023) è correlato alla cessione del ramo idrico della controllata Azienda Servizi Valtrompia S.p.A..

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

9) Attività finanziarie correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Altre attività finanziarie	33	-	10	43	33	43
Totale attività finanziarie correnti	33	-	10	43	33	43

Le "Attività finanziarie correnti" risultano pari a 43 milioni di euro (33 milioni di euro al 31 dicembre 2023). Tale voce si riferisce principalmente a crediti finanziari verso terzi.

10) Attività per imposte correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024
Attività per imposte correnti	41	-	9	50

Al 30 giugno 2024 tale posta risulta pari a 50 milioni di euro (41 milioni di euro al 31 dicembre 2023) ed è riferita ai crediti IRES ed IRAP correnti, ai crediti IRES ed IRAP per importi richiesti a rimborso su versamenti di esercizi precedenti e al credito residuo per Robin Tax, versata nei precedenti esercizi.

11) Disponibilità liquide e mezzi equivalentI

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
	acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.629	1	263	1.893	1.629	1.893

Le "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" al 31 dicembre 2023 rappresentano la somma dei saldi bancari e postali attivi del Gruppo. L'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni del 2024 è pari a 1 milione di euro.

L'incremento del periodo pari a 263 milioni di euro deriva principalmente dall'emissione obbligazionaria ibrida per 750 milioni di euro e dall'erogazione di un finanziamento per 150 milioni di euro, compensati dal rimborso del prestito obbligazionario scaduto a marzo 2024, per 300 milioni di euro, oltre che dal pagamento dei dividendi per 300 milioni di euro.

Patrimonio netto e passività

Patrimonio netto

La composizione del Patrimonio netto, il cui valore al 30 giugno 2024 risulta pari a 5.726 milioni di euro (4.802 milioni di euro al 31 dicembre 2023), è dettagliata nella seguente tabella:

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024
Patrimonio netto di spettanza del Gruppo:
Capitale sociale	1.629	-	1.629
Riserve	1.952	1.101	3.053
Risultato dell'esercizio/del periodo di Gruppo	659	(170)	489
Totale Patrimonio del Gruppo	4.240	931	5.171
Interessi di minoranze	562	(7)	555
Totale Patrimonio netto	4.802	924	5.726

La movimentazione del Patrimonio netto è complessivamente positiva per 924 milioni di euro. Il risultato del periodo ha prodotto un effetto positivo per 489 milioni di euro, in parte compensato dalla distribuzione del dividendo per 300 milioni di euro e da una variazione in diminuzione degli interessi di minoranze per complessivi 7 milioni di euro.

Si evidenziano, infine, altre variazioni in aumento per 742 milioni di euro in conseguenza alla prima emissione obbligazionaria non convertibile, subordinata ibrida dal valore nominale di 750 milioni di euro, nonché una variazione netta positiva dei derivati Cash flow hedge e delle riserve IAS 19 per complessivi 4 milioni di euro.

12) Capitale sociale

Il "Capitale sociale" ammonta a 1.629 milioni di euro ed è composto da n. 3.132.905.277 azioni ordinarie del valore unitario di 0,52 euro ciascuna.

13) Riserve

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024
Riserve	1.952	1.101	3.053
di cui:
Variazione fair value derivati Cash flow hedge e fair value Bond	(2)	(8)	(10)
Effetto fiscale	-	2	2
Riserve di Cash flow hedge	(2)	(6)	(8)
Variazione riserve IAS 19 Revised - Benefici a dipendenti	(70)	13	(57)
Effetto fiscale	18	(3)	15
Riserve IAS 19 Revised - Benefici a dipendenti	(52)	10	(42)

Le "Riserve", che ammontano a 3.053 milioni di euro (1.952 milioni di euro al 31 dicembre 2023), comprendono la riserva legale, le riserve straordinarie, nonché gli utili portati a nuovo delle società controllate.

Tale voce comprende inoltre la riserva di Cash flow hedge, negativa per 8 milioni di euro, che si riferisce alla valorizzazione al termine del periodo dei derivati che rispondono ai requisiti dell'Hedge accounting, nonché alla valutazione a fair value dei Bond in valuta al netto dell'effetto fiscale.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni La posta in oggetto include riserve negative pari a 42 milioni di euro relative agli effetti dell'adozione dello IAS 19 Revised – Benefici a dipendenti che prevedono la rilevazione degli utili e delle perdite attuariali direttamente tra le riserve incluse nel Patrimonio netto.

La voce comprende la riserva di Patrimonio netto derivante dalla prima applicazione dell'IFRS 9 pari a 32 milioni di euro, ed in particolare l'impairment dei crediti commerciali secondo il modello cd. "expected losses".

Tale voce comprende una riserva per 742 milioni di euro relativa alla prima emissione obbligazionaria perpetua subordinata ibrida in formato Green – use of proceeds dal valore nominale di 750 milioni di euro. Il titolo, collocato ad un prezzo di emissione pari a 99,460% e caratterizzato da un periodo di non-call di 5,25 anni, avrà una durata perpetua e corrisponderà una cedola annua fissa del 5,000% fino alla prima data di reset prevista l'11 settembre 2029.

A partire da tale data, salvo che non sia avvenuto il rimborso anticipato, il titolo maturerà interessi annui pari al tasso Euro Mid Swap a cinque anni di riferimento incrementato di un margine iniziale di 225,8 punti base, incrementato di un ulteriore margine di 25 punti base a partire dall'11 settembre 2034 e di un successivo aumento di ulteriori 75 punti base a partire dall'11 settembre 2049.

14) Risultato del periodo

Risulta positivo per 489 milioni di euro.

15) Interessi di minoranze

milioni di euro	Valore al	Variazioni	Valore al
	31 12 2023	del periodo	30 06 2024
Interessi di minoranze	562	(7)	555

Gli "Interessi di minoranze" ammontano a 555 milioni di euro (562 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e rappresentano, principalmente, le quote di capitale, di riserve e di risultato di spettanza degli azionisti di minoranza relativi ai Soci terzi.

Passività

Passività non correnti

16) Passività finanziarie non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Obbligazioni non convertibili	4.800	-	(305)	4.495	4.800	4.495
Debiti verso banche	629	10	(48)	591	629	591
Debiti finanziari per diritti d'uso non correnti	142	-	(4)	138	142	138
Debiti verso altri finanziatori	5	-	151	156	5	156
Totale passività finanziarie non correnti	5.576	10	(206)	5.380	5.576	5.380

Le "Passività finanziarie non correnti", pari a 5.380 milioni di euro (5.576 milioni di euro al 31 dicembre 2023) presentano un decremento di 206 milioni di euro, al netto degli effetti relativi ai primi consolidamenti del periodo pari a 10 milioni di euro.

Le "Obbligazioni non convertibili", pari a 4.495 milioni di euro (4.800 milioni di euro al 31 dicembre 2023) sono relative ai seguenti prestiti obbligazionari, contabilizzati al costo ammortizzato:

• 298 milioni di euro, con scadenza ottobre 2027 e cedola dell'1,625%, il cui valore nominale è pari a 300 milioni di euro;
• 81 milioni di euro, Private Placement in yen con scadenza agosto 2036 e tasso fisso del 5,405%, il cui valore nominale è pari a 14 miliardi di yen;
• 396 milioni di euro, con scadenza luglio 2029 e cedola dell'1,00%, il cui valore nominale è pari a 400 milioni di euro;
• 497 milioni di euro, con scadenza luglio 2031 e cedola dello 0,625%, il cui valore nominale è pari a 500 milioni di euro;
• 495 milioni di euro, con scadenza ottobre 2032 e cedola dell'0,625%, il cui valore nominale è pari a 500 milioni di euro;
• 495 milioni di euro, con scadenza novembre 2033 e cedola dell'1,00%, il cui valore nominale è pari a 500 milioni di euro;
• 497 milioni di euro, con scadenza marzo 2028 e cedola dell'1,5%, il cui valore nominale è pari a 500 milioni di euro;
• 598 milioni di euro, con scadenza giugno 2026 e cedola del 2,5%, il cui valore nominale è pari a 600 milioni di euro;
• 646 milioni di euro, con scadenza settembre 2030 e cedola del 4,5%, il cui valore nominale è pari a 650 milioni di euro;
• 492 milioni di euro, con scadenza settembre 2034 e cedola del 4,375%, il cui valore nominale è pari a 500 milioni di euro.

Il decremento della componente non corrente delle "Obbligazioni non convertibili", pari a 305 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023, è dovuto alla riclassificazione nella voce "Passività finanziarie correnti" del bond con scadenza febbraio 2025 (300 milioni di euro) e alla variazione in diminuzione del cambio ECB applicato al Private Placement in yen.

I "Debiti verso banche" non correnti ammontano a 591 milioni di euro. Tale voce rileva la quota capitale di finanziamenti erogati dalla European Investment Bank per 509 milioni di euro e da

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni istituti di credito diversi per 82 milioni di euro. Il decremento di 48 milioni di euro alla data di chiusura dell'esercizio è principalmente riconducibile alla riclassificazione nella voce passività correnti delle quote di capitale in scadenza nei prossimi dodici mesi.

I "Debiti finanziari per diritti d'uso non correnti" ammontano a 138 milioni di euro, in decremento per 4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023.

I "Debiti verso altri finanziatori" risultano pari a 156 milioni di euro e presentano un incremento di 151 milioni di euro. Tale aumento risulta riconducibile al tiraggio di un finanziamento derivante da Cassa Depositi e Prestiti per un valore pari a 150 milioni di euro.

Per l'analisi delle scadenze di ciascuna voce di tali debiti si rimanda all'apposita tabella di dettaglio nella sezione "Altre informazioni" al capitolo 2) Gestione dei rischi finanziari al paragrafo d. Rischio di liquidità, mentre per l'ulteriore analisi della suddivisione tra debiti a tasso fisso e a tasso variabile si rimanda all'apposita tabella di dettaglio nel paragrafo b. Rischio di tasso di interesse.

Nella seguente tabella è riportato il confronto, per ogni categoria di indebitamento a lungo termine, tra il valore contabile e il fair value, nonché della quota in scadenza nei 12 mesi successivi, come meglio descritto nella nota 21) Passività finanziarie correnti. Per gli strumenti di debito quotati il fair value è determinato utilizzando il prezzo di mercato, mentre per quelli non quotati il fair value è determinato mediante modelli di valutazione per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura del periodo, ivi inclusi gli spread creditizi del Gruppo A2A. Si precisa che tale tabella non contiene la valorizzazione dei debiti finanziari per diritti d'uso.

milioni di euro	Valore nominale	Valore contabile	Quota corrente	Quota non corrente	Fair Value
Obbligazioni	4.848	4.849	354	4.495	4.430
Finanziamenti Bancari e da Altri finanziatori	913	918	171	747	815
Totale	5.761	5.767	525	5.242	5.245

17) Benefici a dipendenti

Al 30 giugno 2024 tale posta risulta pari a 225 milioni di euro (237 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e presenta le seguenti variazioni:

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Accant.	Utilizzi	Altre variazioni	Valore al 30 06 2024
Trattamento di fine rapporto	104	-	20	(5)	(20)	99
Benefici a dipendenti	133	-	-	(3)	(4)	126
Totale benefici a dipendenti	237	-	20	(8)	(24)	225

La movimentazione è riconducibile per 20 milioni di euro agli accantonamenti del periodo, per 8 milioni di euro al decremento dovuto alle erogazioni e per 19 milioni di euro al decremento netto riferito ai versamenti ai fondi previdenziali. Inoltre, si evidenziano valutazioni attuariali del periodo derivanti dall'actuarial gains/losses negative e pari a complessivi 9 milioni di euro a seguito della variazione dei tassi di attualizzazione, nonché altre variazioni in aumento per 4 milioni di euro relative all'accantonamento correlato al nuovo piano di welfare aziendale a favore dei dipendenti del Gruppo denominato "A2A life caring" volto a sostenere la genitorialità attraverso il riconoscimento di contributi a favore dei figli dei dipendenti fino ai 18 anni di età in ambiti di educazione, formazione e conciliazione vita-lavoro.

Si precisa che le valutazioni tecniche sono state effettuate sulla base delle ipotesi sotto descritte:

milioni di euro	2023	2024
Tasso di attualizzazione	dal +2,95% al +3,17%	dal +3,46% al +3,61%
Tasso di inflazione annuo	2,0%	2,0%
Tasso annuo incremento dei premi anzianità	2,0%	2,0%
Tasso annuo incremento delle mensilità aggiuntive	0,0%	0,0%
Tasso annuo incremento del costo dell'energia elettrica	2,0%	2,0%
Tasso annuo incremento del costo del gas	0,0%	0,0%
Tasso annuo incremento salariale	1,0%	1,0%
Tasso annuo incremento TFR	3,0%	3,0%
Tasso annuo medio di incremento delle pensioni integrative	1,125%	1,125%
Frequenze annue di turnover	da 4,0% a 5,0%	da 4,0% a 5,0%
Frequenze annue di anticipazioni TFR	da 2,0% a 2,5%	da 2,0% a 2,5%

Si segnala che:

• il tasso annuo di attualizzazione utilizzato per la determinazione del valore attuale dell'obbligazione è stato desunto, coerentemente con il par. 83 dello IAS 19, dall'indice Iboxx Corporate AA rilevato alla data della valutazione. A tal fine si è scelto il rendimento avente durata comparabile alla duration del collettivo di lavoratori oggetto della valutazione;

• il tasso annuo di incremento salariale applicato esclusivamente per le società con in media meno di 50 dipendenti nel corso del 2006 è stato determinato in base ai dati di riferimento comunicati dalle società del Gruppo;

• il tasso annuo di incremento del TFR, come previsto dall'art. 2120 del Codice Civile, è pari al 75% dell'inflazione più 1,5 punti percentuali;

• le frequenze annue di anticipazione e di turnover sono desunte dalle esperienze storiche del Gruppo e dalle frequenze scaturenti dall'esperienza dell'Attuario su un rilevante numero di aziende analoghe;

• per le basi tecniche demografiche si segnala che:

• per il "decesso" sono state utilizzate le tabelle TG62 (Premungas), AS62 (Sconto energia elettrica e Sconto gas) e RG48 (altri piani);
• per l'"inabilità" sono state utilizzate le tavole INPS distinte per età e sesso;
• per il "pensionamento" è stato utilizzato il parametro 100% al raggiungimento dei requisiti AGO (Assicurazione Generale Obbligatoria) adeguati al D.L. n. 04/2019;
• per la "probabilità di lasciare famiglia" è stata utilizzata la tavola nel modello INPS per le proiezioni al 2010 aggiornate;
• per la "frequenza delle diverse strutture di nuclei superstiti ed età media dei componenti" è stata utilizzata la tavola nel modello INPS per le proiezioni al 2010.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ¹¹⁵

18) Fondi rischi, oneri e passività per discariche

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Accanton.	Rilasci	Utilizzi	Altre variazioni	Valore al 30 06 2024
Fondi decommissioning	305		1		(7)	(11)	288
Fondi spese chiusura e post chiusura discariche	175				(6)	1	170
Fondi fiscali	49			(2)			47
Fondi cause legali e contenziosi del personale	41					3	44
Altri fondi rischi	258	2	43	(1)	(32)	8	278
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	828	2	44	(3)	(45)	1	827

I "Fondi rischi, oneri e passività per discariche" al 30 giugno 2024 ammontano a 827 milioni di euro e presentano un decremento complessivo pari a 3 milioni di euro al netto dell'effetto dei primi consolidamenti positivo per 2 milioni di euro. La quota stimata dei fondi rischi a breve termine è pari a 58 milioni di euro.

I "Fondi decommissioning", che risultano pari a 288 milioni di euro, accolgono gli oneri per i costi di smantellamento e ripristino dei siti produttivi principalmente relativi alle centrali termoelettriche e agli impianti di termovalorizzazione. Le movimentazioni del periodo hanno riguardato utilizzi per 7 milioni di euro, a copertura degli oneri sostenuti nel corso del periodo in esame, accantonamenti netti per 1 milione di euro e altre variazioni in diminuzione per 11 milioni di euro.

I "Fondi spese chiusura e post-chiusura discariche", che risultano pari a 170 milioni di euro, si riferiscono all'insieme dei costi che dovranno essere sostenuti in futuro per la sigillatura delle discariche in coltivazione alla data di chiusura del bilancio e per la successiva gestione post-operativa, come previsto dalla normativa in essere. Le movimentazioni al 30 giugno 2024 hanno riguardato utilizzi per 6 milioni di euro, che rappresentano gli esborsi effettivi nel periodo in esame, nonché altre variazioni in aumento per 1 milione di euro.

I "Fondi fiscali", che risultano pari a 47 milioni di euro, si riferiscono agli accantonamenti effettuati a fronte di contenziosi in essere verso l'Erario o enti territoriali per imposte dirette e indirette, tributi e accise. Le movimentazioni al 30 giugno 2024 hanno riguardato eccedenze per 2 milioni di euro.

I "Fondi cause legali e contenziosi del personale" risultano pari a 44 milioni di euro e si riferiscono a cause con terzi per 35 milioni di euro e con dipendenti per 5 milioni di euro, a fronte delle passività che potrebbero derivare da vertenze giudiziarie in corso, nonché a cause in essere con Istituti Previdenziali per 4 milioni di euro, relative a contributi previdenziali che il Gruppo ritiene di non dover versare e per i quali sono in essere specifici contenziosi.

Gli "Altri fondi rischi", che risultano pari a 278 milioni di euro, si riferiscono ai fondi relativi ai canoni di derivazione d'acqua pubblica per 144 milioni di euro, al fondo mobilità per gli oneri derivanti dal piano di ristrutturazione aziendale per 16 milioni di euro, nonché ad altri fondi per 118 milioni di euro che comprendono anche il fondo legato al contenzioso sulla Discarica di Grottaglie. L'effetto derivante dai primi consolidamenti di periodo risulta pari a 2 milioni di euro.

19) Altre passività non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024			31 12 2023	30 06 2024
Altre passività non correnti	324	2	(125)	201	-	-
Strumenti derivati non correnti	11		9	20	11	20
Totale altre passività non correnti	335	2	(116)	221	11	20

La voce in esame presenta al 30 giugno 2024 un decremento di 116 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, al netto dell'effetto dei primi consolidamenti pari a 2 milioni di euro.

Le "Altre passività non correnti", che presentano un saldo pari a 201 milioni di euro, si riferiscono a depositi cauzionali da clienti per 182 milioni di euro, a passività di competenza di esercizi futuri per 9 milioni di euro, a debiti verso fornitori a medio/lungo termine per 3 milioni di euro, nonché ad altre passività non correnti per 7 milioni di euro.

Gli "Strumenti derivati non correnti" risultano pari a 20 milioni di euro (11 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono alla valutazione al fair value del derivato di copertura relativo al prestito obbligazionario in yen con scadenza 2036.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Passività correnti

20) Debiti commerciali e altre passività correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo Variazioni consolid.		Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2024	del periodo		31 12 2023	30 06 2024
Acconti e debiti verso clienti	6		(2)	4
Debiti verso fornitori	4.099	11	(1.072)	3.038
Totale debiti commerciali	4.105	11	(1.074)	3.042	-	-
Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale	53		7	60
Strumenti derivati correnti	1.553		(557)	996
Altre passività correnti di cui:	464	1	209	674	-	8
Debiti verso il personale	110		(8)	102
Debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali	152		18	170
Debiti tributari	90		151	241
Debiti per trasparenza fiscale	5		(1)	4
Debiti per A.T.O.	1		1	2
Debiti verso clienti per lavori da eseguire	28		5	33
Debiti verso clienti per interessi su depositi cauzionali	4		-	4
Debiti verso soci terzi	1		16	17
Debiti per passività di competenza di esercizi successivi	9		9	18
Debiti per incassi da destinare	3		5	8
Debiti verso assicurazioni	4		(2)	2
Debiti per compensazioni ambientali	4		-	4
Debiti per canone RAI	7		7	14
Altri debiti diversi	46	1	8	55		8
Totale altre passività correnti	2.070	1	(341)	1.730	-	8
Totale debiti commerciali e altre passività correnti	6.175	12	(1.415)	4.772	-	8

I "Debiti commerciali e altre passività correnti" risultano pari a 4.772 milioni di euro (6.175 milioni di euro al 31 dicembre 2023), con un decremento di 1.415 milioni di euro, al netto dell'effetto derivante dai primi consolidamenti del periodo pari a 12 milioni di euro.

I "Debiti commerciali" risultano pari a 3.042 milioni di euro e presentano, rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente, un decremento pari a 1.074 milioni di euro, al netto delle variazioni legate ai primi consolidamenti pari a 11 milioni di euro. Il decremento è principalmente riconducibile alla stagionalità dei business del Gruppo, nonché per effetto dei minori acquisti OTC commodity (contratti bilaterali).

I "Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale" risultano pari a 60 milioni di euro, in incremento di 7 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2023 e riguardano la posizione debitoria del Gruppo nei confronti di Istituti Previdenziali e Assistenziali.

Gli "Strumenti derivati correnti" risultano pari a 996 milioni di euro (1.553 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e si riferiscono alla valorizzazione a fair value dei derivati su commodity. Il decremento è riconducibile ad una variazione della valutazione a fair value per effetto di una minor differenza media tra prezzi di sottoscrizione e prezzi di mercato. Le "Altre passività correnti" si riferiscono principalmente a:

• debiti verso il personale per 102 milioni di euro (110 milioni di euro al 31 dicembre 2023) relativi ai debiti verso i dipendenti;
• debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali per 170 milioni di euro (152 milioni di euro al 31 dicembre 2023) inerenti al debito relativo alle componenti tariffarie, fatturate e non ancora versate, nonché il debito per le perequazioni passive relative sia a esercizi precedenti sia al periodo in esame;
• debiti tributari per 241 milioni di euro (90 milioni di euro al 31 dicembre 2023), riferiti ai debiti verso l'Erario per accise, ritenute e Iva;
• debiti verso clienti per lavori da eseguire nel corso del prossimo esercizio per 33 milioni di euro (28 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

milioni di euro	Valore al Effetto primo Variazioni 31 12 2023 consolid. del periodo acquisizioni 2024			Valore al 30 06 2024	di cui comprese nella PFN
			31 12 2023	30 06 2024
Obbligazioni non convertibili	357		(3)	354	357	354
Debiti verso banche	382	1	(217)	166	382	166
Debiti finanziari per diritti d'uso correnti	35	1	3	39	35	39
Debiti verso altri finanziatori	1		4	5	1	5
Totale passività finanziarie correnti	775	2	(213)	564	775	564

21) Passività finanziarie correnti

Le "Passività finanziarie correnti" ammontano a 564 milioni di euro (775 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e presentano, al netto degli effetti di primo consolidamento del periodo pari a 2 milioni di euro, un decremento pari a 213 milioni di euro.

Le "Obbligazioni non convertibili" ammontano a 354 milioni di euro e presentano una variazione in diminuzione di 3 milioni di euro. Nel corso dell'esercizio è stato rimborsato un bond del valore nominale di 300 milioni di euro scaduto nel mese di marzo 2024 compensato dalla riclassificazione dalle "Passività finanziarie non correnti" del bond con scadenza febbraio 2025 di pari valore nominale. Al 30 giugno 2024 il calcolo delle cedole per interessi risulta pari a 54 milioni di euro (57 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

I "Debiti verso banche" correnti, che ammontano a 166 milioni di euro, rilevano la quota capitale di finanziamenti erogati dalla European Investment Bank, per 80 milioni di euro, da istituti di credito diversi, per 60 milioni di euro, da utilizzo di linee "Hot money", per 20 milioni di euro e dal rateo interessi maturati al netto del costo ammortizzato per 6 milioni di euro. La riduzione rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente di 217 milioni di euro è principalmente correlata alle quote rimborsate nel periodo e alla riduzione dell'utilizzo di linee "Hot money", in parte compensata dalla riclassificazione dalle "Passività finanziarie non correnti" dei finanziamenti residui con scadenza nei successivi dodici mesi.

I "Debiti finanziari per diritti d'uso correnti" ammontano a 39 milioni di euro, in incremento di 3 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, al netto dell'effetto dei primi consolidamenti per 1 milione di euro.

I "Debiti verso altri finanziatori" correnti risultano pari a 5 milioni di euro, in incremento di 4 milioni di euro rispetto al precedente esercizio.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

22) Debiti per imposte

milioni di euro	Valore al 31 12 2023	Effetto primo consolid. acquisizioni 2024	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2024
Debiti per imposte	70	-	45	115

I "Debiti per imposte" risultano pari a 115 milioni di euro (70 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e presentano un incremento di 45 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente.

7.7 Posizione finanziaria netta

23) Posizione finanziaria netta

(ai sensi della comunicazione ESMA/32-382-1138)

Di seguito si riportano i dettagli della posizione finanziaria netta:

milioni di euro	Note	31 12 2023	Effetto primo consolid. Acquisizioni 2024	30 06 2024
Obbligazioni-quota non corrente	16	4.800		4.495
Finanziamenti bancari non correnti	16	629	10	591
Debiti verso altri finanziatori non correnti	16	5		156
Debiti finanziari per diritti d'uso non correnti	16	142		138
Altre passività non correnti	19	11		20
Totale indebitamento a medio e lungo termine		5.587	10	5.400
Attività finanziarie non correnti verso parti correlate	3	(5)		(5)
Attività finanziarie non correnti	3	(9)		(9)
Altre attività non correnti	5	(2)		(2)
Totale crediti finanziari a medio e lungo termine		(16)		(16)
Totale posizione finanziaria non corrente netta		5.571	10	5.384
Obbligazioni-quota corrente	21	357		354
Finanziamenti bancari correnti	21	382	1	166
Debiti verso altri finanziatori correnti	21	1		5
Debiti finanziari per diritti d'uso correnti	21	35	1	39
Altre passività correnti	20	-		8
Totale indebitamento a breve termine		775	2	572
Altre attività finanziarie correnti	9	(32)		(42)
Attività finanziarie verso parti correlate	9	(1)		(1)
Altre attività correnti	8	(1)		(1)
Totale crediti finanziari a breve termine		(34)		(44)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11	(1.629)	(1)	(1.893)
Totale posizione finanziaria corrente netta		(888)	1	(1.365)
Posizione finanziaria netta		4.683	11	4.019

La posizione finanziaria netta del Gruppo si attesta a 4.019 milioni di euro.

Per quanto riguarda le informazioni integrative circa l'indebitamento finanziario indiretto, il Gruppo ha individuato impegni finanziari entro 12 mesi relativamente a benefici a dipendenti, fondi decommissioning e passività per discariche, contenziosi fiscali e reverse factoring, per un importo pari a circa 77 milioni di euro.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ¹²¹ Di seguito si riportano, ai sensi dello IAS 7 "Rendiconto finanziario", le variazioni delle attività e passività finanziarie:

milioni di euro	31 12 2023	Flusso monetario	Flusso non monetario			30 06 2024
			Effetto primo consolid. acquisiz. 2024	Variazione fair value	Altre variazioni
Obbligazioni	5.157	(303)		(8)	3	4.849
Debiti finanziari	1.194	(132)	12		21	1.095
Altre passività	11			9	8	28
Attività finanziarie	(47)	(9)			(1)	(57)
Altre attività	(3)					(3)
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	6.312	(444)	12	1	31	5.912
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(1.629)	(263)	(1)			(1.893)
Indebitamento finanziario netto	4.683	(707)	11	1	31	4.019

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

Per le variazioni del perimetro di consolidamento al 30 giugno 2024 si rimanda a quanto indicato nella sezione "Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria".

Inoltre, i dati economici al 30 giugno 2024 risultano non omogenei rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio per effetto delle seguenti operazioni straordinarie avvenute nel corso del 2023:

• acquisizione, nel corso del mese di giugno 2023, da parte di A2A Calore & Servizi S.r.l. del 100% di Termica Cologno S.r.l. con conseguente consolidamento integrale;
• acquisizione, nel secondo semestre del 2023, da parte di A2A Rinnovabili S.p.A. del 100% di Juwi Development 12 S.r.l. e di Juwi Development 13 S.r.l., con conseguente consolidamento integrale;
• costituzione delle società R2R 01 S.r.l., R2R 02 S.r.l., R2R 03 S.r.l. e R2R 04 S.r.l., da parte di R2R S.r.l., che ne detiene il 100%, consolidate integralmente;
• costituzione, in data 21 luglio 2023, della società Mogorella S.r.l., da parte di A2A Rinnovabili S.p.A., che ne detiene il 100%, consolidata integralmente;
• cessione, nel mese di dicembre 2023, da parte di A2A Ambiente dell'80% di Bioenergia Gualdo S.r.l., del 55% di Energia Anagni S.r.l. e della sua controllata al 100% Bioenergia Roccasecca S.r.l., con conseguente uscita dal perimetro di consolidamento.

I valori al 30 giugno 2023 sono stati riesposti per renderli omogenei con i valori al 30 giugno 2024 riclassificando dalla voce "Risultato netto da attività non correnti destinate alla vendita" alcune poste di conto economico relative al Ramo Idrico non più destinato alla vendita.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ¹²³

7

24) Ricavi

I ricavi del periodo risultano pari a 6.091 milioni di euro (7.992 milioni di euro al 30 giugno 2023) e presentano quindi un decremento di 1.901 milioni di euro.

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Ricavi milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Ricavi di vendita	5.257	7.181	(1.924)	(26,8%)
Ricavi da prestazioni	696	726	(30)	(4,1%)
Totale ricavi di vendita e prestazioni	5.953	7.907	(1.954)	(24,7%)
Altri ricavi operativi	138	85	53	62,4%
Totale ricavi	6.091	7.992	(1.901)	(23,8%)

La variazione, rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio, è riconducibile al calo dei prezzi energetici sia all'ingrosso sia retail ed in misura molto contenuta alla contrazione delle quantità vendute ed intermediate sui mercati all'ingrosso in parte compensata dai maggiori volumi venduti sui mercati retail elettricità, gas e teleriscaldamento.

Per maggiore informativa si riporta il dettaglio delle voci più significative:

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Vendita e distribuzione di energia elettrica	3.242	4.399	(1.157)	(26,3%)
Vendita e distribuzione di gas	1.747	2.478	(731)	(29,5%)
Vendita calore	140	156	(16)	(10,3%)
Vendita materiali	29	36	(7)	(19,4%)
Vendita acqua	49	44	5	11,4%
Vendite di certificati ambientali	31	49	(18)	(36,7%)
Contributi di allacciamento	19	19	-	0,0%
Totale ricavi di vendita	5.257	7.181	(1.924)	(26,8%)
Prestazioni a clienti	696	726	(30)	(4,1%)
Totale ricavi per prestazioni	696	726	(30)	(4,1%)
Totale ricavi di vendita e prestazioni	5.953	7.907	(1.954)	(24,7%)
Reintegro costi centrale S. Filippo del Mela (impianto Unità essenziale)	29	-	29	n.s.
Risarcimenti danni	7	4	3	75,0%
Affitti attivi	3	2	1	50,0%
Sopravvenienze attive	31	14	17	n.s.
Incentivi alla produzione da fonti rinnovabili (feed-in tariff)	35	19	16	84,2%
Altri ricavi	33	46	(13)	(28,3%)
Altri ricavi operativi	138	85	53	62,4%
Totale ricavi	6.091	7.992	(1.901)	(23,8%)

La voce "Altri ricavi operativi" presenta un incremento pari a 53 milioni di euro principalmente per effetto di maggiori ricavi per il reintegro dei costi di generazione sostenuti per la centrale di San Filippo del Mela (Impianto essenziale) ai sensi della Delibera 803/2016 per 29 milioni di euro, di maggiori ricavi legati agli incentivi sulla produzione netta da fonti rinnovabili per 16 milioni di euro, di maggiori sopravvenienze attive per 17 milioni di euro parzialmente compensati da minori altri ricavi per 13 milioni di euro.

Per un maggior dettaglio delle motivazioni riferibili all'andamento dei ricavi relativi alle varie Business Units, si rimanda a quanto riportato nel paragrafo "Risultati per settore di attività".

25) Costi operativi

I "Costi operativi" sono pari a 4.370 milioni di euro (6.709 milioni di euro al 30 giugno 2023) e registrano pertanto un decremento di 2.339 milioni di euro.

Si riporta, di seguito, il dettaglio delle principali componenti:

Costi operativi milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Costi per materie prime e di consumo	3.115	5.495	(2.380)	(43,3%)
Costi per servizi	1.096	1.051	45	4,3%
Totale costi per materie prime e servizi	4.211	6.546	(2.335)	(35,7%)
Altri costi operativi	159	163	(4)	(2,5%)
Totale costi operativi	4.370	6.709	(2.339)	(34,9%)

I "Costi per materie prime e servizi" ammontano a 4.211 milioni di euro (6.546 milioni di euro al 30 giugno 2023) e presentano un decremento di 2.335 milioni di euro.

Tale decremento è dovuto all'effetto combinato dei seguenti fattori:

• i minori acquisti di materie prime e di consumo per 2.182 milioni di euro, riconducibili al decremento dei costi per acquisti di energia e combustibili per 1.963 milioni di euro, al decremento degli oneri correlati all'acquisto di certificati ambientali per 209 milioni di euro, alla diminuzione degli acquisti di materiali per 6 milioni di euro ed all'effetto netto degli oneri/proventi da copertura su derivati operativi che si decrementano di 4 milioni di euro;
• l'incremento degli oneri di vettoriamento, appalti e prestazioni di servizi per 45 milioni di euro;
• la variazione in diminuzione delle rimanenze di combustibili e materiali per 198 milioni di euro.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale

abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Acquisti di energia e combustibili	2.900	4.863	(1.963)	(40,4%)
Acquisti di materiali	86	92	(6)	(6,5%)
Acquisti di acqua	1	1	0	0,0%
Oneri da coperture su derivati operativi	-	7	(7)	(100,0%)
Proventi da coperture su derivati operativi	(1)	(4)	3	(75,0%)
Acquisti di certificati e diritti di emissione	90	299	(209)	(69,9%)
Totale costi per materie prime e di consumo	3.076	5.258	(2.182)	(41,5%)
Oneri di vettoriamento e trasmissione	647	584	63	10,8%
Manutenzioni e riparazioni	115	140	(25)	(17,9%)
Altri servizi	334	327	7	2,1%
Totale costi per servizi	1.096	1.051	45	4,3%
Variazione delle rimanenze di combustibili e materiali	39	237	(198)	(83,5%)
Totale costi per materie prime e servizi	4.211	6.546	(2.335)	(35,7%)
Godimento beni di terzi	40	55	(15)	(27,3%)
Canoni concessioni	67	60	7	11,7%
Contributi a enti territoriali, consortili e ARERA	8	6	2	33,3%
Imposte e tasse	19	19	-	0,0%
Danni e penalità	4	4	-	0,0%
Sopravvenienze passive	11	11	-	0,0%
Altri costi	10	8	2	25,0%
Altri costi operativi	159	163	(4)	(2,5%)
Totale costi operativi	4.370	6.709	(2.339)	(34,9%)

Per maggiore informativa, viene fornito il dettaglio delle componenti più rilevanti:

Margine attività di trading

La tabella sottostante riporta i risultati derivanti dalle negoziazioni dei Portafogli di trading, compreso l'effetto delle variazioni degli strumenti derivati, che si riferiscono alle attività di negoziazione sull'energia elettrica, sul gas e sui certificati ambientali.

milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023	Variazione
Ricavi	2.296	4.819	(2.523)
Costi operativi	(2.283)	(4.770)	2.487
Totale margine attività di trading	13	49	(36)

Il margine di trading è positivo per 13 milioni di euro con un decremento di 36 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2023.

Nel primo semestre 2024 si è confermata la tendenza di discesa dei prezzi del gas naturale e dell'energia elettrica, a causa sia dell'ampia disponibilità di forniture di Gas Naturale Liquefatto, sia della riduzione dei consumi nella stagione invernale caratterizzata da temperature miti, sia della maggior produzione idroelettrica. La discesa dei prezzi e la conseguente riduzione della volatilità dei premi al rischio hanno pertanto ridotto il valore assoluto del profitto catturato dalle attività di intermediazione e di trading sia sui mercati a pronti che su quelli a termine.

26) Costi per il personale

Al 30 giugno 2024 il costo del lavoro, al netto degli oneri capitalizzati, è risultato complessivamente pari a 442 milioni di euro (401 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Nel dettaglio i "Costi per il personale" si compongono nel modo seguente:

Costi per il personale milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Salari e stipendi	329	311	18	5,8%
Oneri sociali	110	103	7	6,8%
Trattamento di fine rapporto	20	19	1	5,3%
Altri costi	41	23	18	78,3%
Totale costi per il personale al lordo delle capitalizzazioni	500	456	44	9,6%
Costi per il personale capitalizzati	(58)	(55)	(3)	5,5%
Totale costi per il personale	442	401	41	10,2%

Nella tabella sottostante si espone il numero medio di dipendenti per qualifica:

	30 06 2024	30 06 2023	Variazione
Dirigenti	199	197	2
Quadri	932	883	49
Impiegati	6.489	6.197	292
Operai	6.601	6.499	102
Totale	14.221	13.776	445

Al 30 giugno 2024 il costo del lavoro medio pro-capite è risultato pari a 31,08 migliaia di euro in aumento del 6,8% rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio (che risultava pari a 29,11 migliaia di euro). L'incremento è principalmente riconducibile all'aumento della forza in essere, agli incrementi retributivi previsti dai contratti collettivi nazionali di lavoro ed alle azioni di politica retributiva.

Al 30 giugno 2024 i dipendenti del Gruppo risultano pari a 14.372 unità. Al 30 giugno 2023 i dipendenti del Gruppo risultavano pari a 13.841 unità.

Nella voce altri costi del personale sono compresi, per un valore pari a 9 milioni di euro (1 milione di euro al 30 giugno 2023) costi inerenti l'onere complessivo relativo al piano di ristrutturazione aziendale correlato alle future uscite dei dipendenti per mobilità e per 4 milioni di euro l'accantonamento correlato al nuovo piano di welfare aziendale a favore dei dipendenti del Gruppo denominato "A2A life caring" volto a sostenere la genitorialità attraverso il riconoscimento di contributi a favore dei figli dei dipendenti fino ai 18 anni di età in ambiti di educazione, formazione e conciliazione vita-lavoro.

27) Margine operativo lordo

Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il "Margine operativo lordo" consolidato al 30 giugno 2024 è pari a 1.279 milioni di euro (882 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Per un maggiore approfondimento si rimanda a quanto descritto nel paragrafo "Analisi per settore di attività".

Note

7

illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

28) Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni" sono pari a 514 milioni di euro (433 milioni di euro al 30 giugno 2023) e presentano un incremento di 81 milioni di euro.

Nella successiva tabella si evidenziano le poste di dettaglio:

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali	148	130	18	13,8%
Ammortamento delle immobilizzazioni materiali	291	251	40	15,9%
Svalutazioni nette delle immobilizzazioni	2	-	2	n.s.
Totale ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	441	381	60	15,7%
Accantonamenti per rischi	41	15	26	n.s.
Accantonamento per rischi su crediti compresi nell'attivo circolante	32	37	(5)	(13,5%)
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	514	433	81	18,7%

Gli "Ammortamenti e svalutazioni" risultano pari a 441 milioni di euro (381 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali risultano pari a 148 milioni di euro (130 milioni di euro al 30 giugno 2023).

La voce rileva maggiori ammortamenti per 18 milioni di euro relativi all'implementazione dei sistemi informativi per 8 milioni di euro, alle nuove customer list per 6 milioni di euro ed al servizio idrico integrato e reti gas per 4 milioni di euro.

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali presentano un aumento di 40 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2023 e riguardano:

• maggiori ammortamenti per 24 milioni di euro riferiti principalmente agli investimenti entrati in produzione successivamente al 30 giugno 2023;
• maggiori ammortamenti per 15 milioni di euro per rivisitazione vite utili impianti;
• maggiori ammortamenti per 2 milioni di euro per diritti d'uso;
• minori ammortamenti per 1 milione di euro.

Le svalutazioni del periodo risultano pari a 2 milioni di euro (nessun valore al 30 giugno 2023) e si riferiscono principalmente all'annullamento di progetti non più nel core business della società.

Gli "Accantonamenti per rischi" presentano un effetto netto pari a 41 milioni di euro (effetto netto pari a 15 milioni di euro al 30 giugno 2023) dovuto agli accantonamenti rettificati dalle eccedenze del periodo.

Per maggiori informazioni si rimanda alla nota 18) Fondi rischi, oneri e passività per discariche.

L'"Accantonamento per rischi su crediti" presenta un valore di 32 milioni di euro (37 milioni di euro al 30 giugno 2023) e si riferisce per 34 milioni di euro all'accantonamento del periodo per rischi su crediti commerciali rettificato da rilasci fondi per circa 2 milioni di euro.

29) Risultato operativo netto

Il "Risultato operativo netto" risulta pari a 765 milioni di euro (449 milioni di euro al 30 giugno 2023).

30) Risultato da transazioni non ricorrenti

Il "Risultato da transazioni non ricorrenti" risulta pari a 3 milioni di euro (nessun valore al 30 giugno 2023) e si riferisce:

• per circa 6 milioni di euro al provento correlato all'indennizzo riconosciuto dal Comune di Cinisello Balsamo a favore di Unareti S.p.A. in esecuzione del lodo a conclusione del contenzioso sorto a partire dal 2006 sulla valorizzazione della rete di distribuzione gas riconsegnata al Comune nel mese di febbraio 2006;
• per circa 3 milioni di euro alla minusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione detenuta dalla società del Gruppo A2A Energy Solution nella società Consul System.

31) Gestione finanziaria

La "Gestione finanziaria" presenta un saldo negativo di 50 milioni di euro (negativo per 68 milioni di euro al 30 giugno 2023).

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Gestione finanziaria milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Proventi finanziari	65	37	28	75,7%
Oneri finanziari	(117)	(106)	(11)	10,4%
Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni	2	1	1	100,0%
Totale gestione finanziaria	(50)	(68)	18	(26,5%)

I "Proventi finanziari" ammontano a 65 milioni di euro (37 milioni di euro al 30 giugno 2023) e sono così composti:

Proventi finanziari milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Proventi verso istituti di credito	23	24	(1)	(4,2%)
Realized su derivati finanziari	5	-	5	n.s.
Altri proventi finanziari di cui:	37	13	24	n.s.
Proventi finanziari verso Comune di Brescia (IFRIC 12)	3	3	-	0,0%
Utili su cambi	-	3	(3)	(100,0%)
Altri proventi	34	7	27	n.s.
Totale proventi finanziari	65	37	28	75,7%

La voce Altri proventi comprende per circa 9 milioni di euro il provento relativo all'indennizzo riconosciuto dal Comune di Cinisello Balsamo a favore di Unareti S.p.A. a conclusione del contenzioso sorto a partire dal 2006 e per circa 16 milioni di euro gli interessi inerenti la maggiorazione del 10% sui crediti per efficientamento energetico relativi ai crediti ecobonus 110%. 7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale

abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per

azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni Gli "Oneri finanziari", che ammontano a 117 milioni di euro presentano un incremento di 11 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2023 e sono così composti:

Oneri finanziari milioni di euro	30 06 2024	30 06 2023 Restated	Variazione	% giugno 2024/2023
Interessi su prestiti obbligazionari	56	61	(5)	(8,2%)
Interessi verso istituti di credito	24	20	4	20,0%
Interessi su finanziamenti Cassa Depositi e Prestiti	4	1	3	n.s.
Realized su derivati finanziari	-	-	-	n.s.
Oneri da Decommissioning	5	5	-	0,0%
Altri oneri finanziari di cui:	28	19	9	47,4%
Oneri di attualizzazione	7	7	-	0,0%
Oneri finanziari (IFRS 16)	2	1	1	100,0%
Oneri finanziari (IFRIC 12)	2	1	1	100,0%
Perdite su cambi	-	3	(3)	(100,0%)
Altri oneri	17	7	10	n.s.
Totale oneri finanziari al lordo delle capitalizzazioni	117	106	11	10,4%
Oneri finanziari capitalizzati	-	-	-	-
Totale oneri finanziari	117	106	11	10,4%

La diminuzione degli interessi su prestiti obbligazionari pari a 5 milioni di euro è principalmente riconducibile alla scadenza di due Bond da 300 milioni di euro scaduti a dicembre 2023 e marzo 2024.

I maggiori interessi verso istituti di credito per 4 milioni di euro sono principalmente riconducibili all'aumento della curva dei tassi, conseguente alle politiche monetarie restrittive implementate dalle banche centrali, oltre che dal nuovo finanziamento da 600 milioni di euro per l'acquisizione delle reti elettriche di Enel.

L'incremento degli oneri finanziari verso Cassa Depositi e Prestiti, pari a 3 milioni di euro, è da imputare principalmente all'erogazione di un term loan da 150 milioni di euro avvenuta nel mese di gennaio 2024.

La valutazione secondo il metodo del Patrimonio netto delle partecipazioni risulta pari a 2 milioni di euro (1 milione di euro al 30 giugno 2023) e si riferisce principalmente alla valutazione positiva delle partecipazioni detenute in alcune società collegate.

32) Oneri per imposte sui redditi

Gli "Oneri per imposte sui redditi" nel periodo in esame sono risultati pari a 211 milioni di euro (91 milioni di euro al 30 giugno 2023) e rilevano:

• imposte del periodo per 214 milioni di euro;
• imposte anticipate per 1 milione di euro;
• imposte differite per -4 milioni di euro.

Si evidenzia che in occasione della chiusura semestrale 2024 il Gruppo A2A ha ritenuto di stimare le imposte di periodo per tutte le società del Gruppo adottando il criterio del tax rate sulla base della migliore stima dell'aliquota media ponderata del Gruppo attesa per l'intero anno.

Gli oneri fiscali sul reddito relativi al primo semestre 2024 differiscono rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente, a causa dell'aumento significativo dei risultati del primo semestre 2024 e dell'effetto (minori imposte), registrato nel primo semestre del 2024, relativo all'affrancamento ai sensi dell'art. 15 del DL N. 185/2008.

33) Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita

Il "Risultato netto da attività operative cedute/destinate alla vendita" non presenta alcun valore al 30 giugno 2024 (3 milioni di euro al 30 giugno 2023).

34) Risultato di pertinenza di terzi

Il "Risultato di pertinenza di terzi" risulta pari a 18 milioni di euro e comprende principalmente la quota di competenza di terzi del Gruppo Acinque e del Gruppo AEB. Nel corrispondente periodo del precedente esercizio la posta presentava un saldo pari a 13 milioni di euro.

35) Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo

Il "Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo" risulta positivo e pari a 489 milioni di euro (positivo per 280 milioni di euro al 30 giugno 2023).

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7.9 Risultato per azione

36) Risultato per azione

	01 01 2024 30 06 2024	01 01 2023 30 06 2023 Restated
Utile (perdita) per azione (in euro)
- di base	0,1560	0,0895
- di base da attività in funzionamento	0,1560	0,0009
- di base da attività destinate alla vendita	0,0000	0,0886
- diluito	0,1560	0,0895
- diluito da attività in funzionamento	0,1560	0,0009
- diluito da attività destinate alla vendita	0,0000	0,0886
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione
- di base	3.132.905.277	3.132.905.277
- diluito	3.132.905.277	3.132.905.277

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

37) Nota sui rapporti con le parti correlate

Devono ritenersi "parti correlate" quelle indicate dal principio contabile internazionale concernente l'informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate (IAS 24 revised) per il cui dettaglio si rimanda alla Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2023 salvo le variazioni di seguito indicate.

Rapporti con gli Enti controllanti e con le imprese controllate da questi ultimi

Alla data di approvazione della presente Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 il Comune di Milano e il Comune di Brescia detengono ciascuno una quota partecipativa pari al 25% del capitale sociale più una azione (complessivamente pari al 50% più due azioni) che consente alle due municipalità di mantenere il controllo sulla Società.

Tra le società del Gruppo A2A ed i Comuni di Milano e Brescia e le società controllate direttamente ed indirettamente dai Comuni stessi intercorrono rapporti di natura commerciale.

In particolare il 12 aprile 2017 Amsa S.p.A., società controllata da A2A S.p.A., in esecuzione dell'originario affidamento disposto nel 2001, ha sottoscritto con il Comune di Milano un contratto per la gestione dei servizi preordinati alla tutela ambientale per il periodo 1° gennaio 2017-8 febbraio 2021; successivamente alla pubblicazione della prima gara, annullata dal Comune in considerazione dei ricorsi notificati, e della seconda gara, aggiudicata ad Amsa S.p.A. con provvedimento del 27 marzo 2024 impugnato in forma autonoma dal concorrente non aggiudicatario, l'affidamento è stato prorogato fino al 27 settembre 2024.

Il ricorso radicato dal concorrente, classificato al secondo posto in graduatoria, è stato sottoposto al TAR in data 24 maggio 2024 per l'assunzione delle decisioni cautelari e in tale camera di consiglio le parti hanno concordato di non sottoscrivere il contratto fino all'esito di una seconda camera di consiglio fissata al 10 luglio 2024, data congrua affinchè tutti e due gli operatori economici potessero depositare motivi aggiunti dopo la lettura delle offerte complete, consegnate dal Comune di Milano agli atti di causa, in adempimento di prescrizione del TAR. Il TAR con Ordinanza 713/2024 depositata in data 11 luglio 2024 ha rigettato la istanza cautelare, per assenza della condizione di pericolo. L'ordinanza può essere impugnata in sede cautelare al Consiglio di Stato e il giudizio di primo grado dovrà essere deciso nel merito in un'udienza che non è ancora stata fissata.

La gara aggiudicata ad Amsa S.p.A. è stata pubblicata in data 30 dicembre 2021; è una gara europea a procedura aperta per l'appalto di affidamento del servizio di gestione dei rifiuti urbani con ridotto impatto ambientale in un'ottica di ciclo di vita, ai sensi del piano di azione per la sostenibilità ambientale dei consumi nel settore della pubblica amministrazione (pan gpp) e del decreto del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare del 13 febbraio 2014.

La data di presentazione delle offerte, originariamente fissata al termine dell'11 luglio 2022, è stata fissata al 31 ottobre 2022.

Si resta ancora in attesa del deposito delle sentenze del Consiglio di Stato sui ricorsi di due operatori contro il bando, rigettati in primo grado dal TAR Milano in data 16 ottobre 2023.

Rapporti con le società controllate e collegate

La capogruppo A2A S.p.A. opera come tesoreria centralizzata per la maggioranza delle società controllate e fornisce alle società controllate e collegate servizi di natura amministrativa, fiscale, legale, direzionale e tecnica al fine di ottimizzare le risorse disponibili nell'ambito della società stessa e per utilizzare in modo ottimale il know-how esistente in una logica di convenienza economica.

Anche per l'anno 2024 A2A S.p.A. e le società controllate hanno adottato la procedura dell'IVA di Gruppo e, ai fini dell'IRES, A2A S.p.A. ha aderito al cd. "consolidato nazionale" di cui agli articoli da 117 a 129 del DPR 917/86 con le principali società controllate.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni Si evidenzia infine che, in ottemperanza alle previsioni del "Regolamento recante disposizioni in materia di operazioni con parti correlate" adottato dalla Consob con Delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modifiche (Delibera n. 17389 del 23 giugno 2010 e Delibera Consob n. 21624 del 10 dicembre 2020, in attuazione della Direttiva cosiddetta "Shareholders' Rights II") il Gruppo ha approvato la Procedura relativa alle Parti correlate entrata in vigore a partire dall'esercizio 2010 e successivamente modificata con delibera del Consiglio di Amministrazione in data 25 giugno 2021, previo parere favorevole del Comitato Parti Correlate istituito con delibera consiliare del 13 maggio 2021. La predetta Procedura è rinvenibile sul sito internet www.gruppoa2a.it.

Di seguito vengono riportati i prospetti riepilogativi dei rapporti economici e patrimoniali con parti correlate, ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010:

Situazione patrimoniale-finanziaria milioni di euro	Totale 30 06 2024	Imprese collegate e controllate delle collegate	Imprese correlate	Comune di Milano	Controllate dirette e indirette Comune di Milano	Comune di Brescia	Controllate dirette e indirette Comune di Brescia	Persone fisiche correlate	Totale parti correlate	Incidenza % sulla voce di bilancio
Totale attività di cui:	17.830	48	27	89	23	16	-	-	203	1,1%
Attività non correnti	11.182	6	19	24	-	4	-	-	53	0,5%
Partecipazioni	25	6	19						25	100,0%
Altre attività finanziarie non correnti	72					4			4	5,6%
Altre attività non correnti	210			24					24	11,4%
Attività correnti	6.648	42	8	65	23	12	-	-	150	2,3%
Crediti commerciali	2.741	42	7	65	23	11			148	5,4%
Altre attività correnti	1.354		1						1	0,1%
Attività finanziarie correnti	43					1			1	2,3%
Totale passività di cui:	12.104	65	2	3	1	7	-	-	78	0,6%
Passività correnti	5.541	65	2	3	1	7	-	-	78	1,4%
Debiti commerciali	3.042	61	2	3	1	7			74	2,4%
Altre passività correnti	1.730	4							4	0,2%

Conto economico milioni di euro	Totale 30 06 2024	Imprese collegate e controllate delle collegate	Imprese correlate	Comune di Milano	Controllate dirette e indirette Comune di Milano	Comune di Brescia	Controllate dirette e indirette Comune di Brescia	Persone fisiche correlate	Totale parti correlate	Incidenza % sulla voce di bilancio
Ricavi	6.091	5	12	166	57	21	2	-	263	4,3%
Ricavi di vendita e prestazioni	5.953	5	12	166	57	21	2		263	4,4%
Costi operativi	4.370	9	7	7	4	4	-	-	31	0,7%
Costi per materie prime e servizi	4.211		7		4			-	11	0,3%
Altri costi operativi	159	9		7		4		-	20	12,6%
Costi per il personale	442	-	-	-	-	-	-	1	1	0,2%
Gestione finanziaria	(50)	-	2	-	-	3	-	-	5	(10,0%)
Proventi finanziari	65	-	-	-	-	3	-	-	3	4,6%
Quota dei proventi e oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni	2	-	2	-	-	-	-	-	2	100,0%

Nella sezione "Prospetti contabili del bilancio consolidato semestrale abbreviato" del presente fascicolo sono riportati i prospetti completi ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010.

Si segnala che nel corso del semestre A2A S.p.A. ha erogato, per complessivi 1,9 milioni di euro, contributi alle fondazioni che sono state inserite su base volontaria tra le parti correlate. Nello specifico si tratta di: Fondazione AEM, Fondazione ASM, Fondazione LGH E.T.S., Comitato Banco dell'Energia Onlus, Fondazione Teatro alla Scala, Fondazione Brescia Musei e Associazione Centro Teatrale Bresciano.

* * *

Relativamente ai compensi percepiti dagli organi di governo societario si rimanda allo specifico fascicolo "Relazione sulla remunerazione – 2024" disponibile sul sito www.gruppoa2a.it.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

38) Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Nel corso del semestre il Comune di Cinisello Balsamo ha riconosciuto ad Unareti S.p.A. l'indennizzo in esecuzione del lodo a conclusione del contenzioso sorto a partire dal 2006 sulla valorizzazione della rete di distribuzione gas riconsegnata al Comune nel mese di febbraio 2006. L'impatto economico complessivo è stato pari a 15 milioni di euro iscritti alla voce "Risultato da transazioni non ricorrenti", positivo per 6 milioni di euro, e alla voce "Proventi finanziari", per 9 milioni di euro.

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

milioni di euro	30 06 2024	31 12 2023
Garanzie ricevute	1.137	1.074
Garanzie prestate	2.637	2.461

Garanzie ricevute

L'entità delle garanzie ricevute è pari a 1.137 milioni di euro (1.074 milioni di euro al 31 dicembre 2023) e sono costituite per 498 milioni di euro da fidejussioni e cauzioni rilasciate dalle imprese appaltatrici a fronte della corretta esecuzione dei lavori assegnati e per 561 milioni di euro da fidejussioni e cauzioni ricevute da clienti a garanzia della regolarità dei pagamenti, nonché a garanzie ricevute dal Gruppo Acinque per 56 milioni di euro e a garanzie ricevute dal Gruppo AEB per 22 milioni di euro.

Garanzie prestate ed impegni con terzi

L'entità delle garanzie prestate è pari a 2.637 milioni di euro (2.461 milioni di euro al 31 dicembre 2023), di cui a fronte di obblighi assunti nei contratti di finanziamento pari a 122 milioni di euro. Tali garanzie sono state rilasciate da banche per 1.610 milioni di euro, da assicurazioni per 31 milioni di euro e dalla capogruppo A2A S.p.A., quali parent company guarantee, per 876 milioni di euro, nonché a garanzie prestate dal Gruppo Acinque per 72 milioni di euro ed a garanzie prestate dal Gruppo AEB per 48 milioni di euro.

Si segnala che le società del Gruppo hanno in concessione beni di terzi, relativi principalmente al ciclo idrico integrato, il cui valore originario ammonta a 66 milioni di euro.

* * *

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11

Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7.13 Altre informazioni

1) Operazioni IFRS 3 revised

Nel corso del 2024 il Gruppo A2A ha perfezionato la seguente operazione di acquisizione di partecipazioni, che rientrano nei dettami dell'IFRS 3:

• acquisizione da parte di Acinque S.p.A. del 70% di Agesp Energia S.r.l. società operante nel settore della vendita di energia elettrica e gas e nel settore del teleriscaldamento.

L'operazione sopra sintetizzata è classificabile come business combination ai sensi del principio internazionale IFRS 3 "Aggregazioni aziendali"; il Gruppo ha proceduto a consolidare integralmente la società, mediante l'applicazione dell'acquisition method previsto dall'IFRS 3, in virtù del controllo ottenuto sulle entità acquisite.

L'IFRS 3 stabilisce che tutte le aggregazioni aziendali devono essere contabilizzate, entro dodici mesi dall'acquisizione, applicando il metodo dell'acquisto. L'acquirente, pertanto, rileva tutte le attività, le passività e le passività potenziali identificabili dell'acquisto ai relativi fair value alla data di acquisizione ed evidenzia l'eventuale iscrizione di un avviamento.

Il corrispettivo trasferito in una business combination è determinato alla data di assunzione del controllo ed è pari al fair value delle attività trasferite, delle passività sostenute, nonché degli eventuali strumenti di capitale emessi dall'acquirente. I costi direttamente attribuibili all'operazione sono rilevati a Conto economico al momento del relativo sostenimento. Alla data di acquisizione del controllo, il Patrimonio netto delle imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi dell'attivo e del passivo patrimoniale il loro fair value, fatti salvi i casi in cui le disposizioni IFRS stabiliscano un differente criterio di valutazione. L'eventuale differenza residua rispetto al costo di acquisto, se positiva, è iscritta alla voce dell'attivo "Avviamento" (di seguito anche goodwill); se negativa, è rilevata a Conto economico.

Business combination Agesp Energia S.r.l.

In data 3 gennaio 2024, Acinque S.p.A, società detenuta al 41,34% da A2A S.p.A., ha acquisito il 70% della partecipazione in Agesp Energia S.r.l. società operante nel settore della vendita di energia elettrica e gas e nel settore del teleriscaldamento. L'operazione di acquisizione è stata conclusa per un valore di 26 milioni di euro (il pagamento è avvenuto per 18 milioni di euro al closing dell'operazione e per 8 milioni di euro avverrà nel mese di luglio 2024) e ha generato un avviamento pari a 20 milioni di euro che sarà allocato con il processo di Purchase Price Allocation nei tempi previsti dall'IFRS 3.

2) Gestione dei rischi finanziari

Il Gruppo A2A opera nel mercato dell'energia elettrica, del gas naturale e del teleriscaldamento e, nell'esercizio della sua attività, è esposto a diversi rischi finanziari:

• a) rischio commodity;
• b) rischio di tasso di interesse;
• c) rischio tasso di cambio non connesso a commodity;
• d) rischio di liquidità;
• e) rischio di credito;
• f) rischio equity;
• g) rischio di default e non rispetto covenants.

Il rischio prezzo delle commodities, connesso alla volatilità dei prezzi delle commodities energetiche (gas, elettricità, olio combustibile, carbone, ecc.) e dei certificati ambientali (diritti di emissione EUA/ETS, certificati bianchi, ecc.) consiste nei possibili effetti negativi che la variazione del prezzo di mercato di una o più commodities possono determinare sui flussi di cassa e sulle prospettive di reddito della società, incluso il rischio tasso di cambio relativo alle commodities stesse.

Il rischio di tasso di interesse è il rischio dell'incremento dei costi finanziari per effetto di una variazione sfavorevole dei tassi di interesse.

Il rischio tasso di cambio non connesso a commodity è il rischio di maggiori costi o minori ricavi derivanti da una variazione sfavorevole dei tassi di cambio fra le valute.

Il rischio di liquidità rappresenta il rischio che le risorse finanziarie non siano sufficienti a far fronte alle obbligazioni finanziarie e commerciali nei termini e scadenze prestabiliti.

Il rischio di credito rappresenta l'esposizione a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti commerciali, di trading e finanziarie.

Il rischio equity è il rischio legato alla possibilità di conseguire perdite economiche in base ad una variazione sfavorevole del prezzo delle azioni.

Il rischio di default e non rispetto covenants attiene alla possibilità che i contratti di finanziamento o i regolamenti dei prestiti obbligazionari, in capo ad una o più società del Gruppo, contengano disposizioni che legittimano le controparti, siano esse banche o detentori di obbligazioni, a chiedere al debitore, al verificarsi di determinati eventi, l'immediato rimborso delle somme prestate.

Di seguito si evidenzia il dettaglio dei rischi cui il Gruppo A2A è esposto.

a. Rischio commodity

a.1) Rischio di prezzo delle commodities e del tasso di cambio connesso all'attività in commodities

Il Gruppo è esposto al rischio prezzo, ivi compreso il relativo rischio tasso di cambio, su tutte le commodities energetiche trattate, ossia energia elettrica, gas naturale, calore, carbone, olio combustibile e certificati ambientali; i risultati economici relativi alle attività di produzione, acquisto e vendita risentono delle relative fluttuazioni dei prezzi. Tali fluttuazioni agiscono tanto direttamente quanto indirettamente attraverso formule e indicizzazioni presenti nelle strutture di pricing.

Per stabilizzare i flussi di cassa e per garantire l'equilibrio economico e finanziario del Gruppo, A2A S.p.A. si è dotata di una Energy Risk Policy che definisce chiare linee guida per la gestione ed il controllo dei rischi sopramenzionati e che recepisce le indicazioni del Committee of Chief Risk Officers Organizational Independence and Governance Working Group ("CCRO") e del Group on Risk Management di Eurelectric. Sono stati presi a riferimento, inoltre, gli accordi del Comitato di Basilea per la vigilanza bancaria e le prescrizioni sancite dai principi contabili internazionali riferiti alle modalità di rilevazione, sulle poste di Conto economico e sulla Situazione patrimoniale-finanziaria, della volatilità dei prezzi delle commodities e dei derivati finanziari.

Nel Gruppo A2A la valutazione del rischio in oggetto è centralizzata in capo alla holding, che ha istituito, all'interno della Struttura Organizzativa Amministrazione, Finanza e Controllo, l'Unità Organizzativa di Group Risk Management con il compito di gestire e monitorare il rischio mercato e di commodity, di elaborare e valutare i prodotti energetici strutturati, di proporre strategie di copertura finanziaria del rischio energetico, nonché di supportare i vertici aziendali nella definizione di politiche di Energy Risk Management di Gruppo.

Annualmente il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. definisce i limiti di rischio commodity del Gruppo, approvando la proposta di PaR e VaR (elaborata in sede di Comitato Rischi) in concomitanza con l'approvazione del Budget/Piano Industriale; Group Risk Management vigila sul rispetto di tali limiti e propone ai vertici aziendali le strategie di copertura volte a riportare il rischio entro i limiti definiti ove questi vengano superati.

Il perimetro delle attività soggette al controllo del rischio riguarda il portafoglio costituito da tutte le posizioni sul mercato fisico dei prodotti energetici sia in acquisto/produzione che in vendita e da tutte le posizioni sul mercato dei derivati energetici delle società appartenenti al Gruppo.

Ai fini del monitoraggio dei rischi vengono segregati e gestiti in modo differente il Portafoglio Industriale da quello di Trading. In particolare, si definisce Portafoglio Industriale l'insieme dei contratti sia fisici che finanziari direttamente connessi all'attività industriale del Gruppo, ossia che hanno come obiettivo la valorizzazione della capacità produttiva anche attraverso l'attività di commercializzazione all'ingrosso e al dettaglio di gas, energia elettrica e calore.

Il Portafoglio di Trading è costituito dall'insieme di tutti quei contratti, sia fisici che finanziari, sottoscritti con la finalità di ottenere un profitto aggiuntivo rispetto a quello ottenibile dall'attività industriale, ossia di tutti quei contratti che pur accessori all'attività industriale non sono strettamente necessari alla stessa.

Al fine di individuare l'attività di Trading, il Gruppo A2A si attiene alla Direttiva Capital Adequacy ed alla definizione di attività "held for trading", come da Principio Contabile Internazionale IFRS 9, che

Note

7

illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni definisce tali le attività finalizzate a conseguire un profitto dalla variazione a breve termine nei prezzi e nei margini di mercato, senza scopo di copertura, e destinate a generare un portafoglio ad elevato turnover.

Data quindi la diversa finalità, i due Portafogli sono segregati e monitorati separatamente con strumenti e limiti specifici. In particolare, le attività di Trading sono soggette ad apposite procedure operative di controllo e gestione dei rischi, declinate nei Deal Life Cycle.

I vertici aziendali vengono aggiornati sistematicamente sull'evoluzione del rischio commodity del Gruppo dall'Unità Organizzativa Group Risk Management che controlla l'esposizione netta, calcolata centralmente, sull'intero portafoglio di asset e di contratti e monitora il livello complessivo di rischio economico assunto dal Portafoglio Industriale e dal Portafoglio di Trading (Profit at Risk - PaR, Value at Risk - VaR, Stop Loss).

a.2) Strumenti derivati su commodity, analisi delle operazioni

Derivati del Portafoglio Industriale definibili di Copertura

L'attività di copertura dal rischio prezzo attraverso l'utilizzo di strumenti finanziari derivati è finalizzata alla protezione dalla volatilità del prezzo dell'energia elettrica sul mercato di Borsa (IPEX-EEX), alla stabilizzazione dei margini di vendita dell'energia elettrica sul mercato all'ingrosso con particolare attenzione alle vendite ed agli acquisti a prezzo fisso ed alla stabilizzazione delle differenze di prezzo derivanti dalle diverse indicizzazioni del prezzo del gas e dell'energia elettrica. A tal fine, nel corso dell'esercizio, sono stati conclusi contratti di copertura sui contratti di acquisto e vendita di energia elettrica e contratti di copertura del corrispettivo di utilizzo della capacità di trasporto di energia elettrica tra le zone del mercato IPEX (cd. contratti CCC); sono stati inoltre conclusi contratti di copertura relativi alla compravendita di gas con la finalità di proteggere i margini e contestualmente mantenere il profilo di rischio entro i limiti definiti sulla base di quanto stabilito dalla Energy Risk Policy di Gruppo.

Il Gruppo A2A, nell'ambito dell'ottimizzazione del portafoglio dei diritti di emissione di gas serra (vedi Direttiva 2003/87/ CE), ha stipulato contratti Future sul prezzo di Borsa ICE ECX (European Climate Exchange). Queste operazioni si configurano contabilmente come operazioni di copertura nel caso di eccedenze/deficit di quote dimostrabili. Il fair value al 30 giugno 2024 è pari a -9,9 milioni di euro (-2,3 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Derivati del Portafoglio Industriale non definibili di Copertura

Sempre in un'ottica di ottimizzazione del Portafoglio Industriale, sono stati stipulati contratti di Opzione sul prezzo dell'energia elettrica con consegna in Italia e contratti Future sul prezzo di Borsa ICE ECX (European Climate Exchange). Queste operazioni non si configurano contabilmente come operazioni di copertura in quanto non sussistono i requisiti richiesti dai principi contabili.

Il fair value al 30 giugno 2024 è pari a 0,8 milioni di euro (1,1 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Derivati del Portafoglio di Trading

Il Gruppo A2A ha stipulato, nell'ambito della sua attività di Trading, contratti Future sulle principali Borse europee dell'energia (EEX, ICE) e contratti Forward ed Option sul prezzo dell'energia elettrica con consegna in Italia e nei paesi limitrofi, quali Francia, Germania e Svizzera. Il Gruppo ha stipulato inoltre contratti Future sul prezzo di Borsa ICE ECX (European Climate Exchange). Sempre con riferimento all'attività di Trading, sono stati stipulati contratti Future e Forward sul prezzo di Borsa del gas (ICE-Endex, CEGH, PEGAS).

Il fair value al 30 giugno 2024 è pari a -70,4 milioni di euro (-26,9 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

a.3) Energy Derivatives, valutazione dei rischi dei derivati del Portafoglio Industriale

Per valutare l'impatto che le oscillazioni del prezzo di mercato del sottostante hanno sui derivati finanziari sottoscritti dal Gruppo A2A ascrivibili al Portafoglio Industriale, viene utilizzato lo strumento del PaR1 o Profit at Risk, ossia la variazione del valore del portafoglio di strumenti finanziari derivati entro ipotesi di probabilità prestabilite per effetto di uno spostamento degli indici di mercato. Il PaR viene calcolato con il metodo Montecarlo (minimo 10.000 scenari) ed un livello di confidenza del 99% e prevede la simulazione di scenari per ogni driver di prezzo rilevante in funzione della volatilità e delle correlazioni ad essi associate utilizzando, come livello centrale, le curve forward di mercato alla data di Bilancio ove disponibili. Attraverso tale metodo, dopo aver ottenuto una distribuzione di probabilità associata alle variazioni di risultato dei contratti finanziari in essere, è possibile estrapolare la massima variazione attesa nell'arco temporale dato dall'esercizio contabile ad un prestabilito livello di probabilità. Sulla base della metodologia

¹ Profit at Risk: misura statistica del massimo scostamento potenziale negativo del margine di un portafoglio di attività in caso di movimenti sfavorevoli dei mercati, in un dato orizzonte temporale e con un intervallo di confidenza definito.

descritta, nell'arco temporale pari all'esercizio contabile ed in caso di movimenti estremi dei mercati, corrispondenti ad un intervallo di confidenza del 99% di probabilità, la variazione negativa attesa massima sui derivati in oggetto in essere al 30 giugno 2024 risulta pari a 225,681 milioni di euro (113,328 milioni di euro al 31 dicembre 2023).

Di seguito si riportano i risultati della simulazione con le variazioni massime associate:

milioni di euro		30 06 2024		31 12 2023
Profit at Risk (PaR)	Worst case	Best case	Worst case	Best case
Livello di confidenza 99%	(225,681)	450,668	(113,328)	145,548

Il Gruppo A2A si attende, pertanto, con una probabilità del 99%, di non avere variazioni rispetto al fair value al 31 dicembre 2023 superiori a 225,681 milioni di euro sull'intero portafoglio degli strumenti finanziari in essere, per effetto di eventuali oscillazioni avverse del prezzo delle commodities. Nel caso si manifestassero variazioni negative dei fair value sui derivati di copertura, tali variazioni sarebbero compensate dalle variazioni del sottostante fisico.

a.4) Energy Derivatives, valutazione dei rischi dei derivati del Portafoglio di Trading

Per valutare l'impatto che le oscillazioni dei prezzi di mercato del sottostante hanno sui derivati finanziari sottoscritti dal Gruppo A2A ascrivibili al Portafoglio di Trading, viene utilizzato lo strumento del VaR2 o Value at Risk, ossia la variazione negativa del valore del portafoglio di strumenti finanziari derivati entro ipotesi di probabilità prestabilite per effetto di uno spostamento avverso degli indici di mercato. Il VaR viene calcolato con la metodologia RiskMetrics, in un periodo di riferimento (holding period) pari a 3 giorni e un livello di confidenza pari al 99%. Per i contratti per i quali non è possibile effettuare la stima giornaliera del VaR vengono utilizzate metodologie alternative quali il cd. stress test analysis.

Sulla base della metodologia descritta, in caso di movimenti estremi dei mercati, corrispondenti ad un intervallo di confidenza del 99% di probabilità e con un periodo di riferimento pari a 3 giorni, la perdita attesa massima sui derivati in oggetto in essere al 30 giugno 2024 risulta pari a 0,467 milioni di euro (0,480 milioni di euro al 31 dicembre 2023). Al fine di garantire un monitoraggio più stretto dell'attività, vengono inoltre fissati per ogni anno dei limiti di VaR e di Stop Loss (somma algebrica di VaR, P&L Realized e P&L Unrealized).

Di seguito si riportano i risultati delle valutazioni:

milioni di euro		30 06 2024		31 12 2023
Value at Risk (VaR)	VaR	Stop Loss	VaR	Stop Loss
Livello di confidenza 99%, holding period 3 giorni	(0,467)	(0,467)	(0,480)	(0,480)

b. Rischio di tasso di interesse

Il Gruppo è esposto al rischio che variazioni nella curva dei tassi d'interesse comportino variazioni ai risultati economici, ai flussi di cassa e al valore delle attività e passività patrimoniali valutate al fair value. La volatilità degli oneri finanziari associata all'andamento dei tassi di interesse viene monitorata e mitigata tramite una politica di gestione del rischio tasso volta all'individuazione di un mix equilibrato di finanziamenti a tasso fisso e a tasso variabile e l'utilizzo di strumenti derivati di copertura che limitino gli effetti delle fluttuazioni dei tassi di interesse.

2 Value at Risk: misura statistica del massimo scostamento potenziale negativo del fair value di un portafoglio di attività in caso di movimenti sfavorevoli dei mercati, in un dato orizzonte temporale e con un intervallo di confidenza definito.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni Al 30 giugno 2024 il valore contabile e la tipologia del debito lordo sono riportati nella tabella seguente:

milioni di euro			30 06 2024	31 12 2023
	Prima della copertura	Dopo la copertura	% dopo la copertura	Prima della copertura	Dopo la copertura	% dopo la copertura
A tasso fisso	5.059	5.165	87%	5.431	5.548	87%
A tasso variabile	885	779	13%	920	803	13%
Totale	5.944	5.944	100%	6.351	6.351	100%

Al 30 giugno 2024 gli strumenti di copertura sul rischio di tasso di interesse sono i seguenti:

milioni di euro			30 06 2024		31 12 2023
Strumento di copertura	Attività coperta	Fair value	Nozionale	Fair value	Nozionale
IRS	Finanziamenti a tasso variabile controllate	2,4	23,3	2,4	25,4
Totale		2,4	23,3	2,4	25,4

Con riferimento al trattamento contabile i derivati di copertura del rischio di tasso di interesse sono classificabili come segue:

milioni di euro

Trattamento contabile	Tipologia derivati	Attività finanziarie				Passività finanziarie
		Nozionale al:		Fair value al:		Nozionale al:		Fair value al:
		30 06 2024	31 12 2023	30 06 2024	31 12 2023	30 06 2024	31 12 2023	30 06 2024	31 12 2023
Cash flow hedge	IRS	-	-	-	-	23,3	25,4	2,4	2,4
Totale		-	-	-	-	23,3	25,4	2,4	2,4

I derivati su tasso di interesse esistenti al 30 giugno 2024 in Cash flow hedge si riferiscono ai seguenti finanziamenti:

Finanziamento	Derivato	Accounting
Finanziamento bancario a tasso variabile di A5 scadenza dicembre 2025, debito residuo al 30 giugno 2024 di 3,3 milioni di euro.	IRS sul 100% dell'importo del finanziamento fino alla scadenza dello stesso. Al 30 giugno 2024 il fair value è positivo per 0,1 milioni di euro.	Il finanziamento è valutato a costo ammortizzato. L'IRS è in cash flow hedge con imputazione al 100% in apposita riserva del Patrimonio netto.
Finanziamento bancario a tasso variabile di	IRS sul 100% dell'importo del finanziamento	Il finanziamento è valutato a costo
VOLTA GREEN ENERGY scadenza dicembre	fino alla scadenza dello stesso.	ammortizzato.
2026, debito residuo al 30 giugno 2024 di 0,7	Al 30 giugno 2024 il fair value è positivo per	L'IRS è in cash flow hedge con imputazione al
milioni di euro.	0,03 milioni di euro.	100% in apposita riserva del Patrimonio netto.
Finanziamento bancario a tasso variabile	IRS sul 75% dell'importo del finanziamento	Il finanziamento è valutato a costo
di LA CASTILLEJA ENERGIA scadenza	fino a dicembre 2030.	ammortizzato.
dicembre 2034, debito residuo al 30 giugno	Al 30 giugno 2024 il fair value è positivo per	L'IRS è in cash flow hedge con imputazione al
2024 di 25,7 milioni di euro.	2,3 milioni di euro.	100% in apposita riserva del Patrimonio netto.

Il Gruppo effettua l'analisi di sensitività attraverso la stima degli effetti sul valore delle poste di bilancio relative al portafoglio in strumenti finanziari derivanti da variazioni nel livello dei tassi di interesse.

In particolare, l'analisi di sensitività misura il potenziale impatto sul Conto economico e sul Patrimonio netto di diversi scenari di mercato che determinerebbero la variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati e la variazione degli oneri finanziari relativi alla quota di indebitamento lordo non coperto.

Tali scenari di mercato sono ottenuti mediante la traslazione parallela, in aumento e in diminuzione, della curva dei tassi di interesse di riferimento alla data di chiusura del bilancio.

Mantenendo costanti tutte le altre variabili, il risultato prima delle imposte sarebbe influenzato dalle variazioni nel livello dei tassi di interesse nel modo seguente:

milioni di euro	Effetto a conto economico (al lordo delle imposte)		Effetto a patrimonio netto (al lordo delle imposte)
	-50 bps	+50 bps	-50 bps	+50 bps
Variazione degli oneri finanziari sul debito lordo a tasso variabile dopo le coperture	1,0	(1,0)	-	-
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati classificati non di copertura	-	-	-	-
Variazione del fair value degli strumenti finanziari derivati classificati di copertura (escluso BCVA ex IFRS 13):
Cash flow hedge	-	-	(0,4)	0,3
Fair value hedge	-	-	-	-

c. Rischio tasso di cambio non connesso a commodity

Il Gruppo è esposto al rischio che variazioni nei tassi di cambio rispetto alla divisa di conto possano apportare variazioni ai risultati economici ed ai flussi di cassa. In relazione al rischio di cambio diverso da quello incluso nel prezzo delle commodities, si segnala che al 30 giugno 2024 esiste il seguente strumento di copertura:

milioni di euro			30 06 2024		31 12 2023
Strumento di copertura	Attività coperta	Fair value	Nozionale	Fair value	Nozionale
Cross Currency IRS	Prestito obbligazionario a tasso fisso in valuta estera	(19,6)	98,0	(10,7)	98,0
Totale		(19,6)	98,0	(10,7)	98,0

Con riferimento al trattamento contabile, si precisa che il derivato di copertura sopra indicato è in cash flow hedge, con imputazione integrale nella riserva di Patrimonio netto.

In particolare, il sottostante del derivato Cross Currency IRS si riferisce al prestito obbligazionario a tasso fisso di 14 miliardi di yen con scadenza 2036 bullet, emesso nel 2006.

Su tale finanziamento è stato stipulato, per tutta la durata dello stesso, un contratto di cross currency swap, che trasforma il prestito e i relativi interessi da importi denominati in yen a importi denominati in euro.

Al 30 giugno 2024 il fair value della copertura è negativo per 19,6 milioni di euro.

Si evidenzia che una traslazione positiva del 10% della curva forward del cambio EURJPY, con conseguente deprezzamento del JPY, determinerebbe un peggioramento del fair value e, di conseguenza, dell'impatto sul Patrimonio netto di 3,9 milioni di euro. Di converso, una traslazione negativa del 10% della curva forward del cambio EURJPY, con conseguente apprezzamento del JPY, determinerebbe un miglioramento del fair value di 6,5 milioni di euro.

Tale analisi di sensitività è calcolata allo scopo di determinare l'effetto della variazione della curva forward del tasso di cambio euro/yen sul fair value, a prescindere da eventuali impatti sull'aggiustamento imputabile al bCVA.

d. Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado di far fronte tempestivamente ai propri impegni o che sia in grado di farlo a condizioni economiche sfavorevoli a causa di situazioni di tensione o crisi sistemica o della mutata percezione della sua rischiosità da parte del mercato. Tale rischio comprende: i) il rischio relativo all'incapacità della società di reperire nuovi fondi ("Funding

Note

7

illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni Risk") e, ii) il rischio relativo all'incapacità della società di liquidare attività sul mercato in modo tempestivo e a condizioni di mercato ("Liquidity Market Risk").

Uno dei principali fattori che influenza la rischiosità percepita dal mercato è rappresentato dal merito di credito di A2A assegnato dalle agenzie di rating. Tale giudizio riveste un ruolo molto importante perché influenza la capacità di A2A di accedere a fonti di finanziamento oltre ai relativi costi. Un peggioramento del merito creditizio potrebbe comportare una limitazione all'accesso al mercato dei capitali e/o dei costi di finanziamento con impatto negativo sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale. A2A ha un rating di medio e lungo termine pari a BBB (outlook stable) con S&P e Baa2 (outlook stable) con Moody's.

Il profilo delle scadenze del debito lordo del Gruppo è di seguito riepilogato:

milioni di euro	Saldo contabile 30 06 2024	Quote con scadenza	Quote con scadenza oltre 12 mesi	Quote con scadenza entro il
		entro 12 mesi				30 06 2026 30 06 2027 30 06 2028 30 06 2029		Oltre
Obbligazioni	4.849	354	4.495	597	-	795	-	3.103
Deb.fin.per diritti d'uso*	177	39	138	31	23	20	16	48
Finanziamenti bancari e da altri finanziatori	918	171	747	105	84	77	77	404
Totale	5.944	564	5.380	733	107	892	93	3.555

Non include fair value derivati inclusi nella Posizione Finanziaria Netta.

(*) compresi leasing finanziari.

La politica di gestione del rischio, sia di breve che di medio lungo termine, si realizza tramite (i) una strategia di gestione del debito diversificata per fonti di finanziamento con un profilo di scadenze equilibrato, (ii) l'accesso a diverse fonti di finanziamento in termine di mercato e controparte e (iii) il mantenimento di disponibilità finanziarie, costituite sia da liquidità che da linee di credito committed, sufficienti a far fronte agli impegni attesi e a quelli inattesi su un determinato orizzonte temporale.

Al 30 giugno 2024 il Gruppo ha a disposizione un totale di 4.253 milioni di euro, così composto:

• (i) linee di credito revolving committed per 1.560 milioni di euro, di cui: a) 560 milioni di euro con scadenza 2025, b) 800 milioni di euro con scadenza 2026, c) 200 milioni di euro con scadenza 2028, non utilizzate;
• (ii) sottoscrizione di un term loan da 600 milioni di euro con un sindacato di banche per l'acquisizione degli asset relativi alla rete elettrica in alcune aree della Lombardia, nelle province di Milano e Brescia, annunciata a marzo 2024 (linea disponibile ma non erogata);
• (iii) term loan BEI disponibile e non ancora erogati per 200 milioni di euro con scadenza 2043;
• (iv) disponibilità liquide per complessivi 1.893 milioni di euro, di cui 1.741 milioni di euro a livello di capogruppo.

Inoltre, A2A mantiene in essere un Programma di Emissioni Obbligazionarie (Euro Medium Term Note Programme) la cui size è pari a 7 miliardi di euro; al 30 giugno 2024 risultano disponibili 2.250 milioni di euro.

Nel corso degli anni A2A ha intrapreso un percorso di emissioni con caratteristiche ESG, nella forma di Green Bond e Sustainability-Linked Bond. Per A2A, il mancato rispetto di determinati target relativi a KPI di sostenibilità (ESG) può determinare un aumento dei costi di finanziamento degli strumenti di debito ai quali sono legati tali KPI. In particolare, A2A ha emesso due Sustainability-Linked Bond, il primo nel 2021 con durata 10 anni e il secondo nel 2022 con durata 6 anni: per entrambi i prestiti obbligazionari il mancato raggiungimento del target relativo al KPI scelto determinerà un incremento della cedola di 25 punti base.

La tabella che segue rappresenta il piano di rimborso delle passività finanziarie (esclusi i debiti per diritti d'uso e compresi i debiti commerciali). Gli importi indicati nella tabella sono flussi di cassa futuri, nominali e non scontati, determinati con riferimento alle residue scadenze contrattuali, per la quota in conto capitale e per la quota in conto interessi. Sono altresì inclusi i flussi nominali non scontati inerenti ai contratti derivati su tassi di interesse. Infine, le eventuali linee finanziarie a revoca utilizzate e i c/c passivi sono fatti scadere entro l'esercizio successivo.

30 06 2024 milioni di euro	1-3 MESI	4-12 MESI	OLTRE 12 MESI
Obbligazioni	39	365	5.145
Finanziamenti bancari e da altri finanziatori	16	166	875
Totale flussi finanziari	55	531	6.020
Debiti verso fornitori	896	46	8
Totale flussi commerciali	896	46	8

31 12 2023 milioni di euro	1-3 MESI	4-12 MESI	OLTRE 12 MESI
Obbligazioni	341	67	5.498
Finanziamenti bancari e da altri finanziatori	21	309	769
Totale flussi finanziari	362	376	6.267
Debiti verso fornitori	872	25	8
Totale flussi commerciali	872	25	8

e. Rischio di credito

Il rischio di credito è connesso all'eventualità che una controparte, commerciale o di trading, sia inadempiente, ovvero non onori il proprio impegno nei modi e tempi previsti contrattualmente. Tale tipologia di rischio viene gestita dal Gruppo attraverso apposite procedure (Credit Policy, procedura Energy Risk Management) ed opportune azioni di mitigazione.

Il presidio di tale rischio viene effettuato sia dalla funzione di Credit Management allocata centralmente (e dalle corrispondenti funzioni delle società operative) che dall'Unità Organizzativa Group Risk Management che si occupa di supportare le società del Gruppo sia con riferimento alle attività commerciali che di trading. La mitigazione del rischio avviene tramite la valutazione preventiva del merito creditizio della controparte e la costante verifica del rispetto del limite di esposizione nonché attraverso richiesta di adeguate garanzie.

I tempi di pagamento applicati alla generalità della clientela prevedono diverse scadenze, secondo quanto previsto dalla normativa applicabile e nel rispetto degli standard di mercato. Nei casi di ritardato pagamento, in linea con le esplicite previsioni dei sottostanti contratti, si procede ad addebitare gli interessi di mora nella misura prevista dai contratti stessi o dalle vigenti leggi in materia (applicazione del tasso di mora ex D.Lgs. 231/2002).

I crediti commerciali sono esposti in bilancio al netto delle eventuali svalutazioni; si ritiene che il valore riportato esprima la corretta rappresentazione del valore di presunto realizzo del monte crediti commerciali. Per l'aging dei crediti commerciali si rimanda alla nota "Crediti commerciali".

f. Rischio equity

Al 30 giugno 2024 il Gruppo A2A non è esposto al rischio equity.

In particolare, si segnala che la capogruppo A2A S.p.A. al 30 giugno 2024 non detiene azioni proprie.

Come disposto dagli IAS/IFRS le azioni proprie non costituiscono un rischio equity in quanto il loro costo di acquisto è portato in riduzione del Patrimonio netto e neppure in caso di cessione l'eventuale differenza positiva o negativa, rispetto al costo di acquisto, ha effetti sul Conto economico.

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ¹⁴⁵

g. Rischio relativo al mancato rispetto covenants

I prestiti obbligazionari, i finanziamenti, i leasing e le linee bancarie revolving committed presentano termini e condizioni in linea con la prassi di mercato per ciascuna tipologia di strumenti. In particolare, prevedono:

• clausole di negative pledge per effetto delle quali la capogruppo si impegna a non costituire garanzie reali sui propri assets e su quelli delle sue controllate rilevanti (come di volta in volta definite nella relativa documentazione), con la previsione di alcune eccezioni e di una soglia massima consentita, specificatamente individuata;
• clausole di cross default, in base alle quali, nel caso si verifichi un evento di inadempimento (superiore a specifiche soglie di rilevanza) su un determinato indebitamento finanziario della capogruppo e, in alcuni casi, delle sue controllate rilevanti (come di volta in volta definite nella relativa documentazione), si verifica un inadempimento anche su altri prestiti o indebitamenti finanziari della capogruppo che possono diventare immediatamente esigibili;
• clausole di pari passu, in base alle quali i prestiti obbligazionari e gli indebitamenti finanziari della capogruppo hanno lo stesso livello di seniority di altri suoi prestiti obbligazionari o indebitamenti finanziari non garantiti e non subordinati, presenti e futuri.

I prestiti obbligazionari emessi da A2A S.p.A. includono (i) prestiti obbligazionari senior unsecured per 4.750 milioni nominali di euro (valore contabile al 30 giugno 2024 pari a 4.766 milioni di euro) emessi nell'ambito del Programma EMTN, che prevedono a favore degli investitori una opzione Change of Control Put nel caso di mutamento di controllo della controllante che determini nei successivi 180 giorni un conseguente downgrade del rating a livello sub-investment grade (se entro tali 180 giorni il rating della società dovesse ritornare ad investment grade l'opzione non è esercitabile); (ii) un prestito obbligazionario in yen collocato privatamente con scadenza 2036 di 98 milioni nominali di euro (valore contabile al 30 giugno 2024 pari a 81 milioni di euro) che prevede una opzione Put a favore dell'investitore nel caso in cui il rating della controllante risulti inferiore a BBB- o equivalente livello (sub-investment grade).

A giugno 2024 A2A S.p.A. ha emesso il suo primo bond perpetuo subordinato "ibrido" dal valore nominale di 750 milioni di euro. Tale prestito obbligazionario si caratterizza per la durata potenzialmente perpetua (con obbligo di rimborso solo in caso di determinati eventi tra cui, inter alia, lo scioglimento o liquidazione della società) e per la sua subordinazione, in base alla quale lo strumento risulta essere subordinato rispetto a tutti gli indebitamenti finanziari della società e ha un livello di "seniority" superiore solo a quello delle azioni ordinarie o di altri eventuali strumenti finanziari qualificabili come "equity".

I finanziamenti stipulati da A2A S.p.A. con la Banca Europea degli Investimenti (BEI), per un debito nominale complessivo pari a 495 milioni di euro (a cui si aggiungono ulteriori 200 milioni di euro non ancora erogati) ed un valore contabile di 497 milioni di euro, di cui 175 milioni di euro con scadenza oltre 5 anni, includono: i) una clausola di Credit Rating (se rating inferiore a BBB- o equivalente livello a sub-investment grade) che prevede l'obbligo di A2A di informare BEI in caso di downgrade del Rating e, in tale circostanza, il diritto di BEI di richiedere ad A2A ulteriori garanzie e, ove queste garanzie non siano fornite o non siano soddisfacenti per BEI, il diritto a richiedere il rimborso anticipato del finanziamento, e ii) una clausola di mutamento di controllo della capogruppo, con il diritto per la banca di invocare, previo avviso alla società contenente indicazione delle motivazioni, il rimborso anticipato del finanziamento.

Un finanziamento della controllata Agripower (ex-Fragea), il cui debito residuo al 30 giugno 2024 è pari a 1,6 milioni di euro, è assistito da garanzie reali sugli immobili e gli impianti finanziati.

Le linee bancarie revolving committed di A2A S.p.A., pari complessivamente a 1.560 milioni di euro, prevedono una clausola di Change of Control, che attribuisce la facoltà alla maggioranza delle banche concedenti la linea di chiedere, in caso di mutamento di controllo della capogruppo tale da comportare un Material Adverse Effect, l'estinzione della linea ed il rimborso anticipato di quanto eventualmente utilizzato.

Alcuni finanziamenti bancari di Acinque, e LA CASTILLEJA ENERGIA prevedono dei covenants finanziari, come riportato più avanti nell'apposita tabella.

Al 30 giugno 2023 si è verificato il mancato rispetto di uno dei tre covenants previsti dal contratto di finanziamento BEI di Acinque (Indebitamento Finanziario Netto/Ebitda).

Con riferimento al superamento del covenant come sopra descritto, si evidenzia che Acinque ha richiesto alla Banca Europea per gli Investimenti l'emissione di un waiver che la stessa Banca ha concesso condizionatamente al rilascio, da parte di A2A S.p.A., di una garanzia a prima richiesta per la totalità dell'importo finanziato in favore della Banca,

avvenuta nel corso del secondo semestre 2023 e con scadenza al 31 dicembre 2024. Al 31 dicembre 2023 e al 30 giugno 2024 tale covenant risulta rispettato.

Gruppo A2A – Covenants finanziari al 30 giugno 2024

Società	Lender	Livello di riferimento	Livello rilevato	Data di rilevazione
		Flusso di cassa disponibile / Indebitamento Finanziario Netto >= 14,0% Indebitamento Finanziario/Mezzi Propri	49,51%	30/06/24
ACINQUE	BEI	<= 75,0% Indebitamento Finanziario Netto/Ebitda <= 3,0	48,43% 1,65x	30/06/24 30/06/24
ACINQUE	Cassa Centrale Banca - Credito Cooperativo Italiano S.p.A.	Indebitamento Finanziario Netto/Ebitda <=4,0 Indebitamento Finanziario Netto/Mezzi Propri <=1,0	2,86x 50,40%	31/12/23 31/12/23
ACINQUE	Banca Sella	Indebitamento Finanziario Netto/Ebitda <=4,0	2,8x	31/12/23
LA CASTILLEJA ENERGIA	CaixaBank	Debt Service Coverage Ratio >= 1,05x o non <1,10x per quattro Date di Calcolo consecutive Senior Debt / Equity Ratio <= 85%	1,35x 75%	30/06/24 30/06/24

I covenants finanziari previsti nei contratti di finanziamento di ACINQUE con Cassa Centrale Banca - Credito Cooperativo Italiano S.p.A. e Banca Sella hanno valutazione annuale al 31 dicembre, di conseguenza nessun valore è stato rilevato al 30 giugno 2024.

Analisi delle operazioni a termine e strumenti derivati

Nella rappresentazione di bilancio delle operazioni di copertura, ai fini dell'eventuale applicazione dell'hedge accounting, si procede alla verifica della rispondenza ai requisiti di compliance con il principio contabile internazionale IFRS 9.

In particolare:

• 1) operazioni definibili di copertura ai sensi dello IFRS 9: si dividono in operazioni a copertura di flussi finanziari (cash flow hedge) e operazioni a copertura del fair value di poste di bilancio (fair value hedge). Per le operazioni di cash flow hedge il risultato maturato è compreso nel Margine Operativo Lordo quando realizzato per i derivati su commodity e nella gestione finanziaria per derivati su tassi di interesse e cambio, mentre il valore prospettico è esposto a Patrimonio netto. Per le operazioni di fair value hedge gli impatti a Conto economico si registrano nell'ambito della stessa linea di bilancio;
• 2) operazioni non definibili di copertura ai sensi dello IFRS 9, si dividono fra:
  • a. copertura del margine: per tutte le operazioni di copertura dei flussi di cassa o del valore di mercato in linea con politiche di rischio aziendali, il risultato maturato e il valore prospettico sono compresi nel Margine Operativo Lordo per i derivati su commodity e nella gestione finanziaria per derivati su tassi di interesse e cambio;
  • b. operazioni di trading: per le operazioni su commodity il risultato maturato e il valore prospettico sono iscritti a bilancio sopra il Margine Operativo Lordo; per quelli su tassi di interesse e cambio nei proventi e oneri finanziari.

L'utilizzo dei derivati finanziari, nel Gruppo A2A, è disciplinato da un insieme coordinato di procedure (Energy Risk Policy, Deal Life Cycle) che si ispirano alla best practice di settore, ed è finalizzato a limitare il rischio di esposizione di Gruppo all'andamento dei prezzi sui mercati delle commodities di riferimento, sulla base di una strategia di gestione dei flussi di cassa (cash flow hedge).

Gli strumenti finanziari derivati sono valutati al fair value rispetto alla curva forward di mercato della data di riferimento del Bilancio qualora il sottostante del derivato sia negoziato in mercati che presentano una struttura dei prezzi a termine. In assenza di una curva forward di mercato, la valutazione al fair value è determinata sulla base di stime interne utilizzando modelli che fanno riferimento alla best practice di settore.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni Nella valutazione del fair value, il Gruppo A2A utilizza la cosiddetta forma di attualizzazione continua e come discount factor il tasso di interesse per attività prive di rischio, identificato nel tasso Eonia (Euro Overnight Index Average) e rappresentato nella sua struttura a termine dalla curva OIS (Overnight Index Swap). Il fair value relativo alle coperture di flussi di cassa (cash flow hedge) ai sensi dello IFRS 9 è stato classificato in base al sottostante dei contratti derivati.

In ottemperanza a quanto disposto dal principio contabile internazionale IFRS 13, la determinazione del fair value di uno strumento finanziario OTC è effettuata prendendo in considerazione il rischio di inadempimento (non performance risk). Al fine di quantificare l'aggiustamento di fair value imputabile a tale rischio, A2A ha sviluppato, coerentemente con le best practices di mercato, un modello proprietario denominato "Bilateral Credit Value Adjustment" (bCVA), che valorizza sia le variazioni del merito creditizio della controparte che le variazioni del proprio merito creditizio.

Il bCVA è composto da due addendi, calcolati considerando la probabilità di fallimento di entrambe le controparti, ovvero il Credit Value Adjustment (CVA) ed il Debit Value Adjustment (DVA):

• il CVA è un componente negativo e contempla la probabilità che la controparte sia inadempiente e contestualmente A2A presenti un credito nei confronti della controparte;
• il DVA è un componente positivo e contempla la probabilità che A2A sia inadempiente e contestualmente la controparte presenti un credito nei confronti di A2A.

Il bCVA è calcolato quindi con riferimento all'esposizione, valutata sulla base del valore di mercato del derivato al momento del default, alla Probabilità di Default (PD) ed alla Loss Given Default (LGD). Quest'ultima, che rappresenta la percentuale non recuperabile del credito in caso di inadempienza, è valutata sulla base della Metodologia IRB Foundation così come esposta negli accordi di Basilea 2, mentre la PD viene valutata sulla base del Rating delle controparti (Internal Rating Based ove non disponibile) e della probabilità di default storica ad esso associata e pubblicata annualmente da Standard & Poors.

L'applicazione della suddetta metodologia non ha comportato variazioni di rilievo nelle valutazioni al fair value.

Strumenti in essere al 30 giugno 2024

A) Su tassi di interesse e su tassi di cambio

Di seguito sono evidenziate le analisi quantitative che riportano il nozionale dei contratti derivati stipulati e non scaduti entro la data di bilancio, analizzato per scadenza:

milioni di euro Valore nozionale (a)					Valore Situazione	Effetto progress.
		Scadenza entro un anno		Scadenza tra 1 e 5 anni		Scadenza oltre 5 anni	patrimoniale e finanziaria (b)	a Conto economico al 30 06 2024 (c)
	da ricevere	da pagare	da ricevere	da pagare	da ricevere	da pagare
Gestione del rischio su tassi di interesse
a copertura di flussi di cassa ai sensi IFRS 9 (cash flow hedge)		4,2		8,7		10,4	2,4	-
non definibili di copertura ai sensi IFRS 9
Totale derivati su tassi di interesse	-	4,2	-	8,7	-	10,4	2,4	-
Gestione del rischio su tassi di cambio
definibili di copertura per IFRS 9
- su operazioni commerciali
- su operazioni non commerciali						98,0	(19,6)
non definibili di copertura per IFRS 9
- su operazioni commerciali
- su operazioni non commerciali
Totale derivati su tassi di cambio	-	-	-	-	-	98,0	(19,6)	-

(a) Rappresenta la somma del valore nozionale dei contratti elementari che derivano dall'eventuale composizione dei contratti complessi. (b) Rappresenta il credito (+) o il debito (-) netto iscritto nella Situazione patrimoniale-finanziaria a seguito della valutazione a fair value dei derivati.

(c) Rappresenta l'adeguamento a fair value dei derivati iscritto progressivamente a Conto economico dal momento della stipula del contratto fino alla data attuale.

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7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

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7.13 Altre informazioni

7

B) Su commodity

Di seguito si riporta l'analisi dei contratti derivati su commodity non ancora scaduti alla data del presente bilancio, posti in essere al fine di gestire il rischio di oscillazione dei prezzi di mercato di commodity.

		Volume per Maturity		Valore Nozionale	Fair value
		Scadenza entro un anno	Scadenza entro due anni	Scadenza entro dieci anni		Valore Situazione patrimoniale finanziaria (*)	Effetto progressivo a Conto economico (**)
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici	Unità di misura		Quantità		Milioni di euro	Milioni di euro	Milioni di euro
A. a copertura di flussi di cassa (cash flow hedge) ai sensi IFRS 9 di cui:						(9,9)	-
- Elettricità	TWh	0,4	0,1		32,4	(2,5)
- Petrolio	Bbl
- Carbone	Tonnellate
- Gas Naturale	TWh	0,6	0,1	0,1	29,1	(4,4)
- Gas Naturale	Milioni di mc
- Cambio	Milioni di dollari
- Diritti di Emissione	Tonnellate	197.154	23.000	35.000	20,9	(3,0)
B. definibili di copertura (fair-value hedge) ai sensi IFRS 9						-	-
C. non definibili di copertura ai sensi IFRS 9 di cui:						(69,6)	(43,8)
C.1 copertura del margine						0,8	(0,3)
- Elettricità	TWh	0,4	0,2		7,6	(1,0)	(1,0)
- Petrolio	Bbl
- Gas Naturale	Gradi Giorno
- Gas Naturale	TWh
- Diritti di Emissione CO2	Tonnellate	391.000			28,4	1,8	0,7
- Cambio	Milioni di dollari
C.2 operazioni di trading						(70,4)	(43,5)
- Elettricità	TWh	20,1	14,3	0,8	3.298,5	(35,6)	39,2
- Gas Naturale	TWh	126,5	28,9	4,2	6.145,8	3,0	(44,9)
- Diritti di Emissione CO2	Tonnellate	19.898.000	629.000	114.000	1.424,9	(37,8)	(37,8)
- Certificati Ambientali	MWh
- Certificati Ambientali	Tep
Totale						(79,5)	(43,8)

(*) Rappresenta il credito(+) o il debito(-) netto iscritto nella Situazione patrimoniale-finanziaria a seguito della valutazione a fair value dei derivati.

(**) Rappresenta l'adeguamento a fair value dei derivati iscritto progressivamente a Conto economico dal momento della stipula del contratto fino alla data attuale.

Effetti patrimoniali ed economici dell'attività in derivati al 30 giugno 2024

Effetti patrimoniali

Nel seguito sono evidenziati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2024, inerenti la gestione dei derivati.

milioni di euro Note	Totale
Attività
Attività non correnti	2
Altre attività non correnti - Strumenti derivati 5	2
Attività correnti	917
Altre attività correnti - Strumenti derivati 8	917
Totale attivo	919
Passività
Passività non correnti	20
Altre passività non correnti - Strumenti derivati 19	20
Passività correnti	996
Debiti commerciali e altre passività correnti - Strumenti derivati 20	996
Totale passivo	1.016

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

7

Effetti economici

La tabella che segue evidenzia l'analisi dei risultati economici al 30 giugno 2024, inerenti la gestione dei derivati.

milioni di euro	Note	Realizzati nel periodo (1)	Variazione Fair Value del periodo	Valori iscritti a Conto Economico
Ricavi	24
Ricavi di vendita
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici e gestione del rischio cambio su commodity
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		20	-	20
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		105	(1.306)	(1.201)
Totale ricavi di vendita		125	(1.306)	(1.181)
Costi operativi	25
Costi per materie prime e servizi
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici e gestione del rischio cambio su commodity
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		(9)	-	(9)
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		(99)	1.262	1.163
Totale costi per materie prime e servizi		(108)	1.262	1.154
Totale iscritto nel Margine operativo lordo (*)		17	(44)	(27)
Gestione finanziaria	31
Proventi finanziari
Gestione del rischio su tassi di interesse e equity
Proventi su derivati
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		-	-	-
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		5	-	5
Totale		5	-	5
Totale Proventi finanziari		5	-	5
Oneri finanziari
Gestione del rischio su tassi di interesse e equity
Oneri su derivati
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		-	-	-
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		-	-	-
Totale		-	-	-
Totale Oneri finanziari		-	-	-
Totale iscritto nella gestione finanziaria		5	-	5

(*) I dati non recepiscono l'effetto della c.d. "net presentation" del margine di negoziazione dell'attività di trading.

(1) Realizzati senza consegna fisica.

Classi di strumenti finanziari

A completamento delle analisi richieste dall'IFRS 7 e dall'IFRS 13, si riportano le tipologie di strumenti finanziari presenti nelle poste di bilancio, con l'indicazione dei criteri di valutazione applicati e, nel caso di strumenti finanziari valutati a fair value, dell'esposizione (Conto economico o Patrimonio netto).

Nell'ultima colonna della tabella è riportato, ove applicabile, il fair value al 30 giugno 2024 dello strumento finanziario.

					Criteri applicati nella valutazione in bilancio degli strumenti finanziari
milioni di euro	Note	Strumenti finanziari valutati a fair value con Strumenti variazioni di quest'ultimo iscritte a:				Valore della Situazione	Fair value (*)
		Conto economico		Patrimonio Netto	valutati al costo ammortizzato	patrimoniale finanziaria
		(1)	(2)	(3)	(4)
Attività
Altre attività finanziarie non correnti:
Attività finanziarie valutate a fair value di cui:
- non quotate		1				1	n.d.
- quotate						-	-
Attività finanziarie possedute sino alla scadenza					-	-	-
Altre attività finanziarie non correnti					71	71	71
Totale altre attività finanziarie non correnti	3					72
Altre attività non correnti	5		2		208	210	210
Crediti commerciali	7				2.741	2.741	2.741
Altre attività correnti	8	914	3		437	1.354	1.354
Attività finanziarie correnti	9				43	43	43
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11				1.893	1.893	1.893
Passività
Passività finanziarie
Obbligazioni non correnti e correnti	16 e 21		81		4.768	4.849	4.849
Altre passività finanziarie non correnti e correnti	16 e 21				1.095	1.095	1.095
Altre passività non correnti	19		20		201	221	221
Debiti commerciali	20				3.042	3.042	3.042
Altre passività correnti	20	984	12		734	1.730	1.730

(*) Per crediti e debiti non relativi a contratti derivati e finanziamenti non è stato calcolato il fair value in quanto il corrispondente valore di

carico nella sostanza approssima lo stesso.

(1) Attività e passività finanziarie valutate a fair value con iscrizione delle variazioni di fair value a Conto economico. (2) Derivati di copertura (Cash Flow Hedge).

(3) Attività finanziarie disponibili per la vendita valutate al fair value con utili/perdite iscritti a Patrimonio netto.

(4) Loans & receivables e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato.

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale

abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A ¹⁵³

Gerarchia di fair value

L'IFRS 7 e l'IFRS 13 richiedono che la classificazione degli strumenti finanziari valutati al fair value sia effettuata sulla base della qualità delle fonti degli input utilizzati nella determinazione del fair value stesso.

In particolare l'IFRS 7 e l'IFRS 13 definiscono 3 livelli di fair value:

• livello 1: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è determinato sulla base di prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi, sia Ufficiali che Over the Counter di attività o passività identiche;
• livello 2: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è determinato sulla base di input diversi da prezzi quotati di cui al livello 1, ma che per tali attività/passività, sono osservabili direttamente o indirettamente sul mercato;
• livello 3: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è determinato sulla base di dati di mercato non osservabili. Rientrano in questa categoria gli strumenti valutati sulla base di stime interne, effettuate con metodi proprietari sulla base delle best practices di settore.

Per la scomposizione delle attività e passività tra i diversi livelli di fair value si veda la tabella di seguito riportata "Gerachia di fair value".

milioni di euro	Note	Livello 1	Livello 2	Livello 3	Totale
Attività valutate a fair value	3		2		2
Altre Attività non correnti	5		2		2
Altre Attività correnti	8	912	1	4	917
Totale attività		912	5	4	921
Passività finanziarie non correnti	16	81			81
Altre passività non correnti	19		20		20
Altre passività correnti	20	990	1	5	996
Totale passività		1.071	21	5	1.097

Analisi di sensitività per strumenti finanziari valutati al livello 3

Come richiesto dall'IFRS 13, di seguito una tabella che evidenzia, per gli strumenti finanziari valutati al livello 3 della gerarchia, gli effetti derivanti dalla variazione dei parametri non osservabili utilizzati nella determinazione del fair value.

Strumento finanziario	Parametro	Variazione parametro	Sensitivity (milioni di euro)
Derivati su Commodity	Probabilità di Default (PD)	1%	0,000
Derivati su Commodity	Loss Given Default (LGD)	25%	0,000
Derivati su Commodity	Prezzo del sottostante	1%	(0,018)
Derivati su Commodity	Volatilità del sottostante	1%	(0,013)
Derivati su Commodity	Correlazione del sottostante	1%	0,028

3) Aggiornamento delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in corso

Si segnala che per le cause sotto descritte ove ritenuto necessario sono stati stanziati congrui fondi.

Si precisa che laddove non venga fatta espressa menzione della presenza di un fondo il Gruppo ha valutato il corrispondente rischio come possibile senza procedere a stanziare fondi in bilancio.

Si precisa che di seguito sono riportati solo: (i) gli sviluppi dei contenziosi già riferiti nella Relazione finanziaria consolidata 2023, senza la estesa descrizione delle singole posizioni, per la quale si rinvia alla Relazione, (ii) i nuovi contenziosi di pari livello di rilevanza e (iii) i fatti sopravvenuti rilevanti riferiti a contenziosi non riportati nella Relazione finanziaria consolidata 2023 per inattività protratta del contenzioso.

A2A S.p.A.

Riassetto di Edison – cause risarcitorie

Carlo Tassara: prima causa per danni contro EDF e A2A S.p.A. secondo grado di giudizio davanti alla Corte di Appello di Milano

Si resta in attesa del deposito della sentenza dopo che, all'udienza di precisazione delle conclusioni dell'8 maggio 2024, la Corte di Appello ha fissato i termini per il deposito degli scritti difensivi.

Carlo Tassara: seconda causa per danni contro Transalpina dell'Energia e A2A S.p.A. Primo grado di giudizio

La causa è stata rinviata all'udienza di precisazione conclusioni fissata al prossimo 18 marzo 2025, dopo che, con ordinanza depositata il 26 giugno 2024 in esito alla udienza del 25 giugno 2024, la causa è stata valutata matura per la decisione.

Class Action notificata da azionista ordinario - giudizio di reclamo

Si resta in attesa del deposito della decisione sul reclamo, dopo la udienza del 15 novembre 2023.

Derivazioni di acqua pubblica per la produzione di energia idroelettrica in Lombardia

La Corte di Cassazione a inizio 2024 (cfr. ordinanze nn. 4800 e 4383 del 2024) ha respinto i ricorsi di A2A e Linea Green rispetto al canone aggiuntivo cd. ricognitorio per le concessioni scadute in Lombardia; parimenti sono stati respinti alcuni ricorsi in merito alla cd. prosecuzione temporanea (cfr. ord. n. 14545/2024). Le società stanno pertanto procedendo all'abbandono dei similari giudizi tuttora pendenti al fine di ridurre l'esposizione alle spese legali. È invece ancora impregiudicato il giudizio relativo al cd. canone aggiuntivo definitivo, instaurato a febbraio 2024 avanti al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche.

Inoltre, sono stati radicati ricorsi contro la disciplina regionale lombarda e friulana dei canoni di derivazione conseguenti alle previsioni introdotte dalla Legge di conversione n. 12/2019 del D.L. n. 135/2018, in materia di cessione gratuita dell'energia ed in materia di componenti variabile e fissa del canone demaniale. Quanto alla cessione gratuita di energia elettrica, la Corte di Cassazione si è pronunciata riconoscendo legittimo l'assoggettamento a detto onere limitatamente alle concessioni scadute (ord. 15888/2024).

È stato altresì impugnato il regolamento regionale lombardo in materia di affidamento concorrenziale delle concessioni scadute. Regione Lombardia a dicembre 2023 ha approvato la delibera di indizione per la riassegnazione tramite gara della concessione scaduta di Resio di Linea Green S.p.A.; la Società ha impugnato la delibera sia a tutela dei propri diritti e interessi legittimi in qualità di concessionario uscente (messa a disposizione dei beni e valorizzazione degli stessi), sia sollevando profili di irragionevolezza e illegittimità della procedura. Parimenti è stato contestato giudizialmente anche il successivo bando di gara.

In generale, per i contenziosi relativi ai canoni di derivazione di acqua pubblica le società hanno stanziato fondi rischi congrui secondo considerazioni di prudenza la cui quantificazione tiene altresì conto dei pagamenti - con riserva di eventuale successiva ripetizione all'esito definitivo dei rispettivi giudizi - di talune posizioni, al mero scopo di prevenire costi ulteriori.

Patto Parasociale tra A2A e Pessina Costruzioni per la gestione di ASM NOVARA S.P.A.

Alla prima udienza del 22 maggio 2024, le due cause riassunte rispettivamente da A2A S.p.A. e Pessina Costruzioni S.p.A. sono state riunite; preso atto dell'impossibilità di addivenire a conciliazione, il giudizio è stato rinviato al 18 settembre 2024.

7

Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

Procura della repubblica presso il Tribunale di Sondrio 1067/2024 R.G.N.R.

Sono in corso indagini preliminari nei confronti di alcuni dipendenti A2A S.p.A. in conseguenza del decesso durante l'orario di lavoro di un dipendente A2A in esito ad un incidente intervenuto in data 24 novembre 2023. Allo stato sono note solo le contestazioni mosse in avvisi di garanzia e verbali di ATS Montagna che contestano violazioni del D.lgs. 81/08 e omicidio colposo (art. 589 c.p.).

A2A Energiefuture S.p.A.

Centrale Monfalcone (RNR 195/17 Procura della Repubblica di Gorizia)

All'udienza del 7 maggio 2024, il giudice ha sciolto la riserva assunta in data 12 marzo 2024, ha letto la sentenza di non luogo a procedere per la persona giuridica e ha fissato udienza di merito al 20 settembre 2024 per la persona fisica.

La sentenza comprensiva di motivazioni, depositata il 21 maggio 2024, illustra i motivi di inutilizzabilità o nullità di un elenco di documenti istruttori, statuizione a fondamento della decisione verso la persona giuridica e efficace anche verso la persona fisica.

Centrale di San Filippo del Mela Tribunale di Messina 678/2023 RGNR

Pende ancora in stato di indagini preliminari il procedimento nei confronti di A2A Energiefuture S.p.A. e di un suo dipendente per accertamenti della violazione dell'art. 256 D.lgs. 152/2006 (attività di gestione di rifiuti non autorizzata) e dell'art. 25 undieces comma 2 lett. b) D.lgs. n. 231/2001 nonché verso il dipendente dell'art. 452 quaterdecies c.p. (attività organizzate di traffico illecito dei rifiuti).

Linea Ambiente S.r.l. – discarica Grottaglie

Corte di Appello di Taranto Procedimento 515/2023 R.G. App.

Anche la prima udienza celebrata in data 14 maggio 2024 ha reso necessario un ulteriore rinvio al 19 novembre 2024 per incompatibilità di alcuni giudici designati nel collegio.

Tribunale di Taranto n. 5400/19 R.G. Responsabilità Amministrativa

Si resta in attesa della udienza del 7 ottobre 2024.

Amsa S.p.A.

Procura di Milano – Procedimento penale n. 33490/16 R.G.N.R. Corte di Appello di Milano

Si resta in attesa della fissazione della prima udienza dopo la notifica degli appelli contro la Sentenza 13661/2023 del 2 ottobre 2023, depositata in data 18 gennaio 2024 munita di motivazioni.

Acinque S.p.A. (ex ACSM-AGAM S.p.A.)

Acinque S.p.A. (ex ACSM-AGAM S.p.A.) e Acinque Ambiente S.r.l. (ex Acsm Agam Ambiente S.r.l.): causa per danni contro il Comune di Varese sulla concessione di Igiene Urbana

Acinque S.p.A. e Acinque Ambiente S.r.l. hanno ritenuto che non sussistessero le condizioni per impugnare la sentenza depositata in data 27 febbraio 2024 che ha dichiarato inammissibile l'azione di Acinque S.p.A. e ha rigettato le domande risarcitorie di Acinque Ambiente S.r.l..

Procura di Monza - Procedimento penale n. 1931/2021 R.G.N.R.

Dopo la prima udienza preliminare fissata al 5 aprile 2024, il Giudice dell'Udienza Preliminare, in ragione della necessità di notificare l'avviso di fissazione dell'udienza a tutti i Comuni soci di AEB S.p.A., in qualità di persone offese, ha disposto un rinvio dell'udienza al 28 giugno 2024. In tale udienza, il Giudice ha riservato la propria decisione sulle eccezioni processuali sollevate dai difensori al 20 settembre 2024.

Sono già state calendarizzate le prossime date dell'udienza preliminare al 20 settembre 2024, 18 ottobre 2024, 8 e 15 novembre 2024.

I reati contestati sono l'art. 353bis c.p. (Turbata libertà del procedimento di scelta del contraente) e l'art. 353 c.p. (Turbativa d'asta).

Nessuno dei membri dell'attuale Consiglio di Amministrazione di A2A è coinvolto nelle riferite indagini preliminari.

A2A Ambiente S.p.A.

Procura di Busto Arsizio – Procedimento penale n. 9079/2021 R.G.N.R. (già n. 24/2017 R.G.N.R.) e Procedimento penale 1961/2023 R.G.N.R verso ignoti

Nessun aggiornamento dopo la udienza del 1° febbraio 2024 già commentata nel Bilancio al 31 dicembre 2023.

In data 16 febbraio 2024 e in data 20 giugno 2024, forze dell'ordine e un Consulente Tecnico di Ufficio hanno effettuato un sopralluogo alla discarica di Gerenzano e hanno acquisito documentazione riferita ai dati di gestione/conduzione impianti e controllo emissioni, su delega del medesimo Pubblico Ministero, nell'ambito di un nuovo procedimento verso ignoti.

* * *

In merito allo stato dei principali contenziosi fiscali si segnala quanto segue:

A2A gencogas S.p.A. (già Abruzzoenergia S.p.A.) - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per i periodi di imposta 2014 e 2015

Non ci sono aggiornamenti. È stato iscritto un fondo rischi di 2 milioni di euro.

A2A S.p.A. - Imposta di registro conferimento ramo d'azienda e cessione partecipazione Chi.na.co. S.r.l.

Non ci sono aggiornamenti. Il fondo rischi iscritto per 1,4 milioni di euro è stato interamente utilizzato per il pagamento delle somme richieste con l'avviso di liquidazione.

A2A S.p.A. (incorporante di AMSA Holding S.p.A.) - Avvisi di accertamento ai fini IVA per i periodi di imposta dal 2001 al 2005

Non ci sono aggiornamenti. Non sono iscritti fondi rischi.

A2A Ciclo Idrico S.p.A. - Avvisi di accertamento IMU Comune di Montichiari per gli anni 2013-2018

Il 22 novembre 2022 la società ha proposto appello e si è in attesa di fissazione dell'udienza di trattazione. È stato iscritto un fondo rischi di 0,7 milioni di euro.

A2A Energia S.p.A. (incorporante di Linea Più S.p.A.) - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per i periodi di imposta 2013 e 2014

Nell'udienza del 10 giugno 2022, la Commissione Tributaria Regionale di Milano ha rigettato l'appello dell'Ufficio. Pendono i termini per la proposizione del ricorso per Cassazione da parte dell'Ufficio. È stato iscritto un fondo rischi di 10,3 milioni di euro.

A2A Ambiente S.p.A. - Verifica Tassa sulle Emissioni di anidride solforosa e ossidi di azoto SO2 NOx per i periodi di imposta 2014 e 2019

Il 7 novembre 2022 la società ha proposto appello che è stato accolto dalla CGT II di Napoli, nell'udienza del 3 maggio 2023. La sentenza di secondo grado è passata in giudicato perché l'Ufficio non ha proposto ricorso per Cassazione. È stato liberato il fondo rischi di 0,5 milioni di euro.

Linea Ambiente S.r.l. - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per i periodi di imposta 2017-2019

Il 29 giugno 2023 è stato notificato invito al contraddittorio. È stato iscritto un fondo rischi di 0,326 milioni di euro.

La Società ha deciso di avvalersi delle facoltà previste dagli articoli 70, comma 8, e 71, comma 1-bis, del Regolamento Emittenti e, quindi, di derogare all'obbligo di mettere a disposizione del pubblico un documento informativo in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizione e cessione.

* * *

7 Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.1 Bilancio consolidato semestrale abbreviato

7.2 Variazioni di principi contabili internazionali

7.3 Area e criteri di consolidamento

7.4 Stagionalità dell'attività

7.5 Sintesi dei risultati per settore di attività

7.6 Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

7.7 Posizione finanziaria netta

7.8 Note illustrative alle voci di Conto economico

7.9 Risultato per azione

7.10 Nota sui rapporti con le parti correlate

7.11 Eventi ed operazioni significative non ricorrenti, ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

7.12 Garanzie ed impegni con terzi

7.13 Altre informazioni

8

Allegati alle Note illustrative del bilancio consolidato semestrale abbreviato

8.1 1. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

Denominazione	Sede	Capitale sociale (migliaia di euro salvo diversa indicazione)	% di partecipazione consolidata di Gruppo al 30 06 2024 (consolidamento integrale)	Quote possedute %	Azionista
Area di consolidamento
Unareti S.p.A.	Brescia	965.250	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Calore & Servizi S.r.l.	Brescia	150.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Smart City S.p.A.	Brescia	3.448	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Energia S.p.A.	Milano	3.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Ciclo Idrico S.p.A.	Brescia	70.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Ambiente S.p.A.	Brescia	250.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Montenegro d.o.o.	Podgorica (Montenegro)	100	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Energiefuture S.p.A.	Milano	50.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A gencogas S.p.A.	Milano	450.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
A2A Services & Real Estate S.p.A.	Milano	1.050	100,00%	100,00%	A2A S.p.A. (81,33%) Ambiente Energia Brianza S.p.A (8,38%) Acinque S.p.A.(10,29%)
A2A Airport Energy S.p.A.	Milano	5.200	100,00%	100,00%	A2A Calore & Servizi S.r.l.
Termica Cologno S.r.l.	Milano	1.000	100,00%	100,00%	A2A Calore & Servizi S.r.l.
Retragas S.r.l.	Brescia	34.495	91,60%	91,60%	A2A S.p.A. (87,27%) Unareti S.p.A. (4,33%)
Camuna Energia S.r.l.	Cedegolo (BS)	900	89,00%	89,00%	A2A S.p.A. (74,50%) Linea Green S.p.A. (14,50%)
A2A Alfa S.r.l. in liquidazione	Milano	100	70,00%	70,00%	A2A S.p.A.
Proaris S.r.l. in liquidazione	Milano	1.875	60,00%	60,00%	A2A S.p.A.
Azienda Servizi Valtrompia S.p.A.	Gardone Val Trompia (BS)	8.939	74,80%	74,80%	A2A S.p.A. (74,55%) Unareti S.p.A. (0,25%)
Yada Energia S.r.l.	Milano	4.000	100,00%	100,00%	A2A Energia S.p.A.
LaboRAEE S.r.l.	Milano	90	100,00%	100,00%	Amsa S.p.A.
Ecolombardia 4 S.p.A.	Milano	13.515	68,78%	68,78%	A2A Ambiente S.p.A.
Sicura S.r.l.	Milano	1.040	96,80%	96,80%	A2A Ambiente S.p.A.
Sistema Ecodeco UK Ltd	Canvey Island Essex (Regno Unito)	250 (GBP)	100,00%	100,00%	A2A Ambiente S.p.A.
A.S.R.A.B. S.p.A.	Cavaglià (BI)	2.582	70,00%	70,00%	A2A Ambiente S.p.A.
Nicosiambiente S.r.l.	Milano	50	99,90%	99,90%	A2A Ambiente S.p.A.
Bioase S.r.l.	Sondrio	677	70,00%	70,00%	A2A Ambiente S.p.A.
Aprica S.p.A.	Brescia	10.000	100,00%	100,00%	A2A Ambiente S.p.A.
Amsa S.p.A.	Milano	10.000	100,00%	100,00%	A2A Ambiente S.p.A.
Bergamo Servizi S.r.l.	Brescia	10	100,00%	100,00%	Aprica S.p.A.
A2A Integrambiente S.r.l.	Brescia	10	100,00%	100,00%	A2A Ambiente S.p.A. (74%) Aprica S.p.A. (1%) Amsa S.p.A. (25%)
A2A Trezzo Ambiente S.r.l.	Brescia	11.000	90,00%	90,00%	A2A Ambiente S.p.A. (86%) A2A Calore & Servizi S.r.l. (4%)

						alle Note illustrative
Denominazione	Sede	Capitale sociale (migliaia di euro salvo diversa indicazione)	% di partecipazione consolidata di Gruppo al 30 06 2024 (consolidamento integrale)	Quote possedute %	Azionista	del bilancio consolidato semestrale abbreviato
A2A Security S.c.p.a.	Milano	52	99,81%	99,81%	A2A S.p.A. (45,96%) Unareti S.p.A. (18,37%) A2A Ciclo Idrico S.p.A. (10,49%) Amsa S.p.A. (9,14%) A2A gencogas S.p.A. (3,95%) A2A Ambiente S.p.A. (4,33%) A2A Calore & Servizi S.r.l. (2,60%) A2A Energiefuture S.p.A. (1,93%) A2A Energia S.p.A. (0,19%) A2A Energy Solutions S.r.l. (0,19%) Linea Green S.p.A. (0,19%) LD Reti S.r.l. (0,19%) Linea Ambiente S.r.l. (0,19%) A2A Smart City S.p.A. (0,19%) Acinque S.p.A. (0,19%) Aprica S.p.A. (0,38%) Retragas S.r.l. (0,19%) Lereti S.p.A. (0,19%) Azienda Servizi Valtrompia S.p.A. (0,19%) Acinque Energia S.r.l. (0,19%) Acinque Tecnologie S.p.A. (0,19%) Reti Valtellina Valchiavenna S.r.l. (0,19%) Acinque Farmacie S.r.l. (0,19%)	8.1 1. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato 8.2 2. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto 8.3 3. Elenco delle partecipazioni in altre imprese
WALDUM TADINUM ENERGIA S.r.l.	Gualdo Tadino (PG)	10	90,00%	90,00%	A2A Ambiente S.p.A.
LumEnergia S.p.A.	Villa Carcina (BS)	300	99,97%	99,97%	A2A Energia S.p.A.
A2A Energy Solutions S.r.l.	Milano	4.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
ES Energy S.r.l.	Jesi (AN)	10	50,00%	50,00%	A2A S.p.A.
A2A Rinnovabili S.p.A.	Milano	50.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
Fair Renew S.r.l.	Milano	10	60,00%	60,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
renewA21 S.r.l.	Milano	20	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
renewA22 S.r.l.	Milano	220	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
renewA23 S.r.l.	Milano	20	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
renewA24 S.r.l.	Milano	20	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
renewA25 S.r.l.	Milano	20	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Des Energia Tredici S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
CS Solar2 S.r.l.	Milano	15	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Flabrum S.r.l.	Milano	100	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Solar italy V S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Cilea Energia S.r.l.	Milano	-	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Tosti Energia S.r.l.	Milano	-	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Bellini Energia S.r.l.	Milano	-	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Corelli Energia S.r.l.	Milano	-	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Monteverdi Energia S.r.l.	Milano	-	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Gash 1 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Gash 2 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Volta Green Energy S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Mogorella S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Juwi Development 12 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
Juwi Development 13 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
A2A Storage S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.

8 Allegati

Parco Solare Friulano 2 S.r.l. Milano 10 70,00% 70,00% A2A Rinnovabili S.p.A.

Denominazione	Sede	Capitale sociale (migliaia di euro salvo diversa indicazione)	% di partecipazione consolidata di Gruppo al 30 06 2024 (consolidamento integrale)	Quote possedute %	Azionista
VGE 01 S.r.l.	Milano	10	70,00%	70,00%	Volta Green Energy S.r.l.
VGE 02 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	Volta Green Energy S.r.l.
VGE 03 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	Volta Green Energy S.r.l.
VGE 04 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	Volta Green Energy S.r.l.
VGE 06 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	Volta Green Energy S.r.l.
R2R S.r.l.	Milano	10	60,00%	60,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
R2R 01 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	R2R S.r.l.
R2R 02 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	R2R S.r.l.
R2R 03 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	R2R S.r.l.
R2R 04 S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	R2R S.r.l.
LD Reti S.r.l.	Lodi	32.976	95,60%	95,60%	A2A S.p.A.
Linea Green S.p.A.	Cremona	7.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
Linea Ambiente S.r.l.	Rovato (BS)	1.400	100,00%	100,00%	A2A Ambiente S.p.A.
AGRIPOWER S.p.A.	Milano	600	100,00%	100,00%	A2A Ambiente S.p.A.
DONNA RICCA BIOENERGIA S.R.L. SOCIETA' AGRICOLA	Milano	10	51,00%	51,00%	AGRIPOWER S.p.A.
IUMAGAS BIOENERGY SOCIETA' AGRICOLA A R.L.	Milano	50	51,00%	51,00%	AGRIPOWER S.p.A.
MARSICA AGROENERGIA S.R.L.	Milano	60	54,02%	54,02%	AGRIPOWER S.p.A.
PONZANO BIOENERGIA SOCIETA' AGRICOLA A R.L.	Milano	40	51,00%	51,00%
PRATI BIOENERGIA SOCIETA' AGRICOLA A R.L.	Bologna	40	100,00%	100,00%	AGRIPOWER S.p.A.
ROBERTA BIOENERGIA S.R.L.	Milano	10	51,00%	51,00%	AGRIPOWER S.p.A.
SAN QUIRICO BIOENERGIA SOCIETA' AGRICOLA A R.L.	Milano	160	100,00%	100,00%	AGRIPOWER S.p.A.
SCALENGHE BIOGAS SOCIETA' AGRICOLA S.R.L.	Milano	10	82,00%	82,00%	AGRIPOWER S.p.A.
STROVINA BIOENERGIA SOCIETA' AGRICOLA A R.L.	Milano	40	51,00%	51,00%	AGRIPOWER S.p.A.
TORRE ZUINA SOCIETA' AGRICOLA A R.L.	Milano	10	51,00%	51,00%	AGRIPOWER S.p.A.
VITTORIA BIOENERGIA S.R.L.	Milano	50	75,00%	75,00%	AGRIPOWER S.p.A.
CONSORZIO UMBRIA BIOENERGIA	Zola Predosa (BO)	1	90,02%	90,02%	AGRIPOWER S.p.A.
Asm Energia S.p.A.	Vigevano (PV)	2.511	45,00%	45,00%	A2A Energia S.p.A.
Acinque S.p.A.	Monza	197.344	41,54%	41,34%	A2A S.p.A.
Lereti S.p.A.	Como	86.450	100,00%	100,00%	Acinque S.p.A.
ComoCalor S.p.A.	Como	3.516	51,00%	51,00%	Acinque S.p.A.
Reti Valtellina Valchiavenna S.r.l.	Sondrio	2.000	100,00%	100,00%	Acinque S.p.A.
Acinque Energia S.r.l.	Lecco	17.100	99,75%	99,75%	Acinque S.p.A.
Acinque Ambiente S.r.l.	Varese	4.500	100,00%	100,00%	Acinque S.p.A.
Acinque Tecnologie S.p.A.	Monza	6.000	100,00%	100,00%	Acinque S.p.A.
Acinque Innovazione S.r.l.	Monza	21.800	100,00%	100,00%	Acinque S.p.A.
Acinque Farmacie S.r.l.	Sondrio	100	100,00%	100,00%	Acinque S.p.A.
Agesp Energia S.r.l.	Busto Arsizio (VA)	1.500	70,00%	70,00%	Acinque S.p.A.
Acinque Energy Greenway S.r.l.	Monza	8.464	70,00%	70,00%	Acinque Tecnologie S.p.A.

Allegati
alle Note
illustrative
del bilancio
consolidato
semestrale
abbreviato

8

8.1 1. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

8.2 2. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

8.3 3. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

Denominazione	Sede	Capitale sociale (migliaia di euro salvo diversa indicazione)	% di partecipazione consolidata di Gruppo al 30 06 2024 (consolidamento integrale)	Quote possedute %	Azionista
A2A E-MOBILITY S.r.l.	Milano	1.000	100,00%	100,00%	A2A S.p.A.
Ambiente Energia Brianza S.p.A.	Seregno (MB)	119.496	34,95%	33,52%	A2A S.p.A.
A2A Illuminazione Pubblica S.r.l.	Brescia	19.000	100,00%	100,00%	Ambiente Energia Brianza S.p.A.
Gelsia S.r.l.	Seregno (MB)	20.345	100,00%	100,00%	Ambiente Energia Brianza S.p.A.
RetiPiù S.r.l.	Desio (MB)	110.000	100,00%	100,00%	Ambiente Energia Brianza S.p.A.
VGE 05 S.r.l.	Seregno (MB)	10	90,00%	90,00%	Ambiente Energia Brianza S.p.A.
Gelsia Ambiente S.r.l.	Desio (MB)	4.671	100,00%		100,00% Ambiente Energia Brianza S.p.A. (70%) A2A Integrambiente S.r.l. (30%)
4NEW S.r.l.	Milano	811	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
4NEW MONTE GRIGHINE S.r.l.	Milano	10.000	100,00%	100,00%	4NEW S.r.l.
CERVETERI ENERGIA S.r.l.	Milano	21	100,00%	100,00%	4NEW S.r.l.
DE - STERN 12 S.r.l.	Milano	50	100,00%	100,00%	4NEW S.r.l.
STCS S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	4NEW S.r.l.
LA CASTILLEJA ENERGIA SL	Madrid (ES)	4	100,00%	100,00%	GLOBAL ONEGA SL
SISTEMES ENERGETICS CONESA I SOCIEDAD LIMITADA	Madrid (ES)	3	100,00%	100,00%	RESPETO AL MEDIO AMBIENTE SL (50%) GLOBAL ONEGA SL (50%)
GLOBAL ONEGA SL	Madrid (ES)	10	100,00%	100,00%	4NEW S.r.l.
RESPETO AL MEDIO AMBIENTE SL	Madrid (ES)	3	100,00%	100,00%	4NEW S.r.l.
3 New & Partners S.r.l.	Milano	25.000	100,00%	100,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.
3 New & Partners rinnovabili S.r.l.	Milano	10	100,00%	100,00%	3 New & Partners S.r.l.
Mimiani wind S.r.l.	Milano	100	100,00%	100,00%	3 New & Partners S.r.l.
Daunia Calvello S.r.l.	Milano	100	100,00%		100,00% 3 New & Partners rinnovabili S.r.l. (51%) A2A Rinnovabili S.p.A. (49%)
Daunia Serracapriola S.r.l.	Milano	2.000	100,00%		100,00% 3 New & Partners rinnovabili S.r.l. (70%) A2A Rinnovabili S.p.A. (30%)

8.2 2. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

Denominazione	Sede	Capitale sociale (migliaia di euro)	Quote possedute %	Azionista	Valore di carico al 30 06 2024 (migliaia di euro)
Partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto
PremiumGas S.p.A. in liquidazione	Busto Arsizio (VA)	120	50,00%	A2A Alfa S.r.l. in liquidazione	-
Ergosud S.p.A.	Roma	81.448	50,00%	A2A gencogas S.p.A.	-
Metamer S.r.l.	San Salvo (CH)	2.000	50,00%	A2A Energia S.p.A.	3.060
NETCITY S.r.l.	Pescara	20	49,00%	A2A Energia S.p.A.	1.692
SET S.r.l.	Toscolano Maderno (BS)	104	49,00%	A2A S.p.A.	1.245
Messina in Luce S.c.a.r.l.	Monza	20	70,00%	Acinque Tecnologie S.p.A. (55%) A2A Illuminazione Pubblica S.r.l.(15%)	11
Serio Energia S.r.l.	Concordia sulla Secchia (MO)	1.000	40,00%	A2A S.p.A.	275
Visano Soc. Trattamento Reflui S.c.a.r.l.	Brescia	25	40,00%	A2A S.p.A.	10
Blugas Infrastrutture S.r.l.	Mantova	14.300	27,51%	A2A S.p.A.	4.549
COSMO Società Consortile a Responsabilità Limitata	Brescia	100	52,00%	A2A Calore & Servizi S.r.l.	136
Crit S.c.a.r.l.	Cremona	548	33,00%	A2A S.p.A.	69
G.Eco S.r.l.	Treviglio (BG)	500	40,00%	Aprica S.p.A.	2.925
Bergamo Pulita S.r.l.	Bergamo	10	50,00%	A2A Ambiente S.p.A.	106
Fratelli Omini S.p.A.	Novate Milanese (MI)	260	30,00%	A2A Ambiente S.p.A.	6.815
ASM Codogno S.r.l.	Codogno (LO)	1.898	49,00%	Aprica S.p.A.	3.198
Prealpi Servizi S.r.l. in liquidazione	Varese	5.451	12,47%	Acinque S.p.A.	-
Società Agricola Mattioli Energia S.r.l.	Finale Emilia (MO)	20	20,00%	AGRIPOWER S.p.A.	492
Totale partecipazioni					24.583

8.3 3. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

Allegati
alle Note
illustrative
del bilancio
consolidato
semestrale
abbreviato

8.1

8

1. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

8.2

1. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

8.3

1. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

Denominazione	Quote possedute %	Azionista	Valore di carico al 30 06 2024 (migliaia di euro)
Immobiliare-Fiera di Brescia S.p.A.	0,90%	A2A S.p.A.
AQM S.r.l.	7,80%	A2A S.p.A. (7,52%) LumEnergia S.p.A. (0,28%)
AvioValtellina S.p.A.	0,18%	A2A S.p.A.
Banca di Credito Cooperativo dell'Oglio e del Serio s.c.	n.s.	A2A S.p.A.
L.E.A.P. S.c.a.r.l.	8,29%	A2A S.p.A.
Guglionesi Ambiente S.c.a.r.l.	1,01%	A2A Ambiente S.p.A.
S.I.T. S.p.A.	0,19%	Aprica S.p.A.
Stradivaria S.p.A.	n.s.	A2A S.p.A.
DI.T.N.E. S.c.a.r.l.	1,79%	A2A S.p.A.
E.M.I.T. S.r.l. in liquidazione	10,00%	A2A S.p.A.
COMIECO	5,63%	A2A Ambiente S.p.A.
CONAPI S.c.a.r.l.	20,00%	A2A Ambiente S.p.A.
Casalasca Servizi S.p.A.	13,88%	Aprica S.p.A.
Confidi Toscana S.c.a.r.l.	n.s.	Linea Ambiente S.r.l.
Credito Valtellinese	n.s.	Linea Ambiente S.r.l.
Futura S.r.l.	1,00%	A2A Calore & Servizi S.r.l.
Comodepur S.c.p.a. in liquidazione	9,81%	Acinque S.p.A.
T.C.V.V.V. S.p.A.	0,25%	Acinque S.p.A.
Lago di Como Gal S.c.a.r.l.	3,00%	Acinque S.p.A.
Cantù Arena S.p.A.	1,86%	Acinque Innovazione S.r.l.
CIAL-CONSORZIO IMBALLAGGIO ALLUMINIO	0,82%	A2A Ambiente S.p.A.
COREVE	0,68%	A2A Ambiente S.p.A.
COREPLA-CONSORZIO RECUPERO PLASTICA NAZIONALE	3,04%	A2A Ambiente S.p.A.
RICREA-CONSORZIO NAZIONALE RICICLO E RECUPERO IMBALLAGGI ACCIAIO	n.s.	A2A Ambiente S.p.A.
CIC-CONSORZIO ITALIANO COMPOSTATORI	n.s.	A2A Ambiente S.p.A.
Musa S.c.a.r.l.	7,00%	A2A S.p.A.
Totale partecipazioni in altre imprese			1.545

9

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

DL 9 dicembre 2023, n.181, convertito in Legge 2 febbraio 2024, n.11 (DL Sicurezza Energetica)

Prevede misure e attività di semplificazione in particolare a sostegno della produzione da FER. Tra gli interventi di specifico interesse si rilevano:

• superamento del PUN (Prezzo Unico Nazionale) lato domanda: a partire dal 1° gennaio 2025 è stabilita l'applicazione di prezzi zonali anche ai clienti finali, prevedendo un periodo transitorio in cui è introdotto un meccanismo di perequazione che compensi i differenziali tra prezzo zonale e il prezzo di riferimento (i.e. PUN Index GME) calcolato dal GME in continuità con il PUN. I criteri per l'implementazione di quanto previsto dal DL sono stati definiti dal DM MASE 18 aprile 2024 che ha stabilito che la perequazione debba essere implementata per tutto il 2025 e ha affidato il compito ad ARERA di definire un eventuale superamento anche differenziato per categorie di clienti non prima di dodici mesi dall'adozione della misura. La regolazione di dettaglio di ARERA è in fase di definizione;
• previsione di un meccanismo (c.d. energy release) per le imprese energivore per lo sviluppo di capacità rinnovabile (almeno 200 kW), anche tramite un soggetto terzo, con la possibilità di richiedere al GSE per 36 mesi un'anticipazione di una quota parte dell'energia FER mediante la stipula di contratti a due vie (CfD). A seguito dell'entrata in esercizio dell'impianto FER (al più tardi entro i 40 mesi dalla stipula del CfD con il GSE), la quantità di energia anticipata dal GSE sarà oggetto di restituzione nei successivi 20 anni. È atteso un DM MASE recante la disciplina di dettaglio;
• semplificazione dei procedimenti autorizzativi per impianti FER e istituzione di un portale digitale unico dove concentrare le informazioni relative ai procedimenti autorizzativi in essere per FER, accumuli ed interventi di rete;
• semplificazione del procedimento autorizzativo per la realizzazione di sistemi di condensazione ad aria nelle centrali termoelettriche o di raffreddamento del fluido del circuito di condensazione con potenza termica superiore a 300 MW già dotati di sistemi di condensazione ad acqua che non comporti un incremento della potenza e avvenga su superfici esistenti, prevedendo che l'intervento sia subordinato alla sola comunicazione preventiva al MASE (e non AU), con relative semplificazioni in termini di VIA e AIA.

9.1 Business Unit Generazione e Trading

Remunerazione della disponibilità di capacità produttiva: avvio capacity market dal 2022

Il meccanismo di remunerazione della capacità produttiva (cd. capacity market) è volto a garantire l'adeguatezza del sistema elettrico a fronte di picchi improvvisi della domanda o di scarsità dell'offerta. Lo strumento si configura come un contratto alle differenze ad una via sottoscritto con Terna S.p.A. ed aggiudicato a seguito di un'asta in cui i produttori acquisiscono il diritto a ricevere un premio (in €/MW/anno) a fronte dell'obbligo di offrire tutta la capacità impegnata su MGP e la capacità non accettata in esito ai mercati dell'energia su MSD, restituendo a Terna S.p.A. la differenza - se positiva - tra i prezzi di riferimento dei mercati ed un prezzo strike (in €/MWh).

Nel 2019 si sono svolte le aste per gli anni di consegna 2022 e 2023 in cui A2A S.p.A. si è aggiudicata circa 5 GW/anno, di cui relativi a nuova capacità circa 120 MW per il 2022 e 240 MW per il 2023, contrattualizzata per 15 anni ad un prezzo pari a 75.000 €/MW/anno.

Nel 2022 si è svolta l'asta per la consegna 2024 dove A2A S.p.A. ha contrattualizzato circa 4,9 GW, di cui circa 4 GW di capacità esistente a 33.000 €/MW/anno e circa 790 MW di nuova realizzazione contrattualizzata per 15 anni tra CCGT, fotovoltaici ed accumuli elettrochimici (in particolare: 20 MW a 70.000 €/MW/anno e 770 MW a 48.110 €/MW/anno).

In relazione ai nuovi ripotenziamenti di Sermide e Piacenza, contrattualizzati per la consegna 2023, A2A S.p.A. ha liquidato una penale pari a circa 1 milione di euro per il mancato rispetto dell'obbligo di nomina in ciascun anno di consegna del 50% della CDP nuova su impianti rilevanti.

Il meccanismo è stato oggetto di ricorsi sia in ambito nazionale sia alla Corte di Giustizia UE. In ambito UE la Sentenza 7 settembre 2022 ha respinto i ricorsi con conclusione del contenzioso e anche in ambito nazionale più sentenze del TAR Lombardia hanno respinto i relativi ricorsi. Risultano pendenti alcuni giudizi nazionali in relazione all'asta per la consegna 2024.

L'asta per la consegna 2025 verrà celebrata il prossimo 25 luglio (cap al premio pari a 45.000 €/MW/anno per la capacità esistente e a 85.000 €/MW/anno per la capacità nuova), mentre quelle per le consegne 2026, 2027 e 2028 si terranno entro febbraio 2025.

La nuova disciplina ha introdotto alcune innovazioni rispetto alle precedenti tra cui: l'eliminazione della risoluzione contrattuale per inadempimento agli obblighi di offerta, l'introduzione dell'inadempimento prolungato (quello che occorre per tre mesi anche non consecutivi o per un numero minimo di ore e una quota minima di capacità anche in uno solo dei mesi critici estivi definiti da Terna); l'introduzione di un tasso di derating ulteriore per le centrali indisponibili nei momenti di maggior criticità del sistema nell'anno 2022 in caso di mancata dichiarazione di interventi di retrofitting per l'aumento della disponibilità delle stesse; la possibilità di mutuo soccorso tra capacità esistente e nuova, con l'obbligo tuttavia di offerta/nomina del 100% della capacità nuova su unità rilevanti e la restituzione del delta premio tra il valore aggiudicato per la capacità nuova e quello relativo alla capacità esistente in caso di adempimento a tale obbligo tramite capacità esistente; l'introduzione di una penale nel caso di ritardo nell'entrata in esercizio commerciale degli impianti con capacità nuova. Viene, infine, prevista la possibilità ai soggetti aggiudicatari di capacità nuova contrattualizzata per le consegne 2022, 2023 e 2024 di aderire alla nuova disciplina.

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

9

9.1 Business Unit Generazione e Trading

9.2 Business Unit Mercato

9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

¹⁶⁹

San Filippo del Mela: regime di essenzialità

Nel 2024 l'impianto ad olio combustibile di San Filippo del Mela di A2A Energiefuture S.p.A. è stato nuovamente ricompreso nell'elenco degli impianti essenziali ed ammesso al regime di

reintegrazione dei costi ai sensi della Delibera 502/2023/R/eel.

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2024 A2A

Brindisi: approvvigionamento a termine di risorse per la regolazione di tensione

Nel 2019 l'impianto di Brindisi di A2A Energiefuture S.p.A., ai sensi della Delibera 675/2018/R/eel e della successiva procedura di gara bandita da Terna S.p.A., è risultato assegnatario di un contratto decennale per

la fornitura di energia reattiva pari a 286 MVAr ad un prezzo medio ponderato di 28.098 €/MVAr/anno. La competenza relativa al primo semestre 2024 è pari a 5,11 milioni di euro.

Incentivi alla produzione da fonti rinnovabili: stato dell'arte

Durante il primo semestre 2024 sono proseguite le aste del GSE per l'assegnazione delle tariffe incentivanti per la produzione elettrica rinnovabile previste dal DM 4 luglio 2019, la cui durata è stata prorogata fino all'esaurimento dei contingenti di potenza incentivabile. In particolare, nel corso della XIII asta il progetto VGE 06 S.r.l. (impianto eolico da 29,4 MW sito nel Comune di Banzi) si è aggiudicato una tariffa incentivante di 75,2 €/MWh per 20 anni. La XIV procedura si è aperta a febbraio 2024 e si è conclusa a fine marzo: dei 688,9 MW disponibili, sono stati assegnati 295,9 MW. Il contingente residuo (circa 390 MW) è stato, quindi, riallocato nella XV procedura, che si è aperta a fine giugno 2024.

Al 30 giugno 2024 gli incentivi erogati dal GSE agli impianti alimentati da fonti rinnovabili del Gruppo A2A sono stati pari a 31,7 milioni di euro.

Tipologia incentivo GSE milioni di euro

Feed in tariff	12,3
TO e RID	3,3
Conto Energia (FV)	16,1
Totale	31,7

A fine giugno sono stati emanati dal MASE due provvedimenti attesi da tempo.

Il primo è il Decreto per l'incentivazione delle fonti rinnovabili elettriche innovative (c.d. DM FER II), rivolto al sostegno delle FER caratterizzate da costi di generazione ancora molto elevati rispetto alle quotazioni di mercato ovvero:

• Eolico off-shore (con fondazioni fisse oppure floating)
• Biogas di potenza inferiore a 300 kW
• Biomasse di potenza inferiore a 1 MW
• Solare termodinamico
• Fotovoltaico flooting (off-shore e su acque interne)
• Geotermoelettrico
• Energia maremotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina

L'assegnazione degli incentivi avviene tramite procedure competitive da tenersi nel periodo 2024-2028, con appositi contingenti di potenza distinti per fonte. Nel complesso, i contingenti assommano a 4.590 MW, dei

quali 3.800 MW dedicati all'eolico off-shore che vede una tariffa a base d'asta pari a 185 €/MWh, per una durata di 25 anni.

L'incentivo verrà erogato secondo due modalità:

• 1. per gli impianti di potenza inferiore o uguale a 300 kW (poi ridotta a 200 kW a partire dal 2026), il GSE provvede a ritirare direttamente l'energia elettrica immessa in rete dall'impianto, riconoscendo la tariffa spettante sotto forma di tariffa onnicomprensiva;
• 1. per gli impianti di potenza superiore a 300 kW, l'energia resta nella disponibilità del produttore e il GSE applica un Contratto per Differenze confrontando il valore della tariffa incentivante e il prezzo zonale orario e, qualora la differenza sia positiva, eroga la differenza sull'energia immessa in rete in favore del produttore. Nel caso la differenza risulti negativa, conguaglia o provvede a richiedere al produttore gli importi corrispondenti.

ARERA ha stimato un impatto della misura a regime sugli utenti domestici pari a circa 13-15 €/anno. La stima corrisponde ad un costo annuo pari a 1,7-1,8 miliardi di euro per i primi 20 anni (con un prezzo medio dell'energia elettrica di riferimento di 60-70 €/MWh). Il secondo provvedimento è il DM recante la Disciplina per l'individuazione di superfici e aree idonee per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili (c.d. DM Aree Idonee) che, oltre ad individuare i criteri per l'identificazione, da parte delle Regioni, delle Aree Idonee e Non Idonee alla realizzazione degli impianti FER, ripartisce tra le stesse l'obiettivo di 80 GW FER aggiuntive al 2030 (cd. Burden Sharing).

Le Regioni avranno 180 giorni per individuare, tramite Legge Regionale, le superfici idonee e non idonee seguendo i seguenti criteri:

• massimizzazione delle aree individuate al fine di agevolare il burden sharing assegnato;
• possibilità di classificare le aree come idonee differenziandole per tipologia di fonte, taglia e tipologia dell'impianto;
• possibilità di fare salve le aree ad oggi già idonee ex lege (di cui all'articolo 202, comma 8, del D.Lgs 199/2021);
• sono considerate non idonee le superfici sottoposte a tutela ai sensi dell'articolo 10 e dell'articolo 136, comma 1, lettere a) e b) del D.Lgs. 22 gennaio 2004, n.

42 (beni culturali e immobili/aree di notevole interesse pubblico). Le Regioni potranno, inoltre, individuare un buffer di rispetto da queste superfici a seconda della tipologia di impianto e del bene oggetto di tutela, fino a un massimo di 7 chilometri (fatta eccezione per i rifacimenti).

Decorso infruttuosamente il termine dei 180 giorni per l'adozione delle leggi regionali, il MASE propone al Presidente del Consiglio l'adozione in CdM di schemi di atti normativi di natura sostitutiva.

Il provvedimento fa salvo, infine, quanto previsto per la realizzazione di impianti fotovoltaici in aree agricole dal DL 5 maggio 2024, n. 63 (c.d. DL Agricoltura attualmente in corso di conversione in legge) che introduce un divieto per la realizzazione di nuovi impianti fotovoltaici con moduli a terra su superfici agricole (con alcune eccezioni tra cui installazioni in cave/miniere cessate, revamping o repowering che non comportino incrementi dell'area occupata, siti nella disponibilità delle società del Gruppo FS o delle società concessionarie autostradali, ecc.).

Sono esclusi dal divieto gli impianti fotovoltaici finalizzati alla costituzione di Comunità Energetiche, inclusi nei progetti attuativi delle misure PNRR e i progetti con procedure abilitative, autorizzatorie o di valutazione ambientale già avviate alla data di entrata in vigore del DL.

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Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

9.1 Business Unit Generazione e Trading

9.2 Business Unit Mercato

9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

9.2 Business Unit Mercato

Rimozione del servizio di maggior tutela elettrica per i clienti domestici non vulnerabili

La Delibera 362/2023/R/eel, come modificata dalla Delibera 600/2023/R/eel, ha fissato al 1° luglio 2024 il termine del servizio di maggior tutela elettrica per i clienti domestici non vulnerabili1 . Coloro che a tale data non avranno scelto un'offerta sul mercato libero verranno automaticamente serviti all'interno del Servizio a Tutele Graduali (STG) che verrà erogato fino 31 marzo 2027. Gli operatori sono stati selezionati tramite apposita asta, organizzata in data 10 gennaio da Acquirente Unico S.p.A.: i lotti sono stati aggiudicati in base al minor prezzo offerto, espresso in €/POD/anno, a copertura dei costi di commercializzazione e di sbilanciamento non già riconosciuti da ARERA.

Su un totale di 26 lotti, A2A Energia S.p.A. si è aggiudicata l'Area Sud 2 (Cagliari, Napoli, Comune di Oristano, Sud Sardegna) con un'offerta di circa 29 €/POD/anno e l'Area Sud 10 (Agrigento, Caltanisetta, Palermo e Trapani) con un'offerta di 6,4 €/POD/anno. Poiché molti lotti sono

stati aggiudicati con offerte a prezzo negativo, la relativa componente, applicata ai clienti finali e che assume un valore unico a livello nazionale, riflette tali bid ed è pari a – 73 €/POD/anno. Si evidenzia, infine, che a fronte di un totale di circa 4,5 milioni di POD assegnati in asta, al momento del trasferimento in STG i POD si sono ridotti a circa 3,8 milioni.

Alla scadenza del periodo di erogazione del STG i clienti che ancora non avranno scelto un'offerta sul mercato libero potranno essere riforniti dalla medesima società aggiudicataria del servizio, con l'applicazione dell'offerta più conveniente.

I clienti domestici vulnerabili continuano invece, anche successivamente al 1° luglio 2024, ad essere riforniti nel servizio di maggior tutela dagli attuali esercenti fino all'attivazione del servizio di tutela della vulnerabilità. A loro si applicano i consueti aggiornamenti tariffari trimestrali di ARERA.

Servizio a tutele graduali per le piccole imprese elettriche

La Delibera 119/2024/R/eel ha definito le regole per l'assegnazione del STG piccole imprese per il secondo periodo di erogazione, dal 1° luglio 2024 al 31 marzo 2027, coincidente con l'omologo STG dei clienti domestici non vulnerabili.

Le procedure concorsuali organizzate da Acquirente Unico S.p.A. hanno interessato circa 94.000 piccole imprese (rispetto alle 200.000 della prima tornata) suddivisi in 7 lotti, aggiudicati in base al minor prezzo offerto, espresso in €/MWh, a copertura dei costi di commercializzazione e di sbilanciamento non già riconosciuti da ARERA.

A2A Energia S.p.A. si è aggiudicata 2 lotti: l'Area 2 (Lazio, Friuli-Venezia Giulia, Valle d'Aosta) con un'offerta di 2,84 €/MWh e l'Area 6 (Campania, Marche, Sardegna) con un'offerta di 2,24 €/MWh.

Rimozione del servizio di tutela gas per i clienti domestici non vulnerabili e condomini

Le Delibere 100/2023/R/com e 102/2023/R/gas hanno definito il percorso di accompagnamento dei clienti ancora in tutela gas fino alla cessazione del servizio prevista al 1° gennaio 2024, nonché hanno identificato i clienti vulnerabili2 che mantengono il diritto a condizioni di fornitura regolate.

I clienti ancora serviti in tutela gas hanno ricevuto nel mese di settembre 2023 una comunicazione dal proprio venditore, differenziata in base alla sussistenza o meno del requisito di vulnerabilità, che li informava del venir meno del servizio e della possibilità di passare al mercato libero sottoscrivendo una nuova offerta.

1 Il D.Lgs. 210/2021 ha definito vulnerabili i clienti domestici che presentano una delle seguenti condizioni:

• sono soggetti con disabilità ai sensi dell'articolo 3 della Legge 104/1992; • hanno un'utenza in una struttura abitativa di emergenza a seguito di eventi calamitosi;

• hanno un'utenza in un'isola minore non interconnessa.

• che rientrano tra i soggetti con disabilità ai sensi dell'articolo 3 della Legge 104/1992;

• le cui utenze sono ubicate nelle isole minori non interconnesse;
• le cui utenze sono ubicate in strutture abitative di emergenza a seguito di eventi calamitosi;

^• si trovano in condizioni economicamente svantaggiate o versano in gravi condizioni di salute tali da richiedere l'utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche alimentate dall'energia elettrica (oppure presso i quali sono presenti persone in tali condizioni);

^• hanno almeno 75 anni;

² Il DL 9 agosto 2022, n. 115 (DL Aiuti bis) ha definito clienti vulnerabili gas i clienti civili:

^• che si trovano in condizioni economicamente svantaggiate ai sensi dell'articolo 1, comma 75, della Legge 124/2017;

In assenza di scelta, al termine del servizio, il cliente vulnerabile continua ad essere fornito dall'attuale venditore ad una tariffa definita da ARERA (ex tutela) mentre al cliente non vulnerabile viene applicata un'offerta

Elenco venditori nel settore elettrico

Il DM MiTE 25 agosto 2022, n. 164, ha istituito l'Elenco venditori nel settore elettrico, definendo i requisiti tecnici, finanziari e di onorabilità per l'iscrizione, la permanenza e l'esclusione dall'Elenco. Tutte le società del Gruppo abilitate alla vendita hanno provveduto a completare l'iter per l'iscrizione.

In data 24 giugno 2024, il MASE, come previsto dall'articolo 8 del DM MiTE 25 agosto 2022,

PLACET variabile (c.d. PLACET in deroga), dove il venditore ha definito unicamente la componente fissa annua (corrispettivo di vendita).

n. 164, ha pubblicato l'elenco dei 35 soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica, tra cui anche Gelsia S.r.l., da sottoporre a controllo a campione per il 2024. Il controllo sarà per lo più documentale e avrà lo scopo di verificare la veridicità delle dichiarazioni rese per il rispetto dei requisiti.

Componenti a copertura dei costi di commercializzazione sulla tutela gas e sulla maggior tutela elettrica

Le Delibere 112/2024/R/gas e 262/2024/R/eel hanno aggiornato in riduzione, rispettivamente, le componenti QVD (periodo di validità 1° aprile 2024 – 31 marzo 2025) e PCV (periodo di validità 1° luglio 2024 – 30 giugno 2025).

Per quanto concerne il corrispettivo RCV (che copre i costi sostenuti dall'esercente la maggior tutela elettrica) si è registrato un incremento.

PCV €/POD/anno	1° APRILE 2023 30 GIUGNO 2024			1° LUGLIO 2024 30 GIUGNO 2025
		Unico nazionale		Unico nazionale
POD domestici*	69,17			40,00
(*) Dal 1° luglio 2024 rientrano nel servizio di maggior tutela solo i clienti domestici vulnerabili
RCV €/POD/anno	1° APRILE 2023 30 GIUGNO 2024			1° LUGLIO 2024 30 GIUGNO 2025
	C-Nord	C-Sud	C-Nord	C-Sud
RCV	27,04	30,71	37,89	40,05
RCV sm*	39,63	42,92	60,37	62,30
RCVi	21,63	24,57	30,31	32,04
(*) Remunerazione riconosciuta alle imprese societariamente separate minori (≤ 10 MIO POD)
QVD €/PDR/anno	1° APRILE 2023 31 MARZO 2024			1° APRILE 2024 31 MARZO 2025

PDR domestico*	63,36	0,7946	58,93	0,7946

(*) Dal 1° gennaio 2024 rientrano nel servizio di tutela gas solo i clienti domestici vulnerabili

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€/PDR/anno c€/mc €/PDR/anno c€/mc

Aggiudicazione servizio di salvaguardia per il biennio 2023-2024

A2A Energia S.p.A. è risultata assegnataria del servizio di salvaguardia anche per il biennio 2023-2024, aggiudicandosi i seguenti lotti: lotto 1 (Liguria, Piemonte, Valle d'Aosta, Trentino-Alto Adige), lotto 2 (Lombardia), lotto 3 (Veneto, Emilia-Romagna, Friuli-Venezia-Giulia) e lotto 4 (Marche, Toscana e Sardegna) per circa 33.700 POD e 2,15 TWh.

Il valore di aggiudicazione (parametro Ω) è stato pari a: 29,97 €/MWh per il lotto 1, 15,90 €/MWh per il lotto 2, 24,97 €/MWh per il lotto 3 e 21,95 €/MWh per il lotto 4.

9.3 Business Unit Ambiente

Metodo Tariffario Rifiuti per il secondo periodo regolatorio 2022-2025 (MTR-2)

La Delibera 389/2023/R/idr ha aggiornato i criteri di riconoscimento dei costi efficienti per il periodo regolatorio 2024-2025 (MTR-2), confermando l'impostazione generale e fissando le regole per la definizione delle tariffe di accesso agli impianti di trattamento dei rifiuti indifferenziati e della FORSU. La Delibera 7/2024/R/rif ha aggiornato i WACC per il periodo 2022-2025, fissandoli pari al 6,3% per il servizio di igiene urbana e pari al 6,6% per il servizio di trattamento (solo agli "impianti minimi").

Con riferimento al servizio di igiene urbana, nel I semestre 2024 è stato avviato l'iter di definizione, da parte delle società del Gruppo A2A, dei "PEF grezzi" 2024-2025, successivamente sottoposti all'approvazione degli Enti Territorialmente Competenti (ETC) e alla validazione ARERA. Fino a questo momento le approvazioni dell'Autorità hanno riguardato solamente i PEF per le annualità 2022-2025, mentre saranno previste successive Delibere per gli aggiornamenti 2024-2025.

Entrate tariffarie PEF (valori in milioni euro) Delibera ARERA Comune Gestore 2022 2023 2024 2025 544/2022/R/rif Milano Amsa S.p.A. 303,3 306,1 306,1 306,1 731/2022/R/rif Brescia Aprica S.p.A. 35,3 35,9 36,7 37,2 61/2023/R/rif Bergamo Aprica S.p.A. 20,1 20,5 20,1 20,3 116/2023/R/rif Cremona Aprica S.p.A. 10,6 10,7 10,9 11,1 131/2023/R/rif Como Aprica S.p.A. 14,2 14,4 14,7 14,9 610/2023/R/rif Lodi Aprica S.p.A. 7,8 7,8 7,8 7,8 246/2024/R/rif Saronno Amsa S.p.A. 5 5 5,1 5,2 259/2024/R/rif Corsico Amsa S.p.A. 3,7 3,7 3,7 3,7

Nella maggior parte dei casi, in continuità con le annualità 2022-2023 e in presenza di affidamenti conseguiti a valle di gare, l'ETC si è avvalso della facoltà di preservare eventuali efficienze già conseguite applicando il valore previsto dai contratti previgenti (se inferiore al valore massimo di MTR-2), fatto salvo il rispetto dell'equilibrio economico-finanziario della gestione. Inoltre, gli ETC dovranno

provvedere all'adeguamento dei contratti in essere secondo lo schema tipo di contratto di servizio definito dalla Delibera 385/2023/R/idr entro 30 giorni dall'adozione delle pertinenti determinazioni di aggiornamento tariffario biennale 2024-2025.

Regolazione del trattamento: ottemperanza ARERA alle Sentenze del Consiglio di Stato

Con riferimento al trattamento, ARERA ha introdotto una regolazione asimmetrica, da declinare a cura dei singoli ETC (in Lombardia a cura della Regione). L'Autorità ha previsto quale criterio per l'identificazione degli impianti a tariffa regolata (impianti "minimi") la presenza di un mercato rigido con forte e stabile eccesso di domanda, oltre alle seguenti condizioni alternative: i) avere capacità impegnata per flussi garantiti

dalla programmazione di settore; ii) essere stati individuati come "minimi" in sede di programmazione da parte dei soggetti competenti.

Le sentenze n. 10548 e n. 10550 del Consiglio di Stato hanno sancito l'annullamento delle disposizioni di MTR-2 nella parte che disciplina gli impianti "minimi" soggetti a regolazione tariffaria, confermando che il compito di individuare gli impianti "minimi" di chiusura

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del ciclo è una prerogativa dello Stato, attraverso lo strumento del Piano Nazionale Gestione Rifiuti (PNGR), e non di ARERA.

In ottemperanza alle sopra citate sentenze, la Delibera 7/2024/R/rif ha modificato il metodo tariffario rifiuti, di fatto confermando la disciplina degli impianti "minimi", in ragione dell'avvenuta riproposizione, nel 2022, dei criteri per l'individuazione degli stessi nel PNGR, facendone

tuttavia decorrere l'attuazione a partire dal 2024.

Alla luce delle sentenze del Consiglio di Stato, le Regioni, a seguito di un'attività istruttoria che abbia certificato la presenza delle criticità previste dal PNGR, devono identificare gli impianti le cui tariffe di ingresso, in assenza di condizioni di mercato, sono regolate da ARERA (impianti "minimi") rispetto agli altri le cui tariffe di ingresso sono definite dal mercato (impianti "aggiuntivi").

Regione	Atto deliberativo	Decisione
Lombardia	Delibera della Giunta Regionale XII/2373 del 20 maggio 2024	Conferma della Regione che gli impianti di trattamento della frazione indifferenziata e della FORSU sono "aggiuntivi" ad esclusione di quelli integrati, in continuità con quanto stabilito dalla Delibera della Giunta Regionale n. 5777/2021
Piemonte	Nota della Direzione Ambiente, Energia e Territorio, Settore Servizi Ambientali del 24 maggio 2024	Classificazione degli impianti regionali – sia FORSU che indifferenziati – come "aggiuntivi"
Campania	In corso di definizione	Non vi sono aggiornamenti rispetto alla Delibera della Giunta Regionale n. 190/2022, che aveva identificato il TMB di Caivano e il TMV di Acerra come "minimi" per le annualità 2022 e 2023

Regolazione della qualità del servizio di gestione dei rifiuti urbani (2023-2025)

La Delibera 15/2022/R/rif ha approvato il "Testo unico per la regolazione della qualità del servizio di gestione dei rifiuti urbani" (TQRIF), prevedendo dal 1° gennaio 2023 un set di obblighi di qualità contrattuale e tecnica minimi ed omogenei per tutte le gestioni (a prescindere dalle modalità di affidamento del servizio), affiancati da indicatori di qualità e relativi standard generali differenziati per schemi regolatori, individuati in relazione al livello qualitativo effettivo di partenza determinato dall'ETC in ragione delle prestazioni previste nel Contratto di servizio e/o nella Carta della Qualità. La maggior parte dei Comuni gestiti, incluso il Comune di

Milano, in fase di prima applicazione, nel 2022 sono stati collocati in Schema I.

La rendicontazione di obblighi e standard della qualità tecnica relativi al 2023 si è chiusa il 31 maggio 2024.

La Delibera 15/2022/R/rif introduce anche l'obbligo di adottare un'unica "Carta della qualità del servizio integrato di gestione dei rifiuti urbani" conforme alle disposizioni del TQRIF: ad oggi la maggior parte delle società dell'igiene urbana hanno finalizzato con i relativi ETC l'iter di approvazione della nuova Carta dei servizi, previa condivisione con le Associazioni dei Consumatori.

Obblighi di monitoraggio e di trasparenza sull'efficienza della raccolta differenziata e sugli impianti di trattamento dei rifiuti urbani

La Delibera 387/2023/R/rif ha introdotto un primo set di indicatori sull'efficienza e la qualità della raccolta differenziata nonché sull'affidabilità degli impianti di trattamento. Il monitoraggio di tali indicatori ha

decorrenza a partire dal 2024, con prima trasmissione ad ARERA nel 2025.

Istituzione di sistemi di perequazione anche nel settore dei rifiuti urbani

La Delibera 386/2023/R/rif ha introdotto sistemi di perequazione nel settore dei rifiuti, prevedendo, dal 1° gennaio 2024, il pagamento per l'utenza di due componenti applicate alla TARI:

• UR1 a copertura dei costi di gestione dei rifiuti accidentalmente pescati in mare e dei rifiuti volontariamente raccolti, pari a 0,10 euro/utenza;
• UR2 a copertura delle agevolazioni riconosciute per eventi eccezionali e calamitosi, pari a 1,50 euro/utenza.

Il quadro di incentivazione per la produzione di biometano

Il Decreto MiTE 15 settembre 2022 ha introdotto un nuovo meccanismo di incentivazione per la produzione di biometano da utilizzare non solo nei trasporti ma anche in altri usi e che coprirà il periodo 2022-2024.

Il nuovo strumento è caratterizzato da contingenti e procedure competitive organizzate dal GSE aventi ad oggetto un contratto alle differenze a due vie che considera la differenza tra la tariffa risultante in esito alle procedure di gara ed il prezzo medio mensile del metano (comprensivo della garanzia d'origine). Ai progetti verrà, inoltre, riconosciuto un contributo in conto capitale fino al 40% dei costi, utilizzando i fondi PNRR.

A partire dalla III procedura competitiva, aperta il 22 dicembre 2023, le tariffe e i costi massimi ammissibili sono stati adeguati all'inflazione, come previsto dal DL 57/2023 (DL Rigassificatori). In questa procedura competitiva il Gruppo A2A si è aggiudicato la tariffa incentivante per 3 impianti di biometano (tutti relativi a progetti di riconversione di impianti a biogas): si tratta degli impianti siti in San Fiorano (LO) e Livorno Ferraris (VC) di Agripower S.p.A. e dell'impianto di Scalenghe Biogas Società Agricola sito nel comune di Torino. La capacità totale dei 3 progetti assomma a 1.400 Smc/h.

A2A Ambiente S.p.A. ha ottenuto la pre-qualifica dal GSE per 4 impianti di produzione di biometano da rifiuti organici incentivati con il meccanismo dei CIC previsto dal precedente DM MiSE 2 marzo 2018. Gli impianti di Lacchiarella e Cavaglià sono entrati in esercizio nel 2022, mentre quelli di Corteolona e Castelleone, beneficiando della proroga di cui al DM 5 agosto 2022, sono entrati in esercizio nel 2023.

La Delibera 220/2023/R/gas ha introdotto alcune modifiche alla procedura di connessione degli impianti a biometano alla rete del gas naturale, con l'obiettivo di semplificare e accelerare l'iter di connessione e, al contempo, ottimizzare il costo per il sistema affidando a Snam S.p.A. il compito di valutare le diverse soluzioni di connessione.

Conguagli ai sensi del Provvedimento CIP 6/92 da parte del GSE

A seguito di un contenzioso risalente nel tempo e che aveva interessato le tariffe della tutela gas per gli Anni Termici 2010- 11 e 2011-12, il GSE ha dovuto ricalcolare anche la componente CEC (i.e. costo evitato di combustibile) del prezzo di cessione dell'energia elettrica di cui al Provvedimento CIP 6/92. Tali rideterminazioni hanno

interessato anche alcuni termovalorizzatori ed impianti a biogas del Gruppo A2A che all'epoca rientravano in quel regime incentivante: il conguaglio a favore delle società oggi facenti parte della Business Unit Ambiente assomma ad oltre 19 milioni di euro (a cui andrà sottratta la quota parte di competenza del termovalorizzatore di Acerra).

D.Lgs. 31 marzo 2023, n. 36 - Codice dei contratti pubblici in attuazione dell'articolo 1 della Legge 21 giugno 2022, n. 78, recante delega al Governo in materia di contratti pubblici

Il D.Lgs., in vigore dal 1° aprile 2023 ed efficace dal 1° luglio 2023, introduce il nuovo codice appalti sostituendo l'attuale D.Lgs. 50/2016. Il nuovo codice:

• si caratterizza per la spinta alla digitalizzazione del ciclo di vita dei contratti di appalto;
• stabilisce che le soglie comunitarie, ovvero il valore al di sopra del quale scatta l'attenzione comunitaria e la relativa "europeizzazione" dei bandi di gara, sono periodicamente rideterminate con provvedimento della Commissione UE;
• per le gare di importo sotto la "soglia comunitaria" le procedure a disposizione delle Amministrazioni appaltanti sono l'affidamento diretto e la procedura negoziata previa consultazione di operatori economici;
• definisce i contenuti dei due livelli di progettazione, ovvero il progetto di fattibilità tecnico-economica ed il progetto esecutivo;
• afferma che nei bandi di gara devono essere indicati, tra le altre cose, i Criteri ambientali minimi.

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

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Direttiva (UE) 2023/959 del Parlamento europeo e del Consiglio del 10 maggio 2023 recante modifica della Direttiva 2003/87/CE, che istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nell'Unione, e della Decisione (UE) 2015/1814, relativa all'istituzione e al funzionamento di una riserva stabilizzatrice del mercato nel sistema dell'Unione per lo scambio di quote di emissione dei gas a effetto serra

La Direttiva modifica la Direttiva 2003/87 prevedendo:

• un aumento delle riduzioni delle emissioni dei gas a effetto serra;
• la comunicazione e il monitoraggio delle emissioni, a partire dal 1° gennaio 2024, degli impianti per l'incenerimento di rifiuti urbani con una potenza termica nominale totale superiore a 20 MW;
• l'abbassamento del limite di capacità produttiva di idrogeno e di gas di sintesi per l'applicazione dell'ETS, ora pari a 5 tonnellate al giorno (in precedenza 25t);
• un nuovo capo che disciplina ulteriori attività, tra cui le attività di immissione in consumo di combustili nei settori residenziali, commerciali e del trasporto.

L'atto fissa due termini per il recepimento: il 31 dicembre 2023 e il 30 giugno 2024 solo per la disciplina del Capo IV-bis fatta eccezione per la comunicazione delle emissioni storiche entro il 2025 (art. 30-septies, c. 4), che dovrà essere recepita entro la prima scadenza indicata.

DM 4 aprile 2023, n. 59 - Disciplina del sistema di tracciabilità dei rifiuti e del registro elettronico nazionale per la tracciabilità dei rifiuti ai sensi dell'articolo 188-bis del Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152.

Il DM introduce il nuovo sistema di tracciabilità dei rifiuti (cd. RENTRI), disciplinando in particolare:

• i modelli e formati del registro cronologico dei rifiuti e del formulario di identificazione con l'indicazione altresì delle modalità di compilazione, vidimazione e tenuta degli stessi;
• le modalità di iscrizione al RENTRI e relativi adempimenti, da parte dei soggetti obbligati o di chi volontariamente vi aderisce;
• il funzionamento del RENTRI comprese le modalità di trasmissione dei dati;
• le modalità di condivisione dei dati del RENTRI con l'Istituto superiore per la ricerca ambientale (Ispra) al fine del loro inserimento nel Catasto rifiuti;
• le modalità di coordinamento tra il Mud e gli adempimenti trasmessi al RENTRI.

La data di iscrizione dipende dall'attività svolta e dal numero di dipendenti di ogni singola società. Nel caso più restrittivo sarà necessaria l'iscrizione a partire dal 15 dicembre 2024 ed entro i 60 giorni successivi. Sempre dalla stessa data entreranno in vigore i nuovi modelli di registro di C/S e FIR.

In relazione alle modalità operative del RENTRI, sono previsti futuri decreti che disciplineranno:

• le modalità operative per assicurare la trasmissione dei dati al RENTRI e il suo funzionamento;
• le istruzioni per l'accesso e l'iscrizione da parte degli operatori al RENTRI;
• i requisiti informatici per garantire l'interoperabilità del RENTRI con i sistemi adottati dagli operatori;
• le modalità di compilazione del FIR e del Registro C/S;
• i requisiti per i servizi di consultazione da parte delle amministrazioni interessate;
• i manuali e le guide sintetiche a supporto degli operatori e degli utenti;
• le modalità di funzionamento degli strumenti di supporto.

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura del gas naturale provvisorie 2024

La Delibera 186/2024/R/gas ha approvato le tariffe di riferimento provvisorie 2024 per l'attività di distribuzione e misura del gas naturale.

Valore della RAB GAS sottesa alle tariffe di riferimento provvisorie 2024 milioni di euro	Unareti	ASVT	LD Reti	Reti Più	Gruppo Acinque (1)	Totale
Capitale Centralizzato	48	1	11	13	12	85
RAB Distribuzione	919	13	174	155	152	1.414
RAB Misura	114	1	21	37	27	201
Totale	1.082	15	206	205	192	1.700

(1) Include Lereti S.p.A. e Reti Valtellina Valchiavenna S.r.l.. I valori della RAB di Lereti S.p.A. sono espressi al netto delle 4 località (Varese, Brinzio, Casciago e Lozza) dove la proprietà dei cespiti è dei Comuni.

L'incremento dei valori di RAB rispetto allo scorso anno è in buona parte attribuibile alla rideterminazione del tasso di variazione degli investimenti fissi lordi avvenuta nella prima parte del 2024 mediante Delibera 173/2024/R/ gas, al fine di recepire l'effetto delle rettifiche straordinarie pubblicate da ISTAT nell'ottobre 2023 per intercettare adeguatamente la straordinaria dinamica inflattiva del periodo immediatamente precedente.

Regolazione tariffaria del servizio di distribuzione e misura del gas naturale 2020-2025

La Delibera 570/2019/R/gas (di approvazione della RTDG 2020-2025) è stata impugnata da molti distributori di gas naturale, tra cui Unareti S.p.A. e, ad oggi, il procedimento giurisdizionale si è concluso con l'annullamento di alcuni aspetti della RTDG 2020-2025 in materia di definizione e riconoscimento, nonché aggiornamento, dei costi operativi della distribuzione del gas naturale. Nell'ambito di tale procedimento, inoltre, è stato rilevato un errore materiale nei calcoli effettuati per la definizione del livello di partenza dei costi operativi riconosciuti per l'attività di distribuzione e della relativa riduzione annuale (c.d. X-Factor). L'Autorità, a fronte di ciò, da una parte ha adottato la Delibera 409/2023/R/ gas con cui ha corretto l'errore materiale ridefinendo, di conseguenza, sia l'X-Factor per il periodo 2020-2025 che le tariffe di riferimento 2020-2022 definitive e 2023 provvisorie, con un impatto, a livello di Gruppo

A2A, pari a circa 1,7 milioni di euro e, dall'altra, con la Delibera 231/2024/R/gas ha avviato un procedimento per l'ottemperanza alle sentenze emanate a conclusione del procedimento precedentemente richiamato, fissandone la conclusione entro il 31 dicembre 2024.

La RTDG 2023-2025 (secondo semi-periodo regolatorio) ha introdotto, come principale novità d'interesse, un meccanismo di mitigazione degli impatti negativi sui ricavi ammessi parametrici a copertura dei costi operativi della distribuzione derivanti dalla chiusura dei PdR gas in conseguenza della crescente elettrificazione. Tale meccanismo, basato su logiche di trigger da attivare al verificarsi di determinate condizioni3, verrà gestito in ambito perequativo (e, quindi, con completa manifestazione monetaria nell'anno successivo a quello di competenza).

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9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

3 Cfr. Delibera 737/2022/R/Gas, Allegato A (RTDG), art. 45.2.

Riforma della regolazione del servizio di misura del gas naturale

La Delibera 269/2022/R/gas ha riformato la regolazione del servizio di misura del gas naturale prevedendo: (i) un limite temporale fisso (90 gg) oltre il quale lo smart meter gas installato è considerato in ogni caso in servizio (ossia teleletto e telegestito) e, pertanto, (ii) sono ad essi applicabili gli obblighi di lettura mensile, (iii) l'invio dei dati di misura al SII entro il giorno 7 del mese, (iv) un articolato sistema di indennizzi a favore sia dei clienti finali sia degli utenti della distribuzione e (v) meccanismi di attenuazione dell'onere in capo ai distributori per il riconoscimento di tali indennizzi finalizzato a tenere conto degli effettivi limiti tecnici dei sistemi di telelettura e telegestione.

Le disposizioni sono entrate in vigore in parte ad ottobre 2022 (nuovi meccanismi di indennizzo agli utenti della distribuzione) e in parte ad aprile 2023 (messa in servizio, frequenza nella raccolta dei dati di misura, loro messa a disposizione del SII ed indennizzi a clienti finali). Nell'ambito della perequazione RTDG 2023, che avrà luogo nella seconda parte del 2024, si avrà la prima applicazione del meccanismo di compensazione per indennizzi riconosciuti ai clienti finali sub (iv).

Riassetto attività di misura del gas nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto del gas naturale

La Delibera 512/2021/R/gas e s.m.i. ha approvato la "Regolazione del servizio di misura sulla rete di trasporto del gas naturale (RMTG)" che definisce, con riferimento agli impianti di misura afferenti al perimetro della rete di trasporto del gas naturale, responsabilità e perimetro delle attività di metering e meter reading, i requisiti minimi ed ottimali di carattere impiantistico, quelli prestazionali e manutentivi, nonché livelli di qualità commerciale dell'attività di misura.

La nuova regolazione responsabilizza maggiormente i proprietari dell'impianto di misura e i responsabili dell'attività di lettura tramite un articolato sistema di penali ed indennizzi finalizzato a fornire un adeguato segnale di prezzo della non-compliance rispetto ai livelli di qualità del servizio richiesti e stimolare così

interventi volti all'adeguamento degli impianti di misura, con conseguente miglioramento della loro performance; al tal fine, gli indennizzi sono quantificati facendo riferimento al prezzo di mercato del gas naturale con un cap – introdotto dalla Delibera 433/2023/R/gas – pari a 30 €/MWh. Tale sistema decorrerà dal 2024, dopo le fasi di coordinamento (2022) e primo monitoraggio delle performance (2023) tenendo conto, tra le altre cose, delle potenziali novità in materia di impianti di misura soggetti a tale regolazione (superiori a 200 Qero) e di quantificazione delle penali per impianti di misura nella titolarità di imprese di distribuzione del gas naturale (al valore del Gas Non Contabilizzato – GNC -, pari attualmente a 6,86 €/MWh) recentemente consultate da Snam Rete Gas S.p.A. su impulso dell'Autorità.

Meccanismo di responsabilizzazione applicato ai distributori di gas naturale nella gestione del delta in-out

La Delibera 386/2022/R/gas ha definito un meccanismo di responsabilizzazione delle imprese di distribuzione nella gestione del c.d. Delta IO (i.e. differenza tra il gas immesso nella rete di distribuzione misurato presso la cabina Re.Mi (citygate) e il gas prelevato presso i PdR dei clienti finali/punti di interconnessione con altre reti) finalizzato ad intercettare le situazioni di più manifesta e macroscopica inefficienza.

Il meccanismo si basa sul confronto, per ciascun citygate, tra i valori di riferimento ammissibili minimo e massimo del Delta IO calcolati per gruppi omogenei di impianti e il valore del Delta IO effettivo dello specifico

citygate e sulla conseguente valorizzazione del risultato tramite un prezzo unitario di riferimento del gas qualora il valore effettivo dovesse ricadere al di fuori della "fascia di franchigia" determinata dai valori ammissibili minimo e massimo; dal calcolo sono esclusi i quantitativi di gas relativi a perdite localizzate e prelievi fraudolenti rilevati e opportunamente quantificati dai distributori.

La prima applicazione sarà effettuata nella seconda parte del 2024 con riferimento al triennio 2020-2022 utilizzando gli esiti della sessione di aggiustamento pluriennale del processo di settlement gas.

Settlement Gas e meccanismo incentivante applicato ai distributori di gas naturale

La Delibera 555/2022/R/gas ha introdotto, tra le altre cose, un meccanismo gestito dal SII e finalizzato ad incentivare i distributori di gas naturale a rettificare

con la massima tempestività i dati di prelievo che non hanno positivamente superato la verifica di coerenza in sessione di bilanciamento o aggiustamento effettuata

sulla base di specifici criteri tecnici declinati dal SII stesso in attuazione delle disposizioni regolatorie in materia.

Il meccanismo prevede una penale calcolata valorizzando il numero di sterilizzazioni effettuate dal SII tramite un importo unitario differenziato in base al calibro del misuratore installato sul PdR, applicando a tale calcolo una franchigia pari ad una sterilizzazione/

PdR. La prima applicazione del meccanismo è prevista per il 2024 tenendo conto delle sterilizzazioni effettuate nelle sessioni di aggiustamento di febbraio e luglio 2024 relative, rispettivamente, agli anni dal 2020 al 2022 e 2023 e nelle sessioni di bilanciamento da aprile a dicembre 2023.

Ricavi ammessi per il servizio di trasporto e misura del gas naturale 2023-2024

La Delibera 216/2024/R/gas ha approvato i corrispettivi tariffari per l'attività di trasporto e misura del gas naturale per il 2025 e i corrispondenti ricavi di riferimento, mentre la Delibera 234/2023/R/gas aveva approvato i ricavi ammessi per il 2024.

Nell'ambito della RTTG 2024-2027, approvata con Delibera 139/2023/R/gas, i ricavi ammessi possono differire dai ricavi di riferimento per il calcolo dei corrispettivi tariffari a seguito dell'applicazione dei criteri ROSS (Regolazione per Obiettivi di Spesa e Servizio) specifici per questa attività, definiti dalla Delibera 497/2023/R/com. A fronte di ciò, l'Autorità ha adottato alcune disposizioni finalizzate a minimizzare tali differenze.

Valore della RAB di Retragas S.r.l. sottesa ai ricavi di riferimento per il calcolo dei corrispettivi tariffari 2024 e 2025 Tariffe 2025 Tariffe 2024

milioni di euro

1,4
54,4

I ricavi di riferimento 2024 e 2025 già approvati risentiranno dell'applicazione ex post delle nuove logiche tariffarie ROSS. In particolare, ai fini del calcolo dei ricavi ammessi definitivi, al posto dei dati stimati saranno utilizzati: (i) il Fast Money effettivo dell'anno t, derivante dalla ripartizione della spesa totale effettiva (opex+capex) dell'anno t stesso con il tasso di capitalizzazione regolatorio e (ii) lo Slow

Progetti pilota nel settore del gas naturale

La Delibera 590/2023/R/gas ha approvato la graduatoria dei progetti pilota ammissibili all'incentivazione prevista dalla Delibera 404/2022/R/gas che aveva stanziato un tetto massimo di 35 milioni di euro per finanziare sperimentazioni nel settore della distribuzione gas di durata massima triennale e rientranti nei seguenti ambiti progettuali:

• metodi e strumenti per la gestione ottimizzata delle reti (sviluppo green gas, riduzione emissioni fuggitive);
• utilizzi innovativi delle infrastrutture esistenti (sviluppo green gas);

Money effettivo dell'anno t-1, derivante dalla ripartizione della spesa totale (opex+capex) dell'anno t-1 con il tasso di capitalizzazione regolatorio.

I ricavi di riferimento 2025, inoltre, subiranno l'effetto dell'aggiornamento del WACC con decorrenza 1° gennaio 2025 previsto dal TIWACC.

• interventi di innovazione sulle infrastrutture regolate della filiera del gas naturale (incremento efficienza energetica, digitalizzazione reti).

La tabella riporta i 4 progetti pilota approvati da ARERA per i distributori gas del Gruppo A2A: il totale del finanziamento ottenuto supera i 4,3 milioni di euro, di cui 1,3 milioni di euro erogati a maggio 2024 da CSEA a titolo di acconto ex-ante a valere sul finanziamento approvato.

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

9

9.1 Business Unit Generazione e Trading

9.2 Business Unit Mercato

9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

Progetto	Società	Descrizione progetto	Contributo tariffario
Progetto Smart grid: Gestione dinamica delle pressioni	Unareti	Riduzione delle emissioni fuggitive di metano variando la pressione di esercizio della rete in funzione dell'andamento della domanda, ottimizzando i parametri caratteristici	925.328 €
Recupero energia: Turboespansori Macconago	Unareti	Integrazione con turboespansori con le linee di laminazione della cabina Remi di Macconago, per recuperare l'energia dissipata durante la decompressione del gas	1.031.182 €
Progetto pilota impianto di reverse flow	LD Reti	Il progetto propone la costruzione e gestione di un impianto per la compressione dei volumi di BioCH4 immessi in rete di distribuzione ed eccedenti i consumi dei clienti finali, verso la rete di trasporto sfruttando il PDR del DSO	621.345 €
RetiPiù Smart Meno CO2	RetiPiù	Riduzione delle emissioni fuggitive da condotte interrate degli impianti di distribuzione gas metano, grazie alla loro individuazione preventiva sfruttando la protezione catodica e analisi vibro-acustica (per tratte in PE)	1.776.519 €

Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura dell'energia elettrica provvisorie 2024

La Delibera 206/2024/R/eel ha approvato le tariffe di riferimento provvisorie 2024 per i distributori con oltre 25.000 POD.

Valore della RAB ELETTRICA sottesa alle tariffe provvisorie 2024 milioni di euro	Unareti	LD Reti	RetiPiù	Reti Valtellina Valchiavenna	Totale
RAB Distribuzione	943	61	26	22	1.052
RAB Misura (solo BT, esclusi 2G*)	28	1	3	1	33
Totale RAB (esclusi 2G)	971	62	29	23	1.085

(1) Limitatamente ad Unareti, la RAB pro-forma attribuibile agli smart Meter 2G (il cui riconoscimento avviene tramite rata fissa calcolata con il c.d. metodo francese) è stimabile in circa 91 milioni di euro.

Le tariffe provvisorie 2024 rappresentano la prima applicazione al settore della distribuzione e misura dell'energia elettrica del nuovo metodo tariffario ROSS (Regolazione per Obiettivi di Spesa e Servizio), approvato nei suoi termini comuni anche per il trasporto gas e per la trasmissione dell'energia elettrica con la Delibera 163/2023/R/eel, successivamente meglio definito nei suoi criteri generali con la Delibera 497/2023/R/eel e, infine, specificamente declinato per l'attività di distribuzione e misura dell'energia elettrica dalla Delibera 630/2023/R/eel di approvazione del quadro regolatorio in materia tariffaria (TIT, TIME e TIC) per il periodo 2024 – 2027.

Il nuovo metodo riguarda i distributori con più di 25.000 POD e supera l'approccio ibrido di rate of return per i costi di capitale e di price cap per i costi operativi. Le sue principali caratteristiche sono: (i) essere focalizzato sul singolo soggetto giuridico e (ii) sulla spesa totale annua effettivamente sostenuta (costi operativi + investimenti) nonché (iii) considerare nuovi parametri quali il tasso di capitalizzazione regolatorio e la baseline di costo (nella prima fase di applicazione solo costo operativo), entrambi fissati per un biennio ex-ante dall'Autorità per lo specifico operatore.

Il tasso di capitalizzazione regolatorio permette la suddivisione della spesa totale effettiva in (i) Slow Money e (ii) Fast Money. Lo Slow Money rappresenta la quota di spesa totale relativa agli investimenti

dell'anno considerati ai fini tariffari e che, pertanto, va ad incrementare il capitale investito regolatorio che poi, ammortizzato con le vite utili regolatorie e rivalutato con il deflatore degli investimenti lordi calcolato su base annua, genera la quota di remunerazione (tramite applicazione del WACC, definito dal TIWACC) e la quota ammortamento inclusa nei ricavi ammessi; la quota Slow Money può, potenzialmente, differire dall'importo degli investimenti effettivamente contabilizzati nell'anno. Il Fast Money, invece, rappresenta la quota parte di ricavi ammessi a copertura dei costi operativi effettivi ammissibili ai fini regolatori, esclusi quelli non efficientabili (c.d. "on top", oggetto di pieno riconoscimento).

Inoltre, al fine di incentivare l'operatore all'efficienza, il metodo ROSS prevede un sistema di c.d. "menu regulation" che permette al singolo operatore di accedere, per un periodo dalla durata predefinita, ad uno schema incentivante a basso o alto potenziale (rispettivamente SBP e SAP) in base al quale lo stesso può trattenere una quota più o meno alta (50% o 75% nei 3 anni successivi al primo, in cui il trattenimento è al 100%) dell'eventuale extra-efficienza (o, simmetricamente, sostenere una quota più o meno alta dell'eventuale extra-inefficienza) derivante tra il confronto, su base annua, tra la spesa totale effettiva e la baseline di spesa definita dal regolatore e che, attualmente, è completamente attribuita alla quota di

Fast Money. Per il 2024 la baseline di spesa operativa è stata calcolata a partire dalla spesa effettiva sostenuta nel 2022 portata al 2024 tramite l'inflazione annua effettiva 2023 e 2024 (per quest'ultima inizialmente utilizzando le migliori stime disponibili, mentre a consuntivo verrà utilizzato il dato effettivo); successivamente verrà aggiornata tramite l'applicazione dell'inflazione effettiva annua e di un tasso di efficientamento (X-Factor) pari a 0 per il SBP e a 0,5% per il SAP.

Da ultimo, al fine di tener conto dei potenziali costi sorgenti non presenti nei costi operativi effettivi dell'anno t-2 alla base della definizione della baseline di costo operativo, è stato previsto uno specifico parametro denominato Z-Factor attivabile tramite istanza di parte dal distributore interessato e soggetta all'approvazione dell'Autorità e oggetto di una successiva, specifica rendicontazione. Unareti S.p.A. ha presentato tale istanza di attivazione attualmente oggetto di analisi da parte degli Uffici dell'Autorità, la quale ha, comunque, approvato in via transitoria un incremento della baseline di costo operativo di un importo pari al 50% di quanto richiesto.

Qualità tecnica e commerciale dell'attività di distribuzione dell'energia elettrica

La Delibera 617/2023/R/eel4 ha approvato la nuova regolazione della qualità tecnica e commerciale dell'attività di distribuzione dell'energia elettrica declinata, rispettivamente, nel TIQD e TIQC 2024-2027.

Mentre per gli aspetti commerciali le novità sono relative essenzialmente all'aggiornamento degli importi degli indennizzi automatici per tener conto dell'inflazione, la regolazione tecnica prevede numerose novità finalizzate ad accentuare, coerentemente con il nuovo metodo ROSS, il focus della regolazione incentivante sulla performance annuale del singolo operatore rispetto al proprio track record storico per i singoli ambiti territoriali dallo stesso gestito, con un impatto migliorativo per gli ambiti in penale (e specularmente, con un impatto peggiorativo per gli ambiti in premio) rispetto al metodo previgente. Il nuovo TIQD introduce, inoltre, un nuovo

meccanismo incentivante degli interventi di sviluppo sulle reti di distribuzione effettuati da distributori con più di 100.000 POD e, quindi, soggetti alla predisposizione del Piano di Sviluppo (cfr. Delibera 296/2023/R/eel) che ingloba il precedente sistema di incentivazione degli interventi per l'aumento della resilienza. È prevista una fase di prima applicazione, che include gli investimenti avviati dal 1° gennaio 2024 (istanza entro 28 febbraio 2024), ed una fase a regime che interessa gli investimenti avviati tra il 1° gennaio 2025 e il 31 dicembre 2027 (istanza entro 30 giugno 2026). In entrambe le fasi l'ammontare dell'incentivo sarà basato sul valore dei benefici netti derivanti dagli investimenti ammessi e sarà applicabile un sistema di cap5. Unareti S.p.A. ha presentato istanza per l'ammissione a tale meccanismo a febbraio 2024.

Sistemi di Smart Metering 2G per la misura dell'energia elettrica in bassa tensione ed approvazione del PMS2 di Unareti S.p.A.

La Delibera 278/2020/R/eel ha approvato il piano di messa in servizio di un sistema di smart metering 2G (PMS2) di Unareti S.p.A. Tale piano prevede la sostituzione di circa 1,3 milioni di misuratori con una fase massiva prevista nel periodo 2020-2024 (l'area bresciana è terminata nel 2021 e la posa sta adesso interessando l'area di Milano). L'avanzamento del piano è sostanzialmente

in linea con le previsioni, nonostante le difficoltà causate, negli anni scorsi, dalla c.d. crisi dei semiconduttori e i conseguenti impatti sull'approvvigionamento di misuratori. A seguito dell'ultima rendicontazione degli investimenti effettuati (anno 2022), pari a circa 21 milioni di euro, l'applicazione dei meccanismi regolatori previsti (Matrice IQI) ha generato una penale netta di modesta entità.

4 Delibera di approvazione delle regolazioni output-based e della qualità commerciale dei servizi di distribuzione e misura dell'energia

elettrica, a valere dal 1° gennaio 2024 contenute, rispettivamente, nei nuovi TIQD (qualità tecnica/continuità) e TIQC (qualità commerciale). 5 Il cap è fissato pari al 13% del minimo tra il valore dell'investimento atteso e quello effettivo.

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

9.1 Business Unit Generazione e Trading

9.2 Business Unit Mercato

9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

9

Regolazione tariffaria dei prelievi e delle immissioni di energia reattiva

Dal 1° gennaio 2024 è stata completata la revisione della regolazione relativamente all'energia reattiva che ora prevede, in particolare, (i) il superamento del mero divieto di immissione di energia reattiva previgente e l'introduzione, al suo posto, di specifici corrispettivi da applicare a tali immissioni, differenziati – così come quelli applicabili ai prelievi - per livello di tensione (AT, MT e Altri Usi BT > 16,5 kW) e fascia oraria (F1, F2 e F3), (ii) l'ampliamento dell'ambito di applicazione anche ai punti di interconnessione tra reti di distribuzione o tra queste e la rete di trasmissione e da ultimo (iii) la semplificazione della struttura dei corrispettivi, con la definizione di un unico scaglione per il corrispettivo applicabile ai prelievi di energia reattiva (oltre il 33% dell'attiva) e di uno per le immissioni di reattiva per i punti di clienti finali e interconnessioni in MT e BT.

Per quanto riguarda i punti di interconnessione rientranti

nelle aree omogenee individuate da Terna S.p.A. in coordinamento con i distributori (i.e. aree caratterizzate dal maggiore impatto degli scambi di energia reattiva sulle tensioni di rete e sui costi per il controllo della tensione) sono stati introdotti specifici meccanismi finalizzati, da una parte, a comprimere i tempi di messa in esercizio degli interventi concordati tra imprese di distribuzione competenti e Terna S.p.A. consistenti nell'applicazione di una maggiorazione del corrispettivo unitario applicabile e nella restituzione dei corrispettivi versati per immissioni di reattiva nei 24 mesi precedenti l'entrata in esercizio dell'intervento di compensazione e, dall'altra parte, a garantire un buon livello di performance dell'intervento stesso, tramite l'azzeramento dei corrispettivi applicabili alle immissioni in caso di rispetto degli obiettivi annuali di disponibilità dello stesso.

Strumenti a tutela del credito dei distributori: oneri generali di sistema e oneri di rete

La Delibera 119/2022/R/eel ha istituito un meccanismo a favore dei distributori di energia elettrica finalizzato a garantire, a determinate condizioni, il reintegro dei crediti non altrimenti recuperabili relativi agli oneri generali di sistema e agli oneri di rete. Tale meccanismo ammette anche i crediti relativi a contratti di trasporto non risolti a causa delle disposizioni normative applicabili nei casi di crisi d'impresa e, limitatamente agli oneri di rete, prevede una franchigia ed una soglia minima agli importi riconoscibili.

Alcuni distributori del Gruppo A2A hanno partecipato alla sessione 2024 del meccanismo e dovranno ricevere complessivamente dalla CSEA circa 0,5 milioni di euro, pari al saldo netto dei nuovi crediti ammissibili e gli importi già riscossi dagli utenti della distribuzione morosi e precedentemente riconosciuti nell'ambito del meccanismo.

Attività di ARERA nella regolazione e controllo del Servizio Idrico Integrato (SII)

Approvazione del Metodo Tariffario Idrico per il IV periodo regolatorio 2024-2029 (MTI-4)

La Delibera ARERA 639/2023/R/idr ha approvato il nuovo metodo tariffario idrico per il periodo 2024-2029 (MTI-4), confermando l'impostazione generale con alcune novità:

• estensione del periodo regolatorio a 6 anni, rispetto ai 4 che avevano caratterizzato i metodi precedenti, in ottica di maggiore stabilità e certezza;
• definizione degli "impianti la cui realizzazione non è ulteriormente procrastinabile" negli ambiti in cui il Gestore non abbia ancora conseguito le necessarie capacità economiche e industriali per realizzare tali opere infrastrutturali e che apre lo spazio allo strumento del project finance;
• aggiornamento del tasso di copertura degli oneri finanziari e fiscali al 6,13% (vs il 4,8%);
• conferma del costo medio di settore per l'energia elettrica relativo al 2022 (riconosciuto nelle tariffe

2024) pari a 0,2855 €/kWh, garantendo, previa istanza, il full cost recovery;

• dal 2026 sharing dei risparmi (pari al 50%) che il Gestore consegue nell'approvvigionamento dell'energia elettrica rispetto ad un benchmark opportunamente incrementato del 15%. Il benchmark viene posto pari ad un portafoglio costruito a partire dai costi sostenuti da un campione di Gestori e posto pari al 70% prezzi variabili e 30% prezzo fisso;
• meccanismo incentivante in tema di sostenibilità energetica e ambientale, per premiare il riutilizzo delle acque reflue depurate e la riduzione dell'energia elettrica acquistata.

Sono in via di predisposizione gli aggiornamenti tariffari per i Gestori del Gruppo. In attesa delle approvazioni da parte degli EGA competenti, i Gestori stanno applicando tariffe provvisorie ai sensi dell'articolo 8.2, lettera a), della Delibera 639/2023/R/idr con i seguenti incrementi rispetto al 2023:

• A2A Ciclo Idrico S.p.A. - Ambito Brescia: +0%

• Lereti S.p.A. Ambito Como: + 8,45%
• Lereti S.p.A. Ambito Varese: +0%

Lereti S.p.A. ha presentato ricorso al TAR avverso la delibera dell'EGA di Como che aveva riconosciuto 15,3 milioni di euro a titolo di partite pregresse relativamente al biennio 2010-2011 ma non aveva accolto l'istanza per il riconoscimento di tali partite anche per il periodo 2001-2009.

Con Sentenza n. 1708/2023 il TAR ha affermato il diritto di Lereti S.p.A.:

• a) all'applicazione del deflatore e degli interessi moratori sulle partite pregresse 2010-2011. Con Delibera n. 13/2024 l'EGA di Como ha approvato solamente l'applicazione degli interessi di mora al tasso legale dal novembre 2020 fino al saldo, per un importo pari a 933 mila euro. La Società ha impugnato anche questo provvedimento ritenendo che non ottemperasse correttamente alle disposizioni previste dalla Sentenza;
• b) al riequilibrio economico-finanziario del differenziale costi/ricavi sul periodo 2001-2009 dietro istanza da presentare all'EGA ai sensi dell'art. 29 della Convenzione di regolazione dei rapporti tra l'Ufficio d'Ambito e Lereti S.p.A.. È attualmente in corso da parte di EGA il procedimento per la determinazione dello squilibrio economico-finanziario per gli anni 2001-2009.

Cessione delle gestioni scadute di ASVT S.p.A. ad Acque Bresciane S.r.l. nella Provincia di Brescia

Con Delibera n. 17/2022 l'EGA di Brescia ha concluso l'iter istruttorio in merito alla determinazione del valore residuo (VR iniziale) al 31 dicembre 2021 delle gestioni scadute di ASVT S.p.A. e lo ha trasmesso ad ARERA per l'approvazione finale.

Ai sensi degli accordi sottoscritti tra le parti in data 27 aprile 2023, a partire dal 1° giugno 2023 Acque Bresciane S.r.l. è subentrata ad ASVT S.p.A. nella gestione del servizio, anche se l'effettiva cessazione delle attività da parte di ASVT S.p.A. avverrà il 31 dicembre 2025.

ASVT S.p.A. in data 31 maggio 2023 ha incassato 33,8 milioni di euro – pari all'80% del VR – più 4,5 milioni di euro pari al valore delle altre componenti (debiti/crediti) come emergenti dalla situazione patrimoniale al 31 dicembre 2022.

Con Delibera n. 11/ 2024 l'EGA di Brescia ha approvato il valore residuo (VR definitivo) aggiornato al 31 maggio 2023 pari a 74,2 milioni di euro e ha quantificato il conguaglio che Acque Bresciane S.r.l. deve riconoscere ad ASVT S.p.A., al netto del VR iniziale, pari a 32 milioni di euro. Gli ulteriori conguagli previsti alla lettera b) dell'articolo 31 dell'Allegato A alla Delibera 639/2023/R/idr saranno riconosciuti in sede di aggiornamento tariffario MTI-4.

Inoltre, la Delibera n. 11/2024 stabilisce il differimento dell'erogazione a favore di ASVT S.p.A. del 10% del differenziale tra il VR definitivo e quello iniziale (pari a 3,2 milioni di euro) a titolo di garanzia della compensazione economica tra le società nel caso di conguagli di segno negativo.

Società	Numero gestioni scadute	VR iniziale* (milioni di euro) al 31/12/2021	VR definitivo* (milioni di euro) al 31/05/2023	Differenziale (milioni di euro)
ASVT S.p.A.	15	42,2	74,2	32

* VR che considera la parte legata agli investimenti

Cessione della gestione scaduta di Cernobbio da parte di Lereti S.p.A. a Como Acqua S.r.l.

Con Delibera n. 73/2022 l'EGA di Como ha concluso l'iter istruttorio in merito alla determinazione del VR di Cernobbio, quantificandolo pari a 2,4 milioni di euro al 31 dicembre 2021 ed inviandolo ad ARERA per l'approvazione finale.

Ai sensi dell'accordo sottoscritto tra le parti, Como Acqua S.r.l. è subentrata a Lereti S.p.A. nella gestione del servizio acquedotto di Cernobbio dal 1° gennaio 2023. Lereti S.p.A. ha incassato il VR in data 28 febbraio 2023.

Con Delibera n. 17/2024 l'EGA di Como ha approvato il VR definitivo al 31 dicembre 2022, quantificandolo pari a 4 milioni di euro, inclusivi sia della parte legata agli investimenti Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

9.1 Business Unit Generazione e Trading

9.2 Business Unit Mercato

9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures sia delle ulteriori partite di conguaglio previste alla lettera b) dell'articolo 31 dell'Allegato A alla Delibera 639/2023/R/idr.

Lereti S.p.A., rispetto al VR calcolato al 31 dicembre 2021, dovrà incassare un differenziale di circa 1,6 milioni di euro.

Attività di ARERA nella regolazione e controllo del settore teleriscaldamento/ teleraffrescamento

In sede di conversione in legge del DL 24 febbraio 2023, n. 13 (c.d. DL PNRR) è stato inserito un emendamento che ha modificato l'articolo 10, comma 17, lettera e), del D.Lgs. 102/2014, ampliando le competenze di ARERA sul settore del teleriscaldamento con l'introduzione di una regolazione cost reflective delle tariffe6.

La Delibera 638/2023/R/tlr ha approvato il metodo tariffario transitorio TLR (MTL-T) per l'anno solare 2024 basato sulla definizione di un vincolo ai ricavi calcolato secondo il principio del costo evitato di una caldaia a gas (mentre per le aree non metanizzate si fa riferimento alla caldaia alimentata a pellet). Il prezzo di riferimento viene determinato applicando le componenti previste da ARERA negli aggiornamenti delle condizioni economiche della tutela gas ad un utente domestico tipo, con consumi annui pari a 16.700 Sm³, dotato di contatore gas di classe G16 (includendo anche le accise e le addizionali di riferimento dell'area).

La metodologia del costo evitato gas è stata, inoltre, corretta inserendo un cap di 10 €/GJ (circa 36 €/ MWh) alla componente del prezzo del gas da applicare alla quota parte di calore prodotto da fonti diverse dal gas naturale. Per il calcolo della quota di produzione soggetta a tale cap vengono utilizzati i dati di generazione del calore relativi all'anno 2023.

Con riferimento alle società del Gruppo, il confronto tra i ricavi effettivi e il vincolo ai ricavi calcolato come previsto dal metodo transitorio verrà consuntivato alla fine del 2024, essendo il vincolo calcolato su base annuale e a livello di singolo operatore. In caso di superamento del vincolo, il valore in eccesso dovrà essere restituito ai clienti finali nel corso dell'esercizio 2025 (con modalità che verranno definite da ARERA). Si ricorda, infine, che il metodo transitorio prevede l'applicazione di una clausola di salvaguardia che consente agli operatori, in caso di superamento del vincolo, di contenere la restituzione fino ad un massimo del 10% dei ricavi effettivi.

È attualmente oggetto di consultazione da parte degli operatori il metodo tariffario a regime proposto da ARERA e che dovrebbe entrare in vigore a partire dal 2025.

Nel seguito una breve sintesi del quadro regolatorio attuale del settore:

• con decorrenza 1° gennaio 2024 la Delibera 344/2023/R/tlr (TITT) ha confermato le precedenti disposizioni sulla trasparenza. Nell'ambito di intervento sono ricompresi i contenuti minimi dei contratti di fornitura e dei documenti di fatturazione, le modalità di pubblicazione dei prezzi applicati dagli esercenti e di altre informazioni inerenti la qualità del servizio e le prestazioni ambientali;

• con decorrenza 1° gennaio 2024, la Delibera 346/2023/R/tlr (RQTT) ha confermato buona parte delle precedenti disposizioni in materia di qualità tecnica, introducendo uno standard specifico sulla gestione delle interruzioni;
• la Delibera 478/2020/R/tlr (TIMT) ha definito per il periodo 1° gennaio 2022 - 31 dicembre 2024 la regolazione della misura, introducendo obblighi di servizio e standard di qualità in materia di misura dell'energia fornita agli utenti con la definizione di frequenze minime di lettura, obblighi di comunicazione delle rilevazioni da parte dei Gestori, obbligo di autolettura, definizione delle modalità di calcolo per la stima e la ricostruzione dei consumi e regole per l'archiviazione dei dati;
• la Delibera 710/2022/R/tlr stabilisce i requisiti minimi dei misuratori e modifica il perimetro degli obblighi di lettura includendo i misuratori teleletti con lettura di prossimità (c.d. walk by) ma rinvia il completamento di questa disciplina sulla base di un'analisi costibenefici. Nell'ambito di tale analisi saranno considerate ulteriori proposte di intervento che includano anche la sostituzione dei misuratori esistenti e l'introduzione dell'obbligo di telegestione delle sottostazioni d'utenza;
• la Delibera 537/2020/R/tlr ha esteso anche al settore del teleriscaldamento il sistema di tutele per la trattazione dei reclami e per la risoluzione extragiudiziale delle controversie con gli utenti finali;
• l'Allegato A della Delibera 463/2021/R/tlr ha aggiornato per il periodo 1° gennaio 2022 - 31 dicembre 2025 la regolazione inerente i contributi di allacciamento e le modalità per l'esercizio del diritto di recesso (TUAR). L'Allegato B alla medesima Delibera approva il Testo Unico per la classificazione dimensionale degli esercenti il servizio per il periodo 1° gennaio 2022 - 31 dicembre 2025 (TUD), definendo obblighi differenti in base alle soglie dimensionali che rimangono invariate ma vengono determinate solo mediante la potenza convenzionale;

⁶ Il D.Lgs. 102/2014 di recepimento della Direttiva 2012/27/CE sull'efficienza energetica aveva già attribuito agli articoli 9, 10 e 16 specifici poteri all'Autorità anche nel settore del teleriscaldamento/teleraffrescamento seppure solo su aspetti specifici non di tipo tariffario, tra cui la predisposizione di provvedimenti su allacciamento e disconnessione dalle reti, diritto di recesso, qualità commerciale e tecnica del servizio, modalità con cui i gestori rendono pubblici i prezzi della fornitura del calore. All'Autorità è anche affidato il compito di dare attuazione alle disposizioni in tema di misura, fatturazione, accesso ai dati di consumo allo scopo di accrescere la consapevolezza del cliente e modificarne i comportamenti di consumo.

• la Delibera 526/2021/R/tlr (RQCT) ha aggiornato per il periodo 1° gennaio 2022 - 31 dicembre 2025 le disposizioni in materia di qualità commerciale, definendo i livelli standard per le prestazioni fornite dai Gestori (tra cui tempi per preventivi/esecuzione lavori semplici e complessi, la riattivazione della fornitura in caso di sospensione per morosità, la disattivazione della fornitura richiesta dall'utente, le risposte motivate ai reclami e alle richieste di informazione, ecc.);
• procedure del GSE per la qualifica di sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti: nel corso del primo semestre 2024 il Gruppo A2A ha ottenuto la qualifica su 9

reti (8 reti di A2A Calore & Servizi S.r.l., tra cui Brescia, Bergamo e Milano, e la rete di Comocalor S.p.A.).

Il DM MiTE 30 giugno 2022 ha definito i criteri per l'allocazione delle risorse PNRR destinate allo sviluppo delle reti di teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti (200 milioni di euro). A2A Calore & Servizi S.r.l. è risultata aggiudicataria di un progetto relativo alla rete di Bergamo (3,8 milioni di euro) mentre Acinque Energy Greenway S.r.l. si è aggiudicata risorse per lo sviluppo della rete di Lecco (11,9 milioni di euro)7 .

9.1 Business Unit

Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

9

Generazione e Trading

9.2 Business Unit Mercato

9.3 Business Unit Ambiente

9.4 Business Unit Smart Infrastructures

Avvio di un procedimento istruttorio da parte dell'AGCM nei confronti di A2A S.p.A., Comocalor S.p.A. e Acinque Ambiente S.r.l. per presunto abuso di posizione dominante nel settore del teleriscaldamento (A565)

In data 13 giugno 2023 l'AGCM ha deliberato l'avvio di un procedimento istruttorio nei confronti di A2A S.p.A. (in qualità di holding), Comocalor S.p.A. e Acinque Ambiente S.r.l. per presunta violazione dell'art. 3, comma 1, lettera a), della Legge 287/90, con particolare riguardo all'abuso di posizione dominante nell'imposizione diretta o indiretta di prezzi di vendita del calore nel settore del teleriscaldamento particolarmente gravosi (e soprattutto non correlati ai costi). Contestualmente all'avvio dell'istruttoria, funzionari di AGCM hanno effettuato verifiche ispettive in data 21 giugno presso le sedi di A2A S.p.A. e Comocalor S.p.A. con l'ausilio della Guardia di Finanza.

Con provvedimento del 28 novembre scorso, AGCM ha deliberato l'estensione soggettiva

del procedimento e delle contestazioni emerse anche ad Acinque S.p.A., in quanto responsabile dell'attività di direzione e coordinamento di Comocalor S.p.A. e di Acinque Ambiente S.r.l..

A2A S.p.A. è stata audita dalla Direzione istruttoria a dicembre 2023 e, al fine di ottenere l'esclusione dal procedimento, ha depositato successivamente una memoria in merito all'assenza di direzione e coordinamento nei confronti delle società del perimetro Acinque (di cui Comocalor S.p.A. e Acinque Ambiente S.r.l. sono parte).

Il termine di conclusione del procedimento è stato prorogato al 29 novembre 2024

Acquisizione da parte di A2A S.p.A. del controllo esclusivo di un ramo di azienda di E-Distribuzione S.p.A. (C12644)

In data 27 maggio 2024 è stata notificata all'AGCM l'operazione di acquisizione, da parte di A2A S.p.A., di una partecipazione pari al 90% del capitale sociale – e con essa il controllo esclusivo – di una società a responsabilità limitata di nuova costituzione interamente detenuta da E-Distribuzione S.p.A. a favore della quale E-Distribuzione S.p.A.

medesima abbia previamente conferito il ramo d'azienda costituito dal complesso di beni e rapporti giuridici per l'esercizio dell'attività di distribuzione e misura di energia elettrica nella cinta (Ovest-Sud-Est) di Milano e della Valtrompia.

7 Il DL 181/2023 (DL Sicurezza Energetica) ha previsto lo stanziamento di 96,7 milioni di euro a carico del bilancio dello Stato per finanziare i progetti vincitori del bando PNRR che sono stati oggetto di contestazione da parte della Commissione UE (per via dell'utilizzo di gas nella produzione termica). Solo 14 dei 30 progetti vincitori sono stati ritenuti ammissibili dalla Commissione mentre i restanti (tra cui il progetto di Acinque Energy Greenway S.r.l.) verranno finanziati con questa nuova dotazione. Ciò ha portato ad uno scorrimento della graduatoria iniziale con l'ingresso di ulteriori due progetti di A2A Calore & Servizi S.r.l. (Politecnico di Milano-Bovisa e Santa Giulia).

10

Rischi e incertezze

10.1 Rischi e incertezze

Il Gruppo A2A si è dotato di un processo di assessment e reporting dei rischi ispirato alla metodologia dell'Enterprise Risk Management del Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (CoSO report), alle best practice in ambito Risk Management ed in compliance con il Codice di Autodisciplina dalla Consob, che recita: "…Ogni emittente si dota di un sistema di gestione dei rischi costituito dall'insieme delle regole, delle procedure e delle strutture organizzative volte a consentire l'identificazione, la misurazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi... ".

Il Gruppo ha inoltre adottato una specifica procedura che definisce in dettaglio ruoli, responsabilità e metodologie per il processo di Enterprise Risk Management (ERM).

Il processo prevede la definizione di un modello dei rischi che tiene conto delle caratteristiche del Gruppo, della sua vocazione multi-business e del settore di appartenenza. Tale modello è soggetto ad aggiornamenti periodici in coerenza con l'evoluzione del Gruppo e del contesto nel quale opera. La metodologia adottata è caratterizzata dalla periodica rilevazione dei principali rischi cui il Gruppo è soggetto. In tale ottica viene effettuato il processo di assessment che, attraverso il coinvolgimento di tutte le strutture aziendali, permette di determinare i rischi maggiormente rilevanti, i relativi presidi ed i piani di mitigazione. In questa fase risulta essenziale il coinvolgimento dei risk owner quali responsabili dell'identificazione, valutazione ed aggiornamento degli scenari di rischio (specifici eventi nei quali il rischio può concretizzarsi) afferenti alle attività di propria competenza e dei Focal Point che facilitano il monitoraggio nel continuo dei rischi, garantendo un flusso informativo tempestivo verso il Risk Management. Questa fase viene condotta con il supporto ed il coordinamento della struttura organizzativa di Group Risk Management attraverso modalità operative che consentono di individuare in modo chiaro i rischi, le relative cause e le modalità di gestione.

La metodologia adottata è modulare e fa leva sull'affinamento delle esperienze e dei metodi di analisi utilizzati; da un lato mira ad evolvere ulteriormente l'assessment rischi con particolare riferimento al consolidamento nel processo delle azioni di mitigazione, dall'altro a sviluppare ed integrare nei processi aziendali le attività di gestione dei rischi. Tale evoluzione è svolta in coerenza con la graduale crescita della consapevolezza del Management e delle strutture aziendali relativamente alle tematiche di gestione del rischio, anche attraverso specifico supporto formativo fornito da Group Risk Management.

Il processo ERM supporta anche le certificazioni ISO 9001 sulla Qualità, ISO 14001 sull'Ambiente e ISO 45001 sulla Salute e Sicurezza dei lavoratori delle società del Gruppo.

Di seguito si procede alla descrizione dei principali rischi e incertezze a cui il Gruppo è esposto.

Le conseguenze delle tensioni geo-politiche collegate alle crisi tra Russia e Ucraina ed in Medio Oriente, avendo possibili ricadute su più di una tipologia di rischio, vengono trattate in questa sezione di apertura.

Raggiungimento degli obiettivi definiti nel piano industriale

Si fa riferimento ai rischi collegati al mancato o parziale raggiungimento degli obiettivi di sviluppo e redditività delineati nel Piano Industriale che potrebbero comportare sia un impatto economico finanziario per effetto di una minore crescita della marginalità del Gruppo sia impatti sulla reputazione per il fatto di disattendere le aspettative degli Stakeholder in merito agli impegni di sostenibilità.

Il Piano industriale aziendale conferma gli ambiziosi target di crescita delineati negli anni precedenti, principalmente in tema di economia circolare (e.g. recupero materia ed energia, valorizzazione del calore altrimenti disperso, ecc.) e transizione energetica (sostenimento della crescita nell'ambito delle fonti energetiche rinnovabili, valorizzazione della generazione elettrica degli impianti a ciclo combinato, incremento della base clienti, sostegno alla elettrificazione dei consumi). Tra i principali fattori di rischio che gravano sui diversi ambiti di sviluppo si citano: possibili criticità autorizzative e di contesto territoriale avverso, presenza di rilevanti competitors in grado di ostacolare il conseguimento di quote sui mercati nazionali ed esteri, incertezze sulla evoluzione normativa e regolatoria inerente la liberalizzazione dei mercati energetici nazionali, rischi di natura commerciale in collegamento ai target di incremento della base clienti definiti nel Piano adottato.

Inoltre, le tensioni geopolitiche in atto, con particolare riferimento alle ricadute sul traffico navale nel canale di Suez, potranno comportare sia difficoltà nell'approvvigionamento di alcuni materiali impiegati nelle ordinarie attività di esercizio/manutenzione degli impianti nonché presso i cantieri di realizzazione delle iniziative di sviluppo, sia un potenziale incremento dei prezzi legato all'aumento dei costi di trasporto navali (aumento dei costi assicurativi e re-routing da parte degli armatori) con impatti su materiali, apparecchiature, macchinari e servizi.

Per supportare la realizzazione delle iniziative di sviluppo si evidenziano misure di natura prevalentemente organizzativa, con strutture aziendali focalizzate sull'analisi dei mercati e degli ambiti di sviluppo oggetto del Piano, sulla gestione degli aspetti tecnici ed ingegneristici, sul mantenimento di rapporti improntati a trasparenza e collaborazione con i territori, gli enti e le istituzioni interessate, nonché iniziative di sviluppo commerciale che prevedano anche l'utilizzo di canali e modalità comunicative innovative. Da segnalare l'inserimento di risorse professionali che possiedono solide competenze scientifico-tecnologiche (STEM). Sul fronte degli approvvigionamenti si opera attraverso una attenta pianificazione dei fabbisogni che tiene in considerazione l'allungamento delle tempistiche di acquisizione, la contrattualizzazione di fornitori di backup, l'aumento delle scorte a magazzino dei materiali strategici quando possibile e, per talune categorie merceologiche, un aggiornamento automatico dei listini agli indici ISTAT.

Per supportare il percorso di crescita sostenibile è stata avviata un'attività formativa continuativa e sono stati individuati i Focal Point per supportare il processo di sempre maggiore integrazione dei principi di sostenibilità nei processi aziendali, contribuire alla definizione degli obiettivi del Piano di Sostenibilità, promuovere e valorizzare nuovi progetti di sostenibilità e favorire la circolazione di informazioni su tali tematiche.

Rischi normativi e regolatori

Il Gruppo A2A opera in settori fortemente regolati dalle disposizioni di Autorità amministrative indipendenti e si relaziona con una molteplicità di stakeholder a vari livelli istituzionali. La regolazione impatta non solo sui tradizionali settori in monopolio naturale (come le infrastrutture energetiche di trasporto e il ciclo idrico integrato) ma anche su quelli a mercato libero (in termini di market design e continuo enforcement delle tutele dei consumatori). Dal 2018 l'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) ha assunto le competenze di regolazione e controllo sul ciclo integrato dei rifiuti e nel 2023 anche sulla fissazione dei prezzi di cessione del calore nel teleriscaldamento1 .

Considerando il rilevante contributo delle attività regolate alla marginalità complessiva, il Gruppo ha adottato una politica di monitoraggio e gestione del rischio normativo al fine di mitigarne, per quanto possibile, gli effetti attraverso un presidio articolato su più livelli, che prevede in primis il dialogo collaborativo con le istituzioni (tra cui le più importanti: ARERA, Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato o AGCM, Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni, Autorità di Regolazione dei Trasporti, Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica) e con gli organismi/enti tecnici del settore (Gestore dei Servizi Energetici S.p.A., Gestore dei Mercati Energetici S.p.A., Terna S.p.A. e Snam S.p.A.) nonché la partecipazione attiva alle associazioni di categoria.

La struttura organizzativa Regulatory Affairs and Competition opera in stretto legame con le Business Units ed ha implementato strumenti di monitoraggio e controllo costantemente aggiornati (tra cui la Regulatory Review prodotta semestralmente o la Regulatory Agenda redatta in occasione del Budget/Piano) al fine di considerare i potenziali impatti della regolazione sulle diverse società. La Struttura organizzativa presidia il rischio regolatorio anche per i Gruppi Acinque e AEB al fine di gestire in modo coordinato gli impatti. Tra le principali materie oggetto di evoluzioni regolatorie e normative in corso, con i maggiori potenziali effetti sul Gruppo, si segnalano in particolare:

• le norme che disciplinano le riassegnazioni delle concessioni idroelettriche di grande derivazione a seguito della Legge n. 12/2019 che all'art. 11-quater ha disposto un riordino complessivo della materia dando alle Regioni un ruolo sempre più rilevante (per la Regione Lombardia si richiama la Legge Regionale n. 5/2020 come modificata dalla successiva Legge Regionale n. 19/2021)2;
• il rinnovo con cadenza annuale del regime di essenzialità con reintegro dei costi per la centrale ad olio combustibile di San Filippo del Mela che non permette di avere una visione di medio periodo del futuro del sito;

10 Rischi e incertezze

10.1 Rischi e incertezze

¹ In sede di conversione in legge del DL 24 febbraio 2023, n. 13 (DL PNRR) è stato inserito un emendamento che ha modificato l'art. 10, comma 17, lettera e), del D.lgs. n. 102/2014 ampliando le competenze di ARERA sul settore del teleriscaldamento con l'introduzione di una regolazione cost reflective delle tariffe del servizio. La Delibera 638/2023/R/tlr ha approvato il Metodo Tariffario TLR che definisce una regolazione economica transitoria per l'anno solare 2024, basata su un vincolo ai ricavi calcolato con la metodologia del costo evitato (gas) per il cliente finale, mentre dal 2025 è prevista l'adozione di un metodo a regime (che dovrebbe essere del tipo RAB-based).

² Con riferimento alla concessione di Resio (BS), di titolarità di Linea Green S.p.A. (controllata al 100% da A2A S.p.A.), Regione Lombardia ha indetto con DGR 1602 del 18 dicembre 2023 l'avvio della procedura di gara, definendo gli elementi essenziali del bando che dovrà essere emanato nei successivi 120 giorni.

• gli effetti di potenziali ritardi connessi all'entrata in esercizio del nuovo CCGT di Monfalcone previsto per il 2026. Il nuovo CCGT beneficia del capacity market e di una serie di proroghe per eventuali ritardi di messa in esercizio;
• la cessazione delle concessioni del servizio idrico e il loro trasferimento a titolo oneroso al Gestore Unico dell'ambito (con particolare riferimento nell'immediato ai comuni scaduti e/o gestiti in via transitoria da A2A Ciclo Idrico S.p.A e a quelli prossimi alla scadenza di Lereti S.p.A. negli ambiti di Como e Varese);
• la certificazione dei risparmi energetici ed il conseguente rilascio di Certificati Bianchi da parte del Gestore dei Servizi Energetici S.p.A.;
• gli impatti sullo sviluppo del teleriscaldamento a seguito del recente avvio della regolazione da parte di ARERA;
• le eventuali gare per l'assegnazione del servizio di tutela della vulnerabilità dei clienti elettrici rientranti in tale categoria;
• i possibili impatti sugli impianti di trattamento dei rifiuti urbani del Gruppo in Lombardia nel caso venissero dichiarati "minimi" – e quindi soggetti a regolazione tariffaria – dal soggetto competente (Regione Lombardia) che ogni due anni deve provvedere all'aggiornamento della ricognizione;
• la possibile inclusione, a partire dal 2028, dei termovalorizzatori che trattano rifiuti urbani nel sistema ETS e, potenzialmente, per quelli che trattano rifiuti speciali provenienti dal trattamento di rifiuti urbani, anticipatamente rispetto a tale scadenza;
• il procedimento istruttorio A565 avviato dall'AGCM in data 13 giugno 2023 nei confronti di A2A S.p.A. (in qualità di holding), Comocalor S.p.A. e Acinque Ambiente S.r.l. per presunta violazione dell'art. 3, comma 1, lettera a), della Legge 287/90, con particolare riguardo all'abuso di posizione dominante nell'imposizione diretta o indiretta di prezzi di vendita del calore nel settore del teleriscaldamento particolarmente gravosi.

Da ultimo si segnala che, considerati i numerosi interventi dell'AGCM sui settori in cui opera il Gruppo A2A (in termini di avvii di istruttorie per abuso di posizione dominante ed intese, nonché di indagini conoscitive, richieste di informazioni e moral suasion, in particolare lato tutela del consumatore per presunte pratiche commerciali scorrette nelle attività di vendita al dettaglio di energia elettrica e gas, anche in vista del completamento della liberalizzazione), il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. ha approvato nel 2019 l'adozione del Programma di Compliance Antitrust con la conseguente nomina di un Responsabile per la sua attuazione. Nel 2020 sono stati adottati il Codice di Condotta Antitrust nonché una Linea Guida Antitrust

che disciplina le regole di condotta che i dipendenti del Gruppo devono osservare per evitare violazioni della normativa antitrust (documento disponibile sulla intranet aziendale). Nel frattempo, sono proseguite le sessioni di formazione al personale delle varie Business Units ed è stato attivato uno specifico strumento formativo diffuso a tutto il personale del Gruppo su piattaforma e-learning.

Per una trattazione più dettagliata di questi rischi si rimanda alla sezione "Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A".

Rischi finanziari

Rischi di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado di far fronte tempestivamente ai propri impegni o che sia in grado di farlo a condizioni economiche sfavorevoli a causa di situazioni di tensione o crisi sistemica o della mutata percezione della sua rischiosità da parte del mercato. A presidio di tale rischio il Gruppo garantisce il mantenimento di adeguate disponibilità finanziarie, intese come disponibilità liquide e linee di credito committed e uncommitted, sufficienti a far fronte agli impegni inattesi su un determinato orizzonte temporale. Al 30 giugno 2024 il Gruppo dispone di risorse liquide per complessivi 1.893 milioni di euro, oltre a linee di credito committed e di finanziamento disponibili ma non utilizzate per complessivi 2.360 milioni di euro.

La gestione del rischio liquidità è perseguita dal Gruppo anche attraverso un Programma di Emissioni Obbligazionarie (Euro Medium Term Note Programme) la cui size, sufficientemente capiente da consentire al Gruppo un tempestivo ricorso al mercato dei Capitali, è pari a 7 miliardi di euro. Al 30 giugno 2024 risultano disponibili 2.250 milioni di euro.

La capacità del Gruppo di ottenere prestiti nei mercati bancari o finanziari dipende, tra l'altro, dalle condizioni di mercato prevalenti e dal rating del Gruppo al momento della necessità di finanziamento.

Rischi legati al rispetto dei Covenants sul debito

Tale rischio sussiste qualora i contratti di finanziamento prevedano la facoltà da parte del soggetto finanziatore, al verificarsi di determinati eventi, di chiedere il rimborso anticipato del finanziamento, comportando quindi un potenziale rischio di liquidità in capo al Gruppo. Nella sezione "Altre Informazioni/Rischio mancato rispetto covenants" della Relazione finanziaria semestrale sono illustrati nel dettaglio tali rischi relativi al Gruppo A2A. Nella medesima sezione sono inoltre elencati i finanziamenti che contengono covenants finanziari.

Rischi sui tassi di interesse

Il rischio di tasso d'interesse è relativo all'incertezza associata all'andamento dei tassi d'interesse, le cui variazioni possono determinare, dato un certo ammontare e composizione del debito, un aumento degli oneri finanziari netti. L'esposizione al rischio di tasso di interesse deriva principalmente dalla variabilità delle condizioni di finanziamento, in caso di accensione di un nuovo debito, e dalla variabilità dei flussi di cassa relativi agli interessi prodotti dalla porzione di debito a tasso variabile. La volatilità degli oneri finanziari associata all'andamento dei tassi di interesse viene pertanto monitorata e mitigata tramite una politica di gestione del rischio tasso volta all'individuazione di un mix equilibrato di finanziamenti a tasso fisso e a tasso variabile e la valutazione di utilizzo di strumenti derivati di copertura (hedging e pre-hedging) che limitino gli effetti delle fluttuazioni dei tassi di interesse. Per una maggiore comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo, semestralmente al 31 dicembre e al 30 giugno viene condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari netti e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse. Nella sezione "Altre Informazioni/ Rischio di tasso di interesse" della Relazione finanziaria semestrale sono illustrati gli effetti sulla variazione degli oneri finanziari e del

fair value dei derivati conseguente ad una variazione della curva forward dei tassi di interesse di +/- 50 bps.

Rischi legati alle attività industriali e di business

Rischi di contesto macroeconomico

Le attività del Gruppo sono sensibili ai cicli congiunturali e alle condizioni economiche generali dei paesi in cui opera. Un rallentamento dell'economia potrebbe determinare, ad esempio, un calo dei consumi e/o della produzione industriale, avendo di conseguenza un effetto negativo sulla domanda di energia elettrica e degli altri vettori offerti dal Gruppo, compromettendone i risultati, le prospettive ed impedendo l'attuazione delle strategie di sviluppo programmate.

La prima parte dell'anno 2024 ha visto, a livello continentale, una relativa modifica delle dinamiche economiche che hanno

caratterizzato l'anno precedente e che erano collegate all'attuale complesso quadro geopolitico ed economico: le principali economie dell'eurozona stanno riprendendo a crescere moderatamente anche in virtù di una stabilizzazione dei prezzi delle commodities energetiche sui mercati europei, in esito alla efficacia delle politiche di diversificazione delle fonti di approvvigionamento del gas naturale a suo tempo intraprese. L'economia globale continua, comunque, ad essere caratterizzata da un clima di relativa incertezza che incide tanto sulla volatilità dei prezzi delle materie prime e delle forniture in generale, quanto sui tempi di approvvigionamento di materiali ed apparecchiature, con possibili impatti sulle attività produttive ed il commercio internazionale.

Per gli anni a venire il protrarsi delle tensioni collegate ad una possibile riduzione delle forniture di gas e petrolio dai paesi che hanno sostituito la Russia in qualità di fornitori nonché le persistenti difficoltà nel traffico navale con il potenziale inasprimento delle tensioni sul Mar Rosso potranno influire negativamente sul percorso di ripresa delle economie, con particolare impatto su quelle occidentali. Gli effetti più o meno marcati dipenderanno dall'intensità e dalla durata delle crisi.

Rischi legati ai prezzi delle commodities e dell'energia

Il Gruppo A2A, con riferimento alle caratteristiche dei settori in cui opera, è esposto al rischio scenario energetico, ovvero al rischio legato alle variazioni dei prezzi delle materie prime energetiche (energia elettrica, gas naturale) e dei prezzi dei permessi di emissione di CO2 (EUAs). Variazioni significative, inattese e/o strutturali del prezzo delle commodities, soprattutto nel medio periodo, possono comportare una contrazione dei margini operativi del Gruppo e dei flussi di cassa.

Per mitigare questi rischi, il Gruppo ha approvato una Energy Risk Policy che disciplina le modalità con cui viene monitorato e gestito il rischio commodity ovvero il massimo livello di variabilità cui il risultato è esposto con riferimento all'andamento dei prezzi delle commodities energetiche. In coerenza con quanto previsto dalla Policy, vengono annualmente definiti ed approvati dal Consiglio di Amministrazione i limiti di rischio commodity del Gruppo.

Il rischio di mercato viene mitigato monitorando

10 Rischi e incertezze

10.1 Rischi e incertezze costantemente l'esposizione netta totale del portafoglio di Gruppo ed agendo sui fattori che ne condizionano maggiormente l'andamento. Vengono definite, ove necessario, idonee strategie di copertura volte a mantenere tale rischio entro i limiti stabiliti, tipicamente tramite coperture a 36 e 48 mesi.

Attraverso la gestione di contratti fisici e strumenti finanziari derivati si persegue dunque l'obiettivo di stabilizzare i flussi di cassa generati dal portafoglio di asset e dai contratti in essere, limitando, per quanto possibile, la volatilità dei risultati economici e finanziari del Gruppo al variare del prezzo delle commodities.

Rischi di contesto socio-ambientale

Possibili azioni di opposizione (il cosiddetto fenomeno "NIMBY - Not In My Back Yard") alla presenza degli impianti promosse da alcuni portatori di interesse ed amplificate attraverso l'uso dei social media, dovute ad una percezione negativa di alcune attività (come quelle di recupero e smaltimento rifiuti o di installazione di impianti fotovoltaici ed eolici) nei territori serviti, potrebbero ostacolare il regolare esercizio degli impianti esistenti nonché il processo autorizzativo di nuovi impianti e dunque la crescita pianificata dal Gruppo in alcune aree di business.

Per mitigare questo rischio il Gruppo ha istituito strutture organizzative dedicate al presidio dei rapporti istituzionali, con le comunità locali e con il territorio, al fine di instaurare e mantenere un dialogo collaborativo con i vari portatori di interesse. In tale quadro il Gruppo, al fine di costruire il consenso intorno alle proprie iniziative, partecipa a tavoli tecnici con interlocutori istituzionali a livello soprattutto locale nonché attraverso l'organizzazione dei forum multi-Stakeholder pensati per promuovere il dialogo con il territorio. Il forum nasce con lo scopo di identificare delle soluzioni che possano rispondere in modo mirato ed efficace alle esigenze e alle aspettative dei portatori di interesse e che consentano di promuovere la sostenibilità ambientale, economica e sociale delle attività svolte dalle Società e dal Gruppo e dei servizi erogati sul territorio.

Per la gestione di questo rischio il Gruppo ha adottato anche una piattaforma informatica per la mappatura degli Stakeholder e del grado di bontà della relazione, utile al fine di effettuare una gap analysis e supportare la pianificazione delle attività di Stakeholder Engagement e di miglioramento.

Rischi connessi ai cambiamenti climatici

Il Gruppo A2A ha in essere un sistema di identificazione, valutazione e gestione dei rischi connessi ai cambiamenti climatici che è parte integrante del processo di Enterprise Risk Management di Gruppo e dal presente anno di rendicontazione assume maggiore rilevanza, così come richiesto dalla nuova direttiva

sul reporting di sostenibilità, Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD).

I rischi e le opportunità climatiche sono identificati in base a tre orizzonti temporali: di breve termine, fino a un anno (corrispondente all'anno di budget), di medio termine, da 2 a 5 anni, e di lungo termine, dal sesto anno di Piano fino al 2035. La scelta di tali orizzonti è stata basata sull'analisi del contesto climatico, economico, energetico e normativo di riferimento.

I rischi climatici individuati per il Gruppo A2A sono il risultato della analisi di materialità effettuata considerando:

• le categorie di rischio delineate dalle raccomandazioni della Taskforce on Climate-related Financial Disclosure (TCFD);
• i business operati e i servizi offerti dal Gruppo;
• i pericoli legati al clima come classificati dalla Tassonomia UE e gli atti delegati emessi in attuazione del Regolamento UE 2020/852 sugli investimenti Green;
• lo standard ESRS E1 Climate Change predisposto nell'ambito della Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD).

Sul Bilancio Integrato viene pubblicata in dettaglio la Disclosure in accordo alle Raccomandazioni della TCFD, comprensiva della valutazione economico-finanziaria.

Il Gruppo effettua la sistematica valutazione dei rischi climatici cui è esposto costituendo un database che comprende le misure di adattamento e di riduzione dei rischi climatici attuate. La base conoscitiva così strutturata consentirà di individuare gli ambiti più rilevanti e condurre futuri approfondimenti sui parametri climatici previsionali nell'ottica di affinarne ulteriormente la valutazione e la gestione.

Qui di seguito viene presentata una sintesi qualitativa dei principali rischi legati al clima

Per i rischi climatici di tipo fisico (sia cronici che acuti) il Gruppo A2A fa riferimento al Framework dei pericoli legati al clima dell'Unione Europea emanato nell'ambito della tassonomia UE degli investimenti Green (Appendice A del Regolamento Delegato (UE) che integra il Regolamento UE 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio). I pericoli connessi ai regimi di temperatura, vento, precipitazione e masse solide possono generare impatti per le Società del Gruppo in collegamento alla riduzione o sospensione dei servizi e a danni agli asset aziendali e/o a persone.

Rischi climatici di tipo cronico

Le produzioni di energia idroelettrica e termoelettrica del Gruppo, la continuità dei servizi di distribuzione di acqua potabile erogati dal Gruppo, le produzioni di biogas/biometano, nonché le vendite di gas e calore per riscaldamento possono risentire delle variazioni sfavorevoli nel regime delle precipitazioni e delle temperature.

Con riferimento al settore idroelettrico, si possono verificare riduzioni nella disponibilità della risorsa idrica sia per effetto di eventuale riduzione all'ammontare complessivo annuo delle precipitazioni che del cambiamento della loro distribuzione nel corso dell'anno, con conseguente eventuale minore produzione di energia elettrica. L'andamento sfavorevole delle precipitazioni invernali e l'innalzamento delle temperature possono impattare anche sulla disponibilità delle risorse idriche d'alta quota. Nell'ambito idroelettrico, una ridotta disponibilità di acqua può portare anche a conflitti tra i vari portatori di interesse nonché limitazioni all'esercizio degli impianti.

Con riferimento al settore termoelettrico, in caso di innalzamento delle temperature estive dei corsi d'acqua, dei canali o del mare si possono verificare limitazioni al funzionamento degli impianti per difficoltà di raffreddare adeguatamente il ciclo termoelettrico.

Con riferimento al ciclo idrico integrato, periodi prolungati di siccità possono portare a scarsità di risorsa idrica per uso potabile con conseguenti eventuali interruzioni del servizio di distribuzione dell'acqua potabile nei comuni serviti, in particolare in quelli montani le cui fonti di approvvigionamento risentono maggiormente delle fluttuazioni delle precipitazioni.

Con riferimento agli impianti a biomassa, la carenza cronica di acqua conseguente all'eventuale modifica del regime delle precipitazioni nel breve e medio/lungo termine comportano rischi di minore disponibilità di biomassa proveniente da colture.

Le vendite di gas e calore per riscaldamento autunnale/invernale possono risentire di temperature particolarmente miti nelle stagioni autunnale e invernale.

Tutti questi fattori possono influenzare sfavorevolmente le produzioni, le vendite e la reputazione del Gruppo e determinare, di conseguenza, impatti economico-finanziari negativi.

Per mitigare questi rischi sono in corso numerose azioni:

• per garantire l'ottimale sfruttamento delle risorse idriche disponibili a scopo energetico, il Gruppo ha istituito delle strutture organizzative dedicate all'elaborazione di analisi e modelli ingegneristici a supporto

della programmazione, sia di medio sia di breve termine, degli impianti idroelettrici; la programmazione della produzione si avvale anche del supporto delle previsioni meteorologiche e della presenza di persone esperte interne al Gruppo; inoltre sono pianificati investimenti sia per ottimizzare l'utilizzo della risorsa idrica disponibile e derivata a scopo idroelettrico (pompaggi) sia per sfruttare energeticamente le acque rese disponibili per altri portatori di interesse prima del loro rilascio;

• con riferimento alla riduzione della domanda di energia termica da parte dell'utenza finale rispetto a quanto pianificato, il Gruppo, tramite il Piano Industriale, attua le seguenti strategie di riduzione del rischio: a) sviluppo delle reti di teleriscaldamento e aumento del numero dei clienti; b) ottimizzazione dei costi energetici con progetti di recupero di cascami termici e di revamping degli impianti esistenti. Inoltre, il Gruppo monitora le politiche di sostegno degli investimenti per lo sviluppo e l'estensione delle reti di TLR, anche nell'ambito del teleriscaldamento efficiente, effettua studi sulle alternative tecnologiche per il riscaldamento e partecipa a tavoli di confronto con gli enti locali sugli obiettivi ambientali;
• per garantire, anche sul lungo periodo, l'erogazione di acqua potabile in maniera continuativa, il Gruppo A2A monitora e mappa le perdite dalla rete idrica e interviene con investimenti di riduzione delle stesse (vedasi progetto Aquarius, installazione di sensori - noise logger - sulla rete idrica di Brescia, in grado di rilevare in real time il "rumore" di una perdita che fuoriesce da una tubazione, garantendo un elevato livello di funzionamento e manutenzione della rete idrica, riducendo i tempi d'intervento e gli scavi e il disagio per la viabilità e il passaggio pedonale); il Gruppo ha anche in atto un programma di investimenti per l'interconnessione degli acquedotti e la ricerca di nuove fonti di approvvigionamento idrico anche attraverso l'impiego di tecnologie innovative.

Rischi climatici di tipo acuto

Trattasi dei rischi per gli asset del Gruppo e per la continuità del business in esito ai rischi derivanti dai pericoli climatici fisici di tipo acuto (es. alluvioni, frane, bombe d'acqua, trombe d'aria ecc.) che interessino impianti e le infrastrutture del Gruppo e/o di terzi.

10 Rischi e incertezze

10.1 Rischi e incertezze Nell'ambito dell'attività di esercizio delle reti elettriche si conferma come particolarmente rilevante la tematica della continuità del servizio nei periodi caratterizzati da ondate di calore e/o precipitazioni particolarmente violente e concentrate che interessino i territori serviti, generando rischi di natura reputazionale in esito ad eventuali interruzioni prolungate nella erogazione del servizio.

Per mitigare questo rischio, oltre alle consuete attività di manutenzione, il Gruppo ha pianificato ed avviato il potenziamento degli interventi di razionalizzazione della magliatura delle reti stesse, la costruzione e messa in esercizio di nuove cabine primarie e secondarie, un piano triennale per l'incremento della resilienza della rete in accordo con ARERA nonché l'ampliamento di sistemi di gestione da remoto degli asset. Sono inoltre presenti presidi operativi di telecontrollo, avanzati strumenti tecnici di sicurezza, squadre di pronto intervento nonché specifici presidi per quelle infrastrutture che risultano maggiormente esposte a rischi di interruzione nella erogazione dei servizi. È stato istituito il Gruppo di Lavoro "Preparazione ondate di calore Milano", incaricato di coordinare le attività di prevenzione e gestione dei disservizi e delle relative attività di comunicazione.

Periodi di siccità, come quello che si è verificato nel 2022, specialmente se in concomitanza con ondate di calore possono comportare limitazioni al funzionamento degli impianti termoelettrici a causa della possibile mancanza di acqua sufficiente o sufficientemente fresca per il raffreddamento dei cicli di produzione. Le ondate di calore possono comportare un calo di rendimento della produzione per gli impianti raffreddati ad aria.

I fenomeni meteorologici estremi come alluvioni e smottamenti possono avere impatti negativi sugli asset del Gruppo (quali canali, reti di distribuzione, dighe, impianti) così come su infrastrutture di terzi necessarie per la continuità delle attività del Gruppo (es. linee di trasmissione dell'energia elettrica). Questi fattori possono determinare danni diretti sugli asset e/o indiretti dovuti alla interruzione delle attività produttive. Per mitigare questo rischio il Gruppo ha attuato piani e procedure di gestione delle emergenze.

Inoltre, sono in essere polizze assicurative che coprono tutti i rischi climatici fisici in presenza di danno materiale agli asset. Tali polizze sono estese a tutti gli asset del Gruppo A2A.

Inoltre, la progettazione e la realizzazione degli impianti (es. eolici e fotovoltaici) viene effettuata tenendo conto delle caratteristiche del territorio e della climatologia locale (es. stabilità dei versanti, ventosità, ecc).

Cambiamenti climatici e salute, sicurezza e ambiente

Il Gruppo tiene in considerazione anche i possibili effetti dei cambiamenti climatici sulle persone nonché sull'ambiente e il territorio. Le attività di raccolta e igiene urbana, quelle per i servizi a rete e presso gli impianti e i cantieri comportano la permanenza all'aperto dei lavoratori, che risultano esposti in particolare alle ondate di calore. Il Gruppo ha identificato questo rischio, che può incidere sia sul benessere individuale che sul rischio di infortuni, e ha posto in essere misure di mitigazione, quali la scelta di capi dall'elevata leggerezza dei tessuti nelle gare per la fornitura di vestiario, e di sensibilizzazione e informazione ai propri dipendenti, anche tramite l'attivazione di un sistema di alert in caso di forti aumenti previsti delle temperature.

I fenomeni acuti quali ad esempio le precipitazioni intense e le "bombe d'acqua" possono comportare allagamenti negli impianti e/o la tracimazione delle vasche di contenimento poste a protezione di eventuali sversamenti, con rischio di potenziale inquinamento del suolo o dei corpi idrici posti nelle vicinanze. Per mitigare questo rischio il Gruppo ha modificato la capacità dei sistemi di contenimento nelle situazioni più critiche.

Rischi di transizione

Infine, il Gruppo è esposto ai rischi connessi alla transizione verso una economia a bassa intensità di carbonio che si esprime attraverso cambiamenti normativi, innovazione tecnologica, modifiche negli stili di consumo e delle aspettative degli stakeholder. Questi fattori, se non fossero tenuti in sufficiente considerazione nella definizione delle scelte strategiche del Gruppo, potrebbero determinare impatti economicofinanziari dovuti ad esempio al deprezzamento di asset industriali nonché a possibili ricadute reputazionali. Le modifiche del quadro normativo dell'Emission Trading Scheme (EUAs) e l'eventuale inclusione nel meccanismo di attività oggi escluse potrebbero comportare impatti sfavorevoli per il Gruppo. Le incertezze sui prezzi dei permessi di emissione di CO2 (EUAs) possono dare luogo a impatti, sfavorevoli o favorevoli, sulla redditività degli impianti di produzione di energia elettrica.

Il Gruppo ha ribadito il proprio impegno nella decarbonizzazione anche nel Piano 2024-2035, confermando il proprio obiettivo di riduzione del fattore emissivo a 226 gCO2/kWh al 2030, pari a una riduzione del 47% del fattore emissivo di CO2 rispetto al valore del 2017 (425 gCO2/kWh).

Non solo: con il Piano 2024-2035, il Gruppo si è impegnato anche nella decarbonizzazione della propria catena di fornitura nell'orizzonte di Piano, ponendosi un obiettivo sul calcolo e sulla riduzione delle emissioni di scope 3, secondo le seguenti percentuali: -5% nel 2025, -10% nel 2028 e -30% nel 2035. Il raggiungimento dei target di decarbonizzazione è soggetto alle seguenti principali fonti di incertezza:

• eventuali situazioni geopolitiche, di mercato o climatiche, che potrebbero comportare l'aumento della domanda di energia da fonte fossile, sia per far fronte ad una eventuale maggiore domanda interna di energia sia per compensare eventuali minori produzioni da fonte rinnovabile (idroelettrica) e/o eventuali minori importazioni;

• sviluppo tecnologico insufficiente, che potrebbe non supportare adeguatamente la sostituzione della produzione fossile e/o la rimozione del carbonio ("carbon removal") proveniente dai processi che sono intrinsecamente "carbon intensive" (hard-to-abate).

Per mitigare queste incertezze il Gruppo analizza e valuta le possibili iniziative di investimenti in linea con il percorso di decarbonizzazione pianificato ed effettua sperimentazioni e investimenti per la cattura della CO2 (carbon capture).

Rischi operativi dovuti al possesso e alla gestione degli impianti di produzione elettrica, di cogenerazione, di trattamento e recupero dei rifiuti nonché delle reti e impianti di distribuzione

Il Gruppo gestisce siti produttivi, infrastrutture e servizi operativamente e tecnologicamente complessi (centrali elettriche, dighe, impianti di recupero, trattamento e smaltimento rifiuti, centrali di cogenerazione del calore, reti di distribuzione per elettricità, gas, calore, servizi di raccolta rifiuti e igiene urbana, servizio integrato di erogazione di acqua potabile, ecc.). Guasti meccanici e/o elettrici accidentali, cedimenti infrastrutturali, incendi, possibili attacchi terroristici nonché agitazioni sindacali potrebbero determinare danni agli asset e, nei casi peggiori, compromettere la capacità produttiva del Gruppo, nonché la possibilità di garantire la continuità dei servizi erogati. A ciò si aggiunga, con specifico riferimento all'attuale contesto, la potenziale difficoltà nel reperimento di materiali e forniture nell'ottica della effettuazione delle attività di manutenzione ordinaria di impianti ed infrastrutture.

Tutti questi fattori possono determinare anche incrementi dei costi, danni a terze parti, così come penali imposte dalle autorità competenti.

Per mitigare questi rischi il Gruppo realizza strategie di gestione preventiva volte a ridurre le probabilità di accadimento delle cause e/o finalizzate ad attenuarne gli impatti. Inoltre, il Gruppo ha in essere investimenti volti a garantire il costante aggiornamento

tecnologico e adeguati livelli manutentivi degli impianti, piani e procedure per la gestione delle emergenze nonché dispone di un Crisis Plan che prevede la istituzione di comitati interdisciplinari di gestione, organizzati sia a livello di Gruppo sia di Business Unit e tra loro coordinati.

Per coprire i rischi residuali, il Gruppo ha stipulato polizze assicurative a copertura dei danni diretti e indiretti che potrebbero manifestarsi. Nell'ambito del contratto assicurativo vengono condotti periodicamente sopralluoghi sugli impianti e raccomandati/verificati interventi di miglioramento della sicurezza degli asset e di loss prevention.

Rischi di information technology e di operational technology

Le attività del Gruppo A2A sono gestite attraverso sistemi informativi e reti sia IT (Information Technology) sia OT (Operational Technology) che supportano i principali processi aziendali, siano essi operativi, amministrativi o commerciali. In particolare, il Gruppo utilizza sistemi informatici per registrare, elaborare e sintetizzare informazioni finanziarie e risultati delle attività a fini di rendicontazione interna, nonché per ottemperare ai requisiti normativi, legali e fiscali. Inoltre, il Gruppo raccoglie e archivia, presso Data Center, dati sensibili, tra cui proprietà intellettuale, informazioni commerciali e informazioni personali di clienti, fornitori di servizi e dipendenti. Il funzionamento di questi sistemi e reti informatiche e tecnologiche, nonché la capacità di elaborazione e di conservazione di questi dati in modo sicuro, sono fondamentali per le attività del Gruppo.

L'aumento delle minacce alla sicurezza della infrastruttura informatica, per effetto da un lato dell'utilizzo sempre più pervasivo di strumenti personali a seguito della remotizzazione del lavoro e dall'altro dell'aumento della probabilità di attacchi cibernetici anche "state sponsored" nonché forme di criminalità informatica sempre più sofisticate, rappresentano un rischio per la sicurezza dei sistemi e delle reti del Gruppo e per la riservatezza, la disponibilità e l'integrità dei suoi dati. Una violazione della sicurezza potrebbe esporre il Gruppo, i propri clienti, i fornitori di servizi ed i dipendenti a rischi di uso improprio di informazioni o sistemi, compromissione ed uso fraudolento di informazioni riservate, perdita di risorse finanziarie, manipolazione e distruzione di

10 Rischi e incertezze

10.1 Rischi e incertezze dati nonché interruzioni operative. Tutti questi fattori potrebbero incidere negativamente sulla reputazione, sulla posizione competitiva, sulle attività e sui risultati del Gruppo; le violazioni della sicurezza dei sistemi informativi potrebbero anche comportare controversie, sanzioni pecuniarie e interdittive, nonché costi operativi e di altra natura.

Per mitigare questo rischio sono in atto nel Gruppo numerose azioni: delineazione di politiche e procedure interne, emanazione di specifiche policy che forniscano un modello di analisi e di gestione del rischio di cyber security integrato con i processi aziendali, strumenti di segregazione degli accessi alle informazioni, adozione progressiva di misure finalizzate ad incrementare la sicurezza richiedendo fattori aggiuntivi per verificare l'utente (Multi Factor Authentication), procedure relative all'utilizzo dei dispositivi mobili, valutazioni inerenti la vulnerabilità dei sistemi e degli applicativi, software specifici per la ricerca di malware, attività di formazione specifica nonché test per aumentare la consapevolezza dei dipendenti (es. simulazioni di mail di phishing), attività periodiche di IT Security risk assessment per identificare gli applicativi più critici, audit interni focalizzati sulla resilienza dei sistemi ed efficacia delle misure adottate. A questo proposito si evidenzia che è stato definito e concordato, tra le strutture organizzative deputate al presidio del rischio, un programma di trattamento unificato IT/OT che monitora le attività in corso unitamente alle iniziative di mitigazione identificate nel corso dell'anno 2023 e che verranno implementate nei prossimi anni: in tal modo la roadmap del Gruppo sulla resilienza cibernetica è stata suddivisa organicamente in differenti cantieri che a loro volta accolgono numerose iniziative per ambito di intervento.

Inoltre, si segnala il continuo miglioramento del Security Operations Center al fine di aumentare l'efficacia del monitoraggio delle minacce, nonché interventi specifici per mitigare i rischi emergenti, anche a seguito del consistente utilizzo della modalità di lavoro da remoto. Si evidenzia infine che nel corso del 2022 la Società ha conseguito la certificazione ISO 27001, standard internazionale della sicurezza delle informazioni: in tale ottica sono previsti ampliamenti di perimetro dello standard citato, al fine di conseguire ed uniformare, a livello di Gruppo, modalità operative e gestionali in ambito IT security.

Le eventuali inadeguatezze, frammentazioni, indisponibilità e/o malfunzionamenti degli applicativi potrebbero compromettere la capacità del Gruppo di operare nei tempi e modi prestabiliti. Questi fattori potrebbero comportare una perdita di reputazione verso i clienti, nonché impatti economico finanziari. Per mitigare questo rischio sono in corso attività di rinnovamento e/o sostituzione delle piattaforme esistenti, ovvero piani di razionalizzazione dei sistemi applicativi

in uso, in particolare per quanto concerne le piattaforme di Customer Relationship Management e di fatturazione a supporto delle attività commerciali. Le iniziative sopra elencate sono volte alla realizzazione di una progressiva de-obsolescenza dell'architettura informatica di Gruppo nell'ottica di efficientare le attività operative nonché intensificare la robustezza dei dati trattati dalle minacce esterne.

Inoltre, sussiste il rischio di possibili interruzioni rilevanti e prolungate dei sistemi informativi e delle infrastrutture aziendali a seguito di potenziali eventi (naturali e non) che le colpiscano, con conseguenze, potenzialmente anche critiche, sulla capacità del Gruppo di mantenere la continuità di funzionamento dei propri sistemi. Per mitigare questo rischio, il Gruppo ha ultimato il proprio piano di Disaster Recovery (DR), che prevede un piano di ripristino degli applicativi più critici e relativi abilitanti entro specifiche tempistiche, ne prevede il periodico back-up e la duplicazione dei dati. Il piano di DR può contare oggi sulla presenza di due Data Center (primario e back up), dotati di elevati livelli di sicurezza in termini di continuità del servizio; vengono periodicamente effettuati test per verificare il rispetto dei requisiti di continuità dei sistemi presso i due Data Center, che consistono in primis nella capacità di riaccensione dei sistemi in seguito a loro accidentale spegnimento e successivamente nel rispetto dei tempi di ripristino (i.e. "RTO - Recovery Time Objective").

È stata comunque delineata ed intrapresa una strategia (Cloud Transformation) mirata a trasferire sul cloud, nell'orizzonte temporale di qualche anno, la maggior parte dei sistemi ed applicativi di Gruppo, per rendere maggiormente fruibili e resilienti i sistemi informativi: in tale ottica sono stati siglati diversi accordi e MoU con importanti player del settore per delineare un programma di graduale trasferimento delle applicazioni aziendali e contestuale abbandono degli attuali Data Center fisici.

Con riferimento al progetto di Business Continuity Plan sono stati individuati i processi critici sulla scorta delle evidenze della Business Impact Analysis ed è stato predisposto un Sistema di Gestione della Continuità Operativa – SGCO. Grazie anche alla presenza del Disaster Recovery Plan di cui sopra, alcune società del Gruppo hanno ottenuto la certificazione ISO 22301 (Gestione della continuità operativa). Nei prossimi anni si provvederà all'estensione del perimetro di certificazione ad altre società controllate del Gruppo.

Infine, si evidenzia la crescente attenzione a possibili impatti derivanti dalla applicazione di sistemi di intelligenza artificiale generativa (Generative AI) sui business operati dal Gruppo; a maggio 2024 è stato approvato, in ambito comunitario, l'AI Act, una prima regolamentazione della materia a livello di Unione Europea che, adottata in tutte le nazioni europee,

imporrà una serie di obblighi e vincoli in capo alle società ed istituzioni che fanno uso di intelligenza artificiale nei loro sistemi informativi, in accordo con il grado di rischio stimato. Il Gruppo A2A ha già effettuato una prima attività di ricognizione e mappatura degli applicativi AI per classe di rischio, ha redatto ed emanato una policy sull'utilizzo in azienda della Generative AI che disciplina, tra le altre cose, le attività di controllo per l'utilizzo della AI stessa ed ha istituito un Gruppo di Lavoro ad hoc con il compito di definire linee guida e requisiti per la governance e gestione del rischio, censire e classificare le applicazioni aziendali che fanno uso della AI e analizzarne il livello di rischio in coerenza con l'AI Act, effettuare attività di formazione nonché redigere le guide necessarie all'impiego della nuova tecnologia.

Rischi di salute e sicurezza

Il manifestarsi di tali rischi può avvenire sia in caso di accadimento incidenti o di infortuni gravi o gravissimi che interessino i dipendenti nonché i lavoratori delle ditte appaltatrici e/o i terzi sia in caso di malattie professionali. Tali rischi sono connessi alle attività del Gruppo quali, ad esempio, quelle legate ai servizi operativi sul territorio ed allo svolgimento dei processi di esercizio e manutenzione presso gli impianti.

Il manifestarsi di tali rischi può comportare la perdita di reputazione, nonché procedimenti penali, civili e/o amministrativi per violazioni alla normativa, e/o sanzioni, costi per risarcimenti e/o aumento dei premi assicurativi nonché, nei casi peggiori, interruzione dell'operatività degli impianti, con conseguenti impatti economicofinanziari negativi per il Gruppo.

Per mitigare questi rischi il Gruppo ha istituito strutture organizzative dedicate alla gestione degli aspetti di Salute e Sicurezza presso la capogruppo nonché presso le Business Units, le singole Società ed i principali impianti. Inoltre, il Gruppo mantiene attivi i Sistemi di Gestione per la Salute e la Sicurezza certificati secondo lo standard ISO 45001, per la capogruppo A2A e per la maggior parte delle Società controllate. Le principali società del gruppo che operano nel settore della raccolta e igiene urbana e che sono particolarmente esposte al rischio di incidenti stradali sono certificate secondo lo standard ISO 39001 sulla sicurezza stradale. Oltre ai piani di formazione obbligatoria specifica per ogni ruolo e incarico aziendale, sono stati attuati

ed estesi progressivamente, anche a tutte le Business Units, programmi di formazione "Leadership in Health and Safety – LiHS", che prevedono, a tutti i livelli, un coinvolgimento emozionale sul tema della sicurezza e la diffusione della cultura della sicurezza tramite persone leader individuate all'interno delle aree operative.

Per alcune Società del Gruppo è stata conseguita la certificazione secondo lo Standard SA8000, che consente all'organizzazione la corretta gestione ed il monitoraggio costante di tutte le attività ed i processi inerenti alle condizioni dei lavoratori (diritti umani, sviluppo, valorizzazione, formazione e crescita professionale delle persone, salute e sicurezza dei lavoratori, non discriminazione, lavoro dei minori e dei giovani), con estensione dei requisiti anche a fornitori e subfornitori.

Rischi ambientali

Il manifestarsi di tali rischi può avvenire come conseguenza sia di incidentalità nei processi produttivi sia di particolari caratteristiche del business svolto dal Gruppo che può portare a reazioni da parte dell'opinione pubblica circa presunte ricadute sull'ambiente e/o sulla salute delle popolazioni residenti. Tali rischi sono connessi, ad esempio, allo smaltimento dei residui di produzione, alle emissioni conseguenti ai processi produttivi, alla gestione delle attività di raccolta, stoccaggio, trattamento e smaltimento rifiuti, alla depurazione delle acque, alla gestione delle attività di svuotamento e manutenzione degli invasi di raccolta delle risorse idriche destinate alla produzione di energia elettrica, ecc. Tutti questi fattori possono potenzialmente comportare perdita di reputazione, procedimenti penali, civili e amministrativi, sanzioni, costi di risanamento e ripristino ambientale nonché, nei casi peggiori, interruzione dell'operatività degli impianti con conseguenti impatti economico-finanziari negativi per il Gruppo.

Si segnala inoltre che l'eventuale emanazione di modifiche al corpo normativo esistente potrebbe comportare possibili sanzioni collegate al ritardato recepimento delle predette modifiche, costi ed investimenti incrementali e non previsti per garantire il rispetto delle nuove prescrizioni nonché impatti operativi e/o di redditività su alcune attività industriali.

10 Rischi e incertezze

10.1 Rischi e incertezze Per mitigare questi rischi il Gruppo, oltre a realizzare sistemi tecnici e tecnologici di prevenzione e riduzione dell'inquinamento presso le varie realtà industriali in ottemperanza alle normative di settore ed in accordo alle migliori tecniche disponibili, ha istituito strutture organizzative dedicate alla gestione degli aspetti di Ambiente presso la capogruppo nonché presso le Business Units, le singole società e i principali impianti. Il Gruppo, inoltre, mantiene attivi i Sistemi di Gestione Ambientale certificati secondo lo standard ISO 14001 per la capogruppo A2A e per le principali Società. Per alcuni siti sono anche in essere le registrazioni secondo il regolamento europeo EMAS.

Con specifico riferimento alla gestione delle discariche del Gruppo anche in gestione post-operativa si evidenzia come vengano regolarmente effettuate attività di monitoraggio dei valori degli inquinanti in falda ed invio delle relazioni riepilogative agli enti di riferimento, frequenti sono i controlli svolti da ARPA nonché l'esecuzione di audit interni e da parte di certificatori esterni per il mantenimento, tra le altre, della aderenza alla norma UNI EN ISO 14001.

A copertura del rischio ambientale residuale, il Gruppo A2A ha stipulato un'assicurazione contro i danni da inquinamento, sia di tipo accidentale sia graduale, cioè, sia per eventi originati da un fatto improvviso ed imprevedibile sia in caso di danno ambientale connaturato con l'esercizio continuativo delle attività.

Il Gruppo è inoltre attivo nel monitoraggio della normativa in itinere (in particolare è stato istituito un Gruppo di lavoro per il monitoraggio dei provvedimenti normativi afferenti al Green Deal europeo) nonché presente sui tavoli tecnici indetti dalle associazioni con lo scopo di evidenziare le eventuali criticità legate all'evoluzione normativa.

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Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154-bis comma 5 del D.Lgs. 58/98

Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154-bis comma 5 del D.Lgs. 58/98

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Relazione della Società di Revisione

12 Relazione della Società di Revisione

EY S.p.A. Via Meravigli, 12 20123 Milano

Tel: +39 02 722121 Fax: +39 02 722122037 ey.com

Relazione di revisione contabile limitata sul bilancio consolidato semestrale abbreviato

Agli Azionisti della A2A S.p.A.

Introduzione

Abbiamo svolto la revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato, costituito dalla situazione patrimoniale-finanziaria consolidata, dal conto economico consolidato, dal conto economico complessivo consolidato, dal prospetto delle variazioni dei conti di patrimonio netto consolidato, dal rendiconto finanziario consolidato e dalle relative note illustrative della A2A S.p.A. e controllate (Gruppo A2A) al 30 giugno 2024. Gli Amministratori sono responsabili per la redazione del bilancio consolidato semestrale abbreviato in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea. E' nostra la responsabilità di esprimere una conclusione sul bilancio consolidato semestrale abbreviato sulla base della revisione contabile limitata svolta.

Portata della revisione contabile limitata

Il nostro lavoro è stato svolto secondo i criteri per la revisione contabile limitata raccomandati dalla Consob con Delibera n. 10867 del 31 luglio 1997. La revisione contabile limitata del bilancio consolidato semestrale abbreviato consiste nell'effettuare colloqui, prevalentemente con il personale della società responsabile degli aspetti finanziari e contabili, analisi di bilancio ed altre procedure di revisione contabile limitata. La portata di una revisione contabile limitata è sostanzialmente inferiore rispetto a quella di una revisione contabile completa svolta in conformità ai principi di revisione internazionali (ISA Italia) e, conseguentemente, non ci consente di avere la sicurezza di essere venuti a conoscenza di tutti i fatti significativi che potrebbero essere identificati con lo svolgimento di una revisione contabile completa. Pertanto, non esprimiamo un giudizio sul bilancio consolidato semestrale abbreviato.

Conclusioni

Sulla base della revisione contabile limitata svolta, non sono pervenuti alla nostra attenzione elementi che ci facciano ritenere che il bilancio consolidato semestrale abbreviato del Gruppo A2A al 30 giugno 2024 non sia stato redatto, in tutti gli aspetti significativi, in conformità al principio contabile internazionale applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale (IAS 34) adottato dall'Unione Europea.

Milano, 1° agosto 2024

EY S.p.A.

Enrico Lenzi (Revisore Legale)

EY S.p.A. Sede Legale: Via Meravigli, 12 – 20123 Milano Sede Secondaria: Via Lombardia, 31 – 00187 Roma Capitale Sociale Euro 2.975.000,00 i.v. Iscritta alla S.O. del Registro delle Imprese presso la CCIAA di Milano Monza Brianza Lodi Codice fiscale e numero di iscrizione 00434000584 - numero R.E.A. di Milano 606158 - P.IVA 00891231003 Iscritta al Registro Revisori Legali al n. 70945 Pubblicato sulla G.U. Suppl. 13 - IV Serie Speciale del 17/ 2/ 1998

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