Interim / Quarterly Report • Aug 2, 2016
Interim / Quarterly Report
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| 3 | Organi sociali | |
|---|---|---|
| 54 | Informazioni di carattere generale | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 176 | Business Unit Generazione e Trading | |||
|---|---|---|---|---|
Quadro macroeconomico Andamento del mercato energetico
Rischi e incertezze
| PRESIDENTE | Giovanni Valotti | ||
|---|---|---|---|
| VICE PRESIDENTE | Giovanni Comboni | ||
| AMMINISTRATORE DELEGATO Luca Camerano |
|||
| CONSIGLIERI | Antonio Bonomo Giambattista Brivio Maria Elena Cappello Michaela Castelli Elisabetta Ceretti Luigi De Paoli Fausto Di Mezza Stefano Pareglio Secondina Giulia Ravera |
| PRESIDENTE | |
|---|---|
| Giacinto Gaetano Sarubbi | |
| SINDACI EFFETTIVI | |
| Cristina Casadio | |
| Norberto Rosini | |
| SINDACI SUPPLENTI | |
| Onofrio Contu | |
| Paolo Prandi |
Ernst & Young S.p.A.
Dati di sintesi del Gruppo A2A
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:
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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.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
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| Ricavi ________ | 2.323 milioni di euro |
|---|---|
| Margine operativo lordo __________ | 614 milioni di euro |
| Risultato del periodo _______ | 254 milioni di euro |
| Dati economici Milioni di euro |
01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
|---|---|---|
| Ricavi | 2.323 | 2.467 |
| Costi operativi | (1.398) | (1.591) |
| Costi per il personale | (311) | (314) |
| Margine operativo lordo | 614 | 562 |
| Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni | (234) | (248) |
| Risultato operativo netto | 380 | 314 |
| Risultato da transazioni non ricorrenti | 52 | (1) |
| Gestione finanziaria | (59) | (74) |
| Risultato al lordo delle imposte | 373 | 239 |
| Oneri per imposte sui redditi | (106) | (77) |
| Risultato netto da attività operative cessate | - | - |
| Risultato di pertinenza di terzi | (13) | (10) |
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo | 254 | 152 |
| Margine operativo lordo/Ricavi | 26,4% | 22,8% |
Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2016
| Dati patrimoniali Milioni di euro |
30 06 2016 | 31 12 2015 |
|---|---|---|
| Capitale investito netto | 5.958 | 6.156 |
| Patrimonio netto del Gruppo e di terzi | 3.126 | 3.259 |
| Posizione finanziaria netta consolidata | (2.832) | (2.897) |
| Posizione finanziaria netta consolidata / Patrimonio netto del Gruppo e di terzi | 0,91 | 0,89 |
| Posizione finanziaria netta consolidata / EBITDA Rolling 12 mesi | 2,57 | 2,80 |
| Dati finanziari Milioni di euro |
01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
|---|---|---|
| Flussi finanziari netti da attività operativa | 370 | 361 |
| Flussi finanziari netti impiegati nell'attività di investimento | (163) | (134) |
| Free cash flow (dato Rendiconto finanziario) | 207 | 227 |
| Indicatori significativi | 30 06 2016 | 30 06 2015 |
|---|---|---|
| Media Euribor a sei mesi | (0,126%) | 0,093% |
| Prezzo medio del Brent (USD/bbl) | 41,0 | 59,4 |
| Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Baseload (Euro/MWh) | 37,0 | 49,9 |
| Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Peakload (Euro/MWh) | 40,9 | 54,7 |
| Prezzo medio del carbone (Euro/tonn) | 42,0 | 53,6 |
| Prezzo medio del gas al PSV (*) (Euro/MWh) | 14,6 | 23,3 |
| Prezzo medio diritti di emissione EU ETS (**) (Euro/tonn) | 5,7 | 7,2 |
(*) Prezzo del gas di riferimento per il mercato italiano
(**) EU Emissions Trading System
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2016
| Principali indicatori operativi del Gruppo | 30 06 2016 | 30 06 2015 |
|---|---|---|
| EE venduta a clienti grossisti (GWh) | 3.122 | 4.373 |
| EE venduta a clienti retail (GWh) | 3.989 | 3.736 |
| EE venduta in Borsa (GWh) | 6.532 | 5.482 |
| EE venduta mercato interno ed estero (GWh) - EPCG | 1.601 | 1.646 |
| Gas venduto a clienti grossisti (Mmc) | 223 | 204 |
| Gas venduto a clienti retail (Mmc) | 664 | 628 |
| Calore venduto (GWht) | 1.332 | 1.334 |
| EE distribuita (GWh) | 5.466 | 5.522 |
| EE distribuita (GWh) - EPCG | 1.044 | 1.054 |
| Gas distribuito (Mmc) | 1.039 | 1.068 |
| Acqua distribuita (Mmc) | 31 | 29 |
| Rifiuti smaltiti (Kton) | 1.224 | 1.328 |
| Dettaglio produzioni | 30 06 2016 | 30 06 2015 |
|---|---|---|
| Produzione termoelettrica (GWh) | 3.722 | 3.713 |
| Produzione termoelettrica (GWh) - EPCG | 412 | 610 |
| Produzione idroelettrica (GWh) | 2.262 | 2.278 |
| Produzione idroelettrica (GWh) - EPCG | 1.082 | 884 |
| Produzione calore (GWht) | 1.317 | 1.337 |
| Produzione di energia elettrica da cogenerazione (GWh) | 109 | 146 |
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(*) Fonte CONSOB per le quote superiori al 2% (aggiornamento al 30 giugno 2016).
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| Dati societari di A2A S.p.A. | 30 06 2016 | 31 12 2015 |
|---|---|---|
| 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) | 61.917.609 | 26.917.609 |
| Capitalizzazione al 30 giugno 2016 (milioni di euro) | 3.691 | |
|---|---|---|
| Capitale sociale al 30 giugno 2016 (azioni) | 3.132.905.277 | |
| Primo semestre 2016 | Ultimi 4 trimestri | |
| Capitalizzazione media (milioni di euro) | 3.598 | 3.668 |
| Volumi medi (azioni) | 13.538.360 | 13.884.437 |
| Prezzo medio (euro per azione) | 1,15 | 1,17 |
| Prezzo massimo (euro per azione) | 1,29 | 1,35 |
| Prezzo minimo (euro per azione) | 0,96 | 0,96 |
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Fonte: Bloomberg
Il titolo A2A è scambiato anche sulle seguenti piattaforme: Chi-X, BATS, Turquoise, Equiduct, Sigma-X, Aquis, BOAT OTC, LSE Europe OTC, BATS Chi-X OTC.
Il 22 giugno 2016 A2A ha distribuito un dividendo pari a 0,041 euro per azione.
| FTSE MIB |
|---|
| STOXX Europe |
| EURO STOXX |
| Wisdom Tree |
| S&P Developed Ex-US |
| Axia Sustainable Index |
|---|
| ECPI Ethical Index EMU |
| Ethibel Sustainability Index Excellence Europe |
| FTSE ECPI Italia SRI Benchmark |
| Solactive Climate Change Index |
| Standard Ethics Italian Index |
Fonte: Bloomberg e informazioni societarie
A2A è inoltre inclusa nell'Ethibel Excellence Investment Register e nell'Ethibel Pioneer Investment Register.
Fonte: Bloomberg
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| Attuale | ||
|---|---|---|
| Rating medio/lungo termine | BBB | |
| Standard & Poor's | Rating breve termine | A–2 |
| Outlook | Stabile | |
| Rating medio/lungo termine | Baa3 | |
| Moody's | Outlook | Stabile |
Fonti: agenzie di rating.
Di seguito si riportano i risultati economici del Gruppo A2A al 30 giugno 2016, confrontati con il corrispondente periodo del precedente esercizio:
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni |
|---|---|---|---|
| Ricavi | 2.323 | 2.467 | (144) |
| di cui: | |||
| - Ricavi di vendita e prestazioni | 2.180 | 2.377 | (197) |
| - Altri ricavi operativi | 143 | 90 | 53 |
| Costi operativi | (1.398) | (1.591) | 193 |
| Costi per il personale | (311) | (314) | 3 |
| Margine operativo lordo | 614 | 562 | 52 |
| Ammortamenti e svalutazioni | (198) | (199) | 1 |
| Accantonamenti | (36) | (49) | 13 |
| Risultato operativo netto | 380 | 314 | 66 |
| Risultato da transazioni non ricorrenti | 52 | (1) | 53 |
| Oneri netti di gestione finanziaria | (63) | (77) | 14 |
| Quota di risultato di società consolidate ad equity | 4 | 3 | 1 |
| Risultato da cessione di altre partecipazioni | - | - | - |
| Risultato al lordo delle imposte | 373 | 239 | 134 |
| Oneri per imposte sui redditi | (106) | (77) | (29) |
| Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte |
267 | 162 | 105 |
| Risultato netto da attività operative cessate | - | - | - |
| Risultato di pertinenza di terzi | (13) | (10) | (3) |
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo | 254 | 152 | 102 |
Nel primo semestre 2016, i "Ricavi" del Gruppo A2A, pari a 2.323 milioni di euro, si sono ridotti del 5,8% rispetto ai primi sei mesi dell'anno precedente, principalmente a seguito della riduzione dei ricavi di vendita di energia elettrica sui mercati all'ingrosso.
Sulla flessione dei ricavi di Gruppo ha pesato inoltre, nonostante l'incremento dei volumi venduti, il calo dei prezzi di vendita sia gas che elettricità registrato nel mercato retail.
Il "Margine Operativo Lordo" è risultato pari a 614 milioni di euro, in crescita di 52 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015.
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Delta | Delta % |
|---|---|---|---|---|
| Generazione e Trading | 170 | 192 | (22) | (11,5%) |
| Commerciale | 73 | 54 | 19 | 35,2% |
| Ambiente | 119 | 110 | 9 | 8,2% |
| Reti e Calore | 227 | 183 | 44 | 24,0% |
| Estero | 35 | 32 | 3 | 9,4% |
| Altri Servizi e Corporate | (10) | (9) | (1) | n.a. |
| Totale | 614 | 562 | 52 | 9,3% |
La tabella che segue ne evidenzia la composizione per Business Unit:
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading è risultato pari a 170 milioni di euro, in riduzione di 22 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi dell'anno precedente.
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Nel confronto con il primo semestre del 2015, il risultato del 2016 beneficia di maggiori partite non ricorrenti per circa 10 milioni di euro, mentre risente, per circa 4 milioni di euro, dell'effetto negativo della variazione di perimetro riconducibile all'assegnazione degli impianti idroelettrici del nucleo di Udine (ad eccezione di Ampezzo e Somplago) - il cosiddetto "Ramo Cellina" - a favore di Cellina Energy S.r.l. per effetto della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. con efficacia 1° gennaio 2016. Al netto di tali effetti non ricorrenti, il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading risulta in riduzione di circa 28 milioni di euro. Tale contrazione è prevalentemente riconducibile all'uscita della centrale termoelettrica di San Filippo del Mela dal regime di essenzialità a fine Maggio 2016, al segmento gas, penalizzato dall'andamento negativo dello scenario energetico e al minore margine realizzato sulle attività del portafoglio di Trading, dovuto alla compressione degli spread con l'estero e al venir meno di alcune opportunità sul mercato dei certificati ambientali (quale la conclusione del meccanismo dei Certificati Verdi).
Hanno invece parzialmente compensato tali dinamiche la buona perfomance registrata nel mercato dei titoli ambientali, nonché i risultati degli impianti a ciclo combinato a gas, che hanno beneficiato di una maggiore attività sui mercati secondari ed hanno compensato la forte diminuzione dei prezzi di vendita dei nuclei idroelettrici, nonché la flessione degli spread dell'impianto a carbone di Monfalcone.
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Commerciale si è attestato a 73 milioni di euro, in crescita di 19 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015.
Al netto di componenti positive di reddito non ricorrenti rilevate nei primi sei mesi del 2016 pari a circa 6 milioni di euro, il Margine Operativo Lordo della Business Unit risulta in crescita di 13 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2015 prevalentemente a seguito della crescita dei risultati registrata nel comparto della vendita di energia elettrica.
Tale andamento ha interessato sia il mercato libero a seguito dell'incremento dei volumi venduti e del maggior numero di punti serviti, sia il mercato della tutela per effetto dell'aumento della quota tariffaria a copertura dei costi di commercializzazione.
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Ambiente è risultato pari a 119 milioni di euro, in crescita di 9 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.
Al netto delle partite non ricorrenti che hanno caratterizzato i due periodi di confronto (rispettivamente partite positive non ricorrenti pari a 8 milioni di euro nel 2016 e 2 milioni di euro nel 2015), il Margine Operativo Lordo della Business Unit cresce di 3 milioni di euro rispetto ai primi 6 mesi del 2015.
Alla crescita dei risultati del semestre hanno contribuito:
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Tale andamento è stato parzialmente compensato da un effetto prezzo negativo (seppur mitigato dalle vendite forward) riconducibile alla vendita di energia elettrica e calore prodotti dagli impianti waste to energy del Gruppo, nonché dalla riduzione delle quantità smaltite presso la discarica di lotti inertizzati di Corteolona (dal mese di maggio 2015) e le discariche di Cavaglià e Montichiari.
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Reti e Calore è risultato pari a 227 milioni di euro, in crescita di 44 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2015.
Si segnala tuttavia che tale crescita è riconducibile in prevalenza alla registrazione di partite di ricavo non ricorrenti per il ciclo idrico e relative agli anni 2007-2011.
Al netto di tali partite non ricorrenti positive registrate nei due periodi di confronto (rispettivamente circa 51 milioni di euro nel primo semestre 2016 e circa 2 milioni di euro nel primo semestre dell'anno precedente), il Margine Operativo Lordo della Business Unit risulta in flessione di circa 4 milioni di euro rispetto al primo semestre dell'anno precedente.
Tale andamento è sostanzialmente riconducibile a:
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I margini relativi all'attività di illuminazione pubblica risultano invece complessivamente in linea rispetto a quelli del primo semestre dell'anno precedente.
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Estero è risultato pari a 35 milioni di euro, in crescita di 3 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è riconducibile in prevalenza ad un recupero di marginalità del comparto energia nel corso del secondo trimestre dell'anno grazie alle maggiori quantità di energia elettrica esportate e ad una contestuale contrazione delle quantità di import, nonché ad un ulteriore miglioramento della perfomance del comparto distribuzione dovuto principalmente ai minori costi operativi.
Gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni" ammontano complessivamente a 234 milioni di euro (248 milioni di euro al 30 giugno 2015) ed includono gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali e materiali per 197 milioni di euro (199 milioni di euro al 30 giugno 2015), svalutazioni di immobilizzazioni per 1 milione di euro (nessun valore al 30 giugno 2015) ed accantonamenti netti per 36 milioni di euro (49 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Gli "Ammortamenti e svalutazioni" risultano pari a 198 milioni di euro (199 milioni di euro al 30 giugno 2015) e registrano un decremento complessivo di 1 milione di euro.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali sono in riduzione di 7 milioni di euro principalmente a seguito dell'adeguamento del processo di ammortamento delle reti di distribuzione gas conseguente alla pubblicazione del bando di gara da parte del Comune di Milano per l'affidamento in concessione del servizio di distribuzione gas in ambito territoriale.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali presentano un aumento di 5 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2015 riconducibile:
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• a minori ammortamenti, per 5 milioni di euro, derivanti dalla variazione di perimetro conseguente all'assegnazione a Cellina Energy S.r.l. del cosiddetto "Ramo Cellina" per effetto della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. con efficacia 1° gennaio 2016.
Le svalutazioni di immobilizzazioni materiali ammontano a 1 milione di euro e si riferiscono all'incremento del fondo decommissioning di un impianto completamente svalutato in precedenti esercizi.
Gli "Accantonamenti per rischi" sono pari a 29 milioni di euro (40 milioni di euro al 30 giugno 2015) e sono stati effettuati a fronte di contenziosi in atto, nonché a cause in corso, per 48 milioni di euro, il cui effetto risulta parzialmente compensato dal rilascio di fondi rischi accantonati nei precedenti esercizi, per 19 milioni di euro. L'"Accantonamento per rischi su crediti" presenta un valore di 7 milioni di euro (9 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Per effetto delle dinamiche sopra esposte, il "Risultato Operativo Netto" ha raggiunto i 380 milioni di euro (314 milioni di euro al 30 giugno 2015) in aumento di 66 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio.
Il "Risultato da transazioni non ricorrenti" risulta positivo per 52 milioni di euro (negativo per 1 milione di euro al 30 giugno 2015) ed è relativo all'assegnazione a Cellina Energy S.r.l. del cosiddetto "Ramo Cellina" per effetto della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. con efficacia 1° gennaio 2016.
Gli "Oneri netti della gestione finanziaria" sono risultati pari a 63 milioni di euro (77 milioni di euro al 30 giugno 2015). La riduzione rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio, di circa 14 milioni di euro, è riconducibile principalmente alla variazione positiva dei realized e dei fair value dei contratti su derivati finanziari (negativa per 8 milioni di euro nel mese di giugno 2015; negativa per 3 milioni di euro nel mese di giugno 2016) ed a minori oneri finanziari netti per 8 milioni di euro derivanti dalla riduzione dell'indebitamento medio e agli effetti delle azioni di strategia finanziaria implementata dal Gruppo.
La "Quota di risultato di società consolidate ad equity" risulta positiva per 4 milioni di euro (positiva per 3 milioni di euro al 30 giugno 2015) ed è riconducibile principalmente alla valutazione a Patrimonio netto della partecipazione in ACSM-AGAM S.p.A. e di altre partecipazioni minori.
Gli "Oneri per imposte sui redditi" nel periodo in esame sono risultati pari a 106 milioni di euro (77 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Il "Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo", dedotto il risultato di pertinenza di terzi azionisti, è risultato positivo e pari a 254 milioni di euro (positivo per 152 milioni di euro al 30 giugno 2015).
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Il "Capitale investito" consolidato al 30 giugno 2016 ammonta a 5.958 milioni di euro e trova copertura nel Patrimonio netto per 3.126 milioni di euro e nella Posizione Finanziaria per 2.832 milioni di euro. Il Capitale investito comprende Attività/Passività destinate alla vendita per 3 milioni di euro.
Il "Capitale di funzionamento" ammonta a 232 milioni di euro, in aumento di 52 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015 principalmente dovuto all'incremento dei crediti commerciali e delle altre attività correnti, alla diminuzione dei debiti commerciali e altre passività correnti in parte compensate dalla diminuzione delle rimanenze.
Il "Capitale immobilizzato netto", è pari a 5.723 milioni di euro, in riduzione di 106 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015 essenzialmente per la diminuzione delle immobilizzazioni materiali determinata dagli ammortamenti di competenza del periodo.
Le "Attività/Passività destinate alla vendita" sono pari a 3 milioni di euro in riduzione per 144 milioni di euro a seguito dell'efficacia, a partire dal 1° gennaio 2016, della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. relativa al cosiddetto "Ramo Cellina" a favore di Cellina Energy S.r.l..
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria
La "Posizione finanziaria netta" si attesta a 2.832 milioni di euro (2.897 milioni di euro al 31 dicembre 2015) a seguito della positiva generazione di cassa della gestione operativa che ha permesso un miglioramento di 65 milioni di euro nonostante il pagamento del dividendo per 126 milioni di euro, investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali per 129 milioni di euro, il versamento di 38,5 milioni di euro a favore di Cellina Energy S.r.l. (a seguito della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A.) e l'acquisto di azioni proprie per 37 milioni di euro.
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Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 | Variazioni |
|---|---|---|---|
| CAPITALE INVESTITO | |||
| Capitale immobilizzato netto | 5.723 | 5.829 | (106) |
| - Immobilizzazioni materiali | 5.013 | 5.067 | (54) |
| - Immobilizzazioni immateriali | 1.347 | 1.348 | (1) |
| - Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti (*) | 80 | 80 | - |
| - Altre attività/passività non correnti (*) | (64) | (66) | 2 |
| - Attività/passività per imposte anticipate/differite | 285 | 308 | (23) |
| - Fondi rischi, oneri e passività per discariche | (590) | (576) | (14) |
| - Benefici a dipendenti | (348) | (332) | (16) |
| di cui con contropartita il Patrimonio netto | (166) | (143) | |
| Capitale di funzionamento | 232 | 180 | 52 |
| - Rimanenze | 142 | 184 | (42) |
| - Crediti commerciali e altre attività correnti (*) | 1.749 | 1.652 | 97 |
| - Debiti commerciali e altre passività correnti (*) | (1.611) | (1.684) | 73 |
| - Attività per imposte correnti/debiti per imposte | (48) | 28 | (76) |
| di cui con contropartita il Patrimonio netto | (40) | (37) | |
| Attività/Passività destinate alla vendita (*) | 3 | 147 | (144) |
| di cui con contropartita il Patrimonio netto | - | - | |
| TOTALE CAPITALE INVESTITO | 5.958 | 6.156 | (198) |
| FONTI DI COPERTURA | |||
| Patrimonio netto | 3.126 | 3.259 | (133) |
| Totale posizione finanziaria oltre l'esercizio successivo | 3.000 | 3.059 | (59) |
| Totale posizione finanziaria entro l'esercizio successivo | (168) | (162) | (6) |
| Totale Posizione finanziaria netta | 2.832 | 2.897 | (65) |
| di cui con contropartita il Patrimonio netto | - | 27 | - |
| TOTALE FONTI | 5.958 | 6.156 | (198) |
(*) Al netto dei saldi inclusi nella Posizione finanziaria netta.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
|---|---|---|
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALL'INIZIO DEL PERIODO | (2.897) | (3.363) |
| Scissione ramo Edipower a favore di Cellina Energy | (38) | - |
| Risultato netto (**) | 215 | 162 |
| Ammortamenti | 197 | 199 |
| Svalutazioni/smobilizzi di immobilizzazioni materiali e immateriali | 4 | 2 |
| Risultato da partecipazioni valutate ad equity | (4) | (3) |
| Imposte nette pagate | (7) | (8) |
| Variazioni delle attività e delle passività (*) | (35) | 9 |
| Flussi finanziari netti da attività operativa | 370 | 361 |
| Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali | (129) | (133) |
| Investimenti in partecipazioni e titoli | - | (2) |
| Cessione di immobilizzazioni e partecipazioni | 2 | - |
| Dividendi incassati da partecipazioni | 1 | 1 |
| Acquisizione azioni proprie | (37) | - |
| Flussi finanziari netti da attività di investimento | (163) | (134) |
| Free cash flow | 207 | 227 |
| Dividendi pagati dalla capogruppo | (126) | (113) |
| Dividendi pagati dalle controllate | (5) | (5) |
| Cash flow da distribuzione dividendi | (131) | (118) |
| Variazione delle attività/passività finanziarie con contropartita il Patrimonio netto |
27 | 14 |
| POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALLA FINE DEL PERIODO | (2.832) | (3.240) |
(*) Al netto dei saldi con contropartita il Patrimonio netto.
(**) Il Risultato netto è esposto al netto delle plusvalenze per cessioni di partecipazioni.
In data 1° gennaio 2016 ha avuto efficacia la scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. a favore di Cellina Energy S.r.l. sulla base dell'atto di scissione stipulato tra le parti in data 28 dicembre 2015.
Per effetto di tale operazione è stato assegnato a Cellina Energy S.r.l., società interamente partecipata da SEL - Società Elettrica Altoatesina - S.p.A., il compendio costituito dagli impianti idroelettrici di titolarità di Edipower S.p.A. costituenti il cd. "Nucleo di Udine", fatta eccezione per gli impianti idroelettrici di Ampezzo e Somplago, insieme ai rapporti giuridici attivi e passivi ad essi funzionali, unitamente ad un esborso di cassa per complessivi 38,5 milioni di euro Questa operazione ha generato una plusvalenza per il Gruppo di 52 milioni di euro.
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A valle di tale operazione, il capitale sociale di Edipower S.p.A. è interamente detenuto da A2A S.p.A.. L'operazione è coerente con gli obiettivi del Piano Industriale di A2A nell'ambito della generazione termoelettrica, che prevedono semplificazione dell'azionariato, snellimento e riduzione dei costi operativi e opportunità di consolidamento.
In data 25 gennaio 2016 il Consiglio di Amministrazione ha valutato la sussistenza del requisito di indipendenza previsto dall'articolo 3 del Codice di Autodisciplina delle Società Quotate in capo ai Consiglieri Antonio Bonomo, Giambattista Brivio, Maria Elena Cappello, Michaela Castelli, Elisabetta Ceretti, Luigi De Paoli, Stefano Pareglio e Dina Ravera ed ha preso atto della valutazione effettuata dal Collegio Sindacale in merito alla sussistenza del predetto requisito di indipendenza in capo a tutti i propri componenti. Nel corso della riunione, il Consiglio ha, inoltre, deliberato la seguente composizione per il Comitato per la Remunerazione e le Nomine: Antonio Bonomo - Presidente, Giovanni Comboni e Dina Ravera.
In data 12 febbraio 2016 A2A S.p.A. ha siglato un accordo di collaborazione con l'Università Cattolica e l'Università degli Studi di Brescia, con l'obiettivo di promuovere iniziative di divulgazione sui temi dell'innovazione e dell'eco sostenibilità e favorire lo sviluppo di una cultura diffusa riguardo all'energia e all'ambiente.
Nello specifico, la collaborazione con l'Università Cattolica di Brescia e l'Università degli Studi di Brescia Health & Wealth è finalizzata a realizzare un'approfondita indagine sulla popolazione dell'area bresciana per individuarne le esigenze e le aspettative in campo ambientale. In particolare, i ricercatori saranno chiamati a esplorare e documentare le best practices delle tecnologie e dei processi relativi alla trasformazione dei materiali di scarto e dei sistemi di gestione e trattamento dei rifiuti urbani, comparandole con le soluzioni adottate dal Gruppo A2A.
L'indagine dovrà inoltre individuare la percezione del brand A2A Ambiente da parte del territorio, e della qualità del suo operato sia dal punto di vista dei servizi forniti sia della qualità, efficacia, efficienza e livello di innovazione degli impianti realizzati e gestiti.
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Con decorrenza dal mese di aprile 2016 a Brescia è operativo un nuovo sistema per la raccolta differenziata dei rifiuti, che sarà progressivamente esteso nelle diverse zone della città fino a raggiungere la copertura completa nel 2017. Si tratta di un sistema di raccolta domiciliare combinato: carta e cartone, vetro e metalli e imballaggi in plastica sono raccolti porta a porta, mentre i rifiuti organici e quelli indifferenziati vengono raccolti in cassonetti a calotta apribile con una tessera elettronica personale.
In data 31 marzo 2016 si è concluso il programma di acquisto di azioni proprie, deliberato dal Consiglio di Amministrazione in data 16 febbraio 2016 in forza della delibera dell'Assemblea degli Azionisti dello scorso 11 giugno 2015.
L'operazione è avvenuta in conformità con le disposizioni dell'art. 132 del Decreto Legislativo 58/1998 e successive modifiche e dell'art. 144-bis del Regolamento Emittenti. Il numero massimo di azioni acquistabili era stato fissato in 35 milioni, pari a circa l'1% del capitale sociale di A2A S.p.A..
Al termine del programma A2A S.p.A. detiene complessivamente 61.917.609 azioni ordinarie, pari all'1,976% del capitale sociale, di cui 26.917.609 già in portafoglio al termine dell'esercizio 2015.
Gli acquisti di azioni proprie sono avvenuti ad un prezzo unitario medio di 1,06 euro, per un controvalore complessivo pari a 37.177.740 euro.
Nell'ambito del percorso di integrazione tra le società controllate e in linea con l'obiettivo di semplificazione della struttura societaria del Gruppo definito dal Piano industriale 2015-2019, A2A S.p.A. ha costituito Unareti S.p.A.. La società si occuperà della gestione dei servizi di distribuzione di gas e elettricità.
Unareti S.p.A., operativa dal 1° aprile 2016, integra le società controllate al 100% da A2A S.p.A. che operano nel settore dei servizi a rete, con il vantaggio di accorciare la catena decisionale e favorire sinergie intra-gruppo, con effetti positivi sui costi operativi e sulla capacità di investimento di A2A e del suo accesso ai mercati finanziari.
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La nuova società, compresa nell'ambito delle società coordinate dalla Business Unit Reti e Calore del Gruppo A2A, ha più di 1.500 dipendenti e realizza un fatturato maggiore di 600 milioni di euro; la società unica delle reti effettuerà investimenti pari a circa 600 milioni di euro nel periodo 2016-2020; l'operazione consentirà inoltre una maggiore facilità di sviluppo del business sia in termini di gare gas sia in tema di possibili acquisizioni.
L'operazione e il nuovo brand Unareti rispondono a quanto previsto dalla Delibera 296/2015/R/ com (art. 17.6), emanata il 22 giugno del 2015 che dispone per i Gestori indipendenti entro il 30 giugno 2016 l'obbligo di separazione funzionale (unbundling), separando il marchio e le politiche di comunicazione fra le imprese di vendita e le imprese di distribuzione appartenenti allo stesso Gruppo.
L'operazione non ha comportato variazioni nel perimetro di consolidamento né impatti sui valori economici e patrimoniali del bilancio consolidato.
In data 4 marzo 2016 A2A S.p.A. e AEM Cremona, ASM Pavia, ASTEM Lodi, Cogeme e SCS Crema, soci di Linea Group Holding, hanno sottoscritto un contratto che prevede l'ingresso di A2A S.p.A. nel capitale sociale di LGH con una quota del 51%. Il closing dell'operazione, inizialmente previsto entro il mese di giugno 2016, subordinatamente all'avveramento di alcune condizioni tra le quali l'ottenimento del nulla osta da parte dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 Eventi di rilievo del periodo
Mercato, in data 8 luglio 2016 è stato oggetto di una estensione fino al 30 settembre 2016, concordata tra A2A S.p.A. e i soci di LGH, per il verificarsi delle condizioni sospensive. Tale estensione permette anche lo svolgimento delle attività necessarie al completamento dell'istruttoria, avviata in data 18 maggio dall'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, ai sensi dell'articolo 16, comma 4, della Legge n. 287/90, nei confronti dell'operazione di concentrazione notificata da A2A in data 18 aprile per l'acquisizione del 51% del capitale di LGH, come dovuto in operazioni societarie di tali dimensioni. L'istruttoria è finalizzata a valutare possibili impatti concorrenziali in specifiche aree di attività svolte dalle due aziende.
Si segnala che l'operazione è volta a creare una partnership industriale, nell'ottica della cd. "Multiutility dei Territori", finalizzata alla creazione di un operatore integrato sul territorio lombardo. Nell'attuale contesto macroeconomico, caratterizzato da difficoltà crescenti, tale percorso industriale è previsto generi valore grazie a una valorizzazione della presenza sui territori, al raggiungimento di una scala dimensionale che consenta di conseguire efficienze operative, di rispondere alla crescente sofisticazione dell'offerta, di superare la crescente competizione commerciale e la dimensione sempre più nazionale di alcuni business, nonché di rilanciare gli investimenti.
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In data 23 marzo 2016 il Comune di Milano ha approvato il progetto avviato da Nissan in partnership con il Gruppo A2A per lo sviluppo della mobilità elettrica nel Comune di Milano; in base a tale progetto Nissan metterà a disposizione un parco di oltre cento veicoli elettrici a zero emissioni che rimarrà a titolo gratuito al Comune di Milano. Le nuove stazioni di ricarica potenzieranno l'infrastruttura attuale gestita dal Gruppo A2A, che a Milano si compone di 32 colonnine di ricarica accessibili al pubblico grazie al progetto E-moving, che ha portato importanti sviluppi in termini di mobilità elettrica nel capoluogo lombardo.
In data 5 aprile 2016 il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. ha esaminato e approvato il Piano Strategico 2016-2020 del Gruppo A2A. L'obiettivo principale del nuovo Piano Industriale, che non include ancora gli ulteriori benefici derivanti dal piano di aggregazioni locali in corso, è confermare il disegno strategico annunciato lo scorso anno alla luce di un peggiorato scenario energetico: trasformare A2A in una multiutility più moderna, leader nell'ambiente, nelle reti intelligenti e nei nuovi modelli dell'energia, più equilibrata e profittevole, in grado di cogliere le opportunità che si apriranno nella Green Economy e nelle Smart City e Smart Grid. Il Piano Strategico 2016-2020 del Gruppo A2A conferma tutti gli obiettivi industriali già definiti nel corso del 2015 e prevede, in aggiunta, nuove iniziative finalizzate a contrastare le avverse condizioni di mercato energetico sopraggiunte nonché alcuni fattori esogeni negativi (ritardato avvio del Capacity Market; riduzione della remunerazione nel comparto reti; riduzione delle tariffe in Montenegro). Fra le principali nuove iniziative che hanno contribuito a compensare, almeno parzialmente, il suddetto scenario si segnalano, in particolare:
Le principali linee di sviluppo del Piano continuano ad essere caratterizzate da tre macro aree di intervento ovvero: 1. Ristrutturazione e riduzione dell'esposizione nel comparto termoelettrico; 2. Rilancio degli investimenti nelle aree chiave dell'ambiente, delle reti e del mercato libero dell'energia; 3. Ridisegno della mission di A2A per cogliere le opportunità derivanti dall'evoluzione futura tecnologica ed industriale di alcuni business del Gruppo.
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Il Gruppo A2A, tramite la sua controllata Aprica S.p.A., ha sottoscritto in data 20 aprile 2016 l'atto di acquisto di una partecipazione di maggioranza pari al 64% della società LA BI.CO DUE S.r.l., con un'opzione esercitabile entro il 2020 di acquisto della rimanente quota del 36%. LA BI.CO DUE S.r.l. opera nel settore dell'igiene urbana attraverso la raccolta, il trasporto e lo smaltimento dei rifiuti, e attraverso attività di igiene ambientale in vari Comuni della Provincia di Brescia, per un bacino di circa 100.000 abitanti serviti ed un fatturato di circa 10 milioni di euro all'anno.
La società gestisce inoltre un impianto di stoccaggio, trattamento e recupero rifiuti (principalmente carta e plastica) nel Comune di Lograto. L'operazione è in linea con gli obiettivi strategici del Piano Industriale del Gruppo A2A legati alla crescita della marginalità di A2A Ambiente S.p.A., allo sviluppo delle attività di raccolta dei rifiuti nei territori serviti e di valorizzazione dei prodotti provenienti dalla raccolta differenziata.
Questa acquisizione consentirà inoltre di creare sinergie operative e logistiche per le attività di igiene urbana attualmente gestite dalle società della Business Unit Ambiente nei comuni dell'area bresciana, nell'ottica della tradizionale vicinanza del Gruppo A2A alle esigenze del territorio.
A2A S.p.A. ha acquisito la partecipazione - attualmente del 41,7% - in EPCG mediante gara internazionale svoltasi nel 2009, e in forza del cd. "EPCG Agreement" del 3 settembre 2009 ha acquisito il diritto di gestire la società, nominando l'Executive Director (CEO) e gli Executive Manager.
Nell'ambito della gestione di EPCG da parte di A2A, anche al fine di rispettare gli specifici indicator previsti dall'EPCG Agreement, a far data dal 2010, A2A S.p.A. e, a far data dal 2011, Unareti S.p.A. (ex A2A Reti Elettriche S.p.A.), hanno prestato a favore di EPCG servizi miranti a migliorare l'organizzazione e le performance della stessa EPCG. Si tratta, principalmente, per quanto riguarda A2A S.p.A., di servizi di natura amministrativa e di supporto organizzativo erogati mediante personale di A2A che ha dedicato parzialmente del tempo dall'Italia e direttamente presso EPCG e, per quanto riguarda Unareti S.p.A. (ex A2A Reti Elettriche S.p.A.), di servizi riguardanti l'implementazione di un software per il telecontrollo e la gestione dei contatori elettrici.
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Nell'ampio novero dei servizi erogati erano inclusi anche servizi di consulenza resi a beneficio di EPCG da società specializzate, esterne al Gruppo A2A, i costi dei quali venivano prima fatturati ad A2A S.p.A. nell'ambito di una più complessa e organica attività di consulenza prestata a favore dell'intero Gruppo A2A e, successivamente, da A2A S.p.A. addebitati a EPCG per le attività eseguite a favore della stessa.
In considerazione della rilevanza sinergica dei servizi infragruppo richiesti da EPCG ad A2A, EPCG ha richiesto e ottenuto, dalla Commissione statale per il Controllo delle Procedure di Public Procurement, una formale esenzione – datata 6 settembre 2010 – con la quale viene sancita la non necessità per EPCG di applicare le procedure previste dalla legge sul Public Procurement allo scopo di acquistare servizi da A2A S.p.A., A2A Reti Elettriche e talune altre (nominativamente identificate) società controllate da A2A S.p.A..
Sotto un diverso profilo, i contratti di servizi tra EPCG e A2A S.p.A. - i quali, pur beneficiando della succitata esenzione, avrebbero necessitato dell'approvazione del Consiglio di Amministrazione di EPCG - non sarebbero stati esplicitamente approvati dal Consiglio di Amministrazione, che ha comunque approvato il budget di ciascuna annualità in cui sono inclusi i costi summenzionati. Pertanto, i contratti di servizi relativi alle annualità 2010, 2011 e 2012 sono stati sottoscritti dal CEO pro tempore di EPCG. In esecuzione di tali contratti A2A S.p.A. ha fatturato con riferimento alle predette annualità un totale di 7,75 milioni di euro a carico di EPCG, la quale ne ha pagato solo una quota pari a 4,34 milioni di euro.
Per le annualità 2013, 2014 e 2015, in assenza di uno specifico accordo fra i soci in merito alla formalizzazione di uno specifico contratto di servizi A2A non ha proceduto a fatturazioni, sebbene un ampio novero di servizi sia stato effettivamente reso a beneficio di EPCG anche in tali annualità, e A2A ne abbia sostenuto i relativi oneri.
Inoltre, verrebbero contestati taluni servizi di consulenza, relativi al periodo 2011 e 2012 ed ammontanti a circa 2 milioni di euro, acquisiti da parte di EPCG direttamente da società di consulenza esterne al Gruppo A2A.
All'inizio del 2014 il locale "Partito dei Disabili e dei Pensionati" ha proposto un'interpellanza parlamentare e depositato un esposto al Procuratore Speciale in relazione ai contratti di servizi stipulati da EPCG con A2A e con società di consulenza esterne al Gruppo A2A. Successivamente, a novembre 2014 la Polizia montenegrina ha rivolto a EPCG una richiesta di documenti e dati che è stata pienamente riscontrata dal management di EPCG nel mese successivo. Due ulteriori richieste d'informazioni e di documentazione integrativa furono poi sottoposte a EPCG direttamente dal Procuratore Speciale ad agosto 2015 e a febbraio 2016, e in entrambi i casi il management di EPCG ha risposto in modo esaustivo alle richieste degli inquirenti.
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Sino a tal momento pertanto EPCG aveva registrato unicamente richieste di documentazione alle quali aveva tempestivamente replicato, ed EPCG così come A2A non avevano quindi – sino al 15 aprile 2016 – ritenuto che da tali richieste d'informazioni potessero derivare azioni tali da configurare un rischio se non remoto – personale o patrimoniale – a carico dei propri dipendenti e/o delle società stesse.
Il 15 aprile 2016 l'ex CFO nominato da A2A in EPCG, dimessosi da tale incarico solo qualche giorno prima per ragioni del tutto estranee al tema in esame, è stato arrestato dalla Polizia montenegrina su ordine del Procuratore Speciale. Gli atti d'indagine sono tuttora coperti da segreto istruttorio e non è quindi ancora noto né ad A2A né a EPCG il capo d'imputazione addebitatogli. Tuttavia, sulla base di quanto pubblicato sulla stampa locale, l'ex CFO nominato da A2A sarebbe accusato - insieme a due precedenti manager di EPCG di nomina A2A, e a tre funzionari montenegrini di EPCG - di abuso d'ufficio nella gestione dei contratti di servizi stipulati dalla stessa EPCG, in quanto sarebbero stati stipulati senza rispettare la normativa locale in materia di Public Procurement.
Va peraltro osservato che, come attestato dal legale montenegrino, le violazioni della legge sul Public Procurement non hanno rilevanza penale di per sé, in assenza di prova del danno cagionato o dell'illecita utilità procurata.
Sulla base delle valutazioni effettuate, di quanto precede e delle limitate informazioni ad oggi disponibili, inclusa l'incertezza sui capi di imputazione nei confronti dei soggetti indagati e del fatto che A2A e altre società del Gruppo non sono al momento destinatarie di alcun provvedimento, A2A ritiene che il rischio di un suo coinvolgimento, diretto o indiretto, in termini di potenziali sanzioni applicabili e/o di azioni risarcitorie o di manleva, possa essere valutato come "possibile". Allo stato degli atti e per gli stessi motivi qui esposti risulta inoltre impossibile quantificare in termini attendibili l'importo delle stesse azioni risarcitorie o sanzionatorie, dirette o indirette.
In considerazione di quanto precede, la Società - in applicazione dello IAS 37 - ha ritenuto corretto trattare la fattispecie in questione fornendo adeguata informativa e non stanziando specifico fondo rischi.
In data 6 maggio 2016 l'ex CFO nominato da A2A in EPCG è stato liberato dietro versamento di una cauzione e il ritiro del passaporto.
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In data 20 maggio 2015 i Comuni di Milano e di Brescia, con riferimento al Patto Parasociale sottoscritto in data 30 dicembre 2013, avente ad oggetto n. 1.566.452.642 azioni ordinarie rappresentative del 50% più due azioni del capitale sociale di A2A S.p.A., hanno proceduto a sottoscrivere un'appendice al Patto, che modifica una disposizione dell'accordo, e che prevede che il termine di sei mesi prima della scadenza dell'accordo entro il quale è possibile disdettare lo stesso, è sostituito con un termine di tre mesi, senza alcun'altra modifica alle altre disposizioni del Patto Parasociale, la cui durata rimane confermata al 31 dicembre 2016.
Il Comune di Brescia ha raggiunto il primato nazionale in tema di diffusione del teleriscaldamento, con un'estensione complessiva di oltre 650 chilometri di doppia tubazione ed una volumetria di edifici allacciati che ha superato quota 42 milioni di metri cubi, coprendo il fabbisogno del 70% della città. Al calore recuperato dal termovalorizzatore e dalla centrale di cogenerazione di Lamarmora, oltre all'erogazione in caso di back-up da parte della centrale Nord, da ottobre 2015, grazie al progetto "Calore in rete", si aggiunge quello recuperato dall'acciaieria Ori Martin, calore altrimenti disperso nell'ambiente.
Il sistema di teleriscaldamento evita ogni anno l'emissione in atmosfera di oltre 400 mila tonnellate di anidride carbonica e il consumo di oltre 150 mila tonnellate equivalenti di petrolio.
Smart Living è un progetto di ricerca e innovazione ad alto contenuto tecnologico, promosso da A2A con il Comune di Brescia e l'Università degli Studi di Brescia ed è finalizzato a sperimentare un modello innovativo di gestione dell'energia e di servizi rivolto a tutti i cittadini con una particolare attenzione alle fasce più deboli.
Il progetto è attualmente in fase di sperimentazione presso mille famiglie residenti nella città di Brescia e, se confermerà le attese, nei prossimi anni diventerà un modello attraverso il quale migliorare la città di Brescia in settori fondamentali come i consumi energetici, l'illuminazione pubblica intelligente, l'analisi della qualità dell'aria e del rumore e la raccolta dei rifiuti.
L'Assemblea ordinaria e straordinaria di A2A S.p.A., riunitasi in data 7 giugno 2016, ha:
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Il Comune di Brescia, tramite A2A Ambiente S.p.A., ha avviato "Puliamo Brescia", un programma per migliorare il decoro di alcuni edifici pubblici. Gli interventi garantiranno il ripristino delle condizioni originali degli stabili interessati, contribuendo a migliorare la percezione visiva della città.
Il servizio, ricorrendo alle tecnologie più avanzate nel settore, è in grado di risolvere ogni tipo di problema con soluzioni rispettose dell'ambiente, grazie a materiali antismog, offrendo al contempo alla città un valido strumento per il recupero estetico delle superfici deturpate. In un secondo tempo si procederà anche a ridipingere le cabine elettriche del Gruppo A2A, particolarmente colpite da affissioni abusive e spesso imbrattate da scritte. "Puliamo Brescia" prosegue idealmente il servizio "Pronto graffiti", attivato da Aprica S.p.A. nel 2010, che ha portato a 30 interventi su spazi pubblici, 75 su edifici privati, che si sono tradotti nella completa ripulitura di 12 mila metri quadri di superfici marmoree, 14 mila metri quadri di superfici intonacate e 1.500 metri quadri di altre superfici.
In data 24 giugno 2016 A2A S.p.A. e il Gruppo Brescia Mobilità hanno siglato un documento d'intesa che si tradurrà in azioni e progetti frutto della comune collaborazione riguardanti il Comune di Brescia, la qualità della vita dei suoi cittadini, lo sviluppo sostenibile del suo territorio.
I primi quattro terreni d'azione comune sono già stati individuati e hanno dato vita a gruppi di lavoro chiamati a tradurli in concrete iniziative a favore della comunità: la scuola e i progetti educativi per i più giovani; l'ambiente e la mobilità; le iniziative di ascolto, dialogo e confronto con gli stakeholder; la smart city.
In data 27 giugno 2016 è stato dato avvio al progetto Smart Working nel Gruppo A2A, l'innovativa modalità di lavoro che consente, per un giorno a settimana, di lavorare da casa o da un luogo diverso dal proprio ufficio utilizzando le dotazioni aziendali necessarie per svolgere l'attività lavorativa.
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Grazie ad un accordo sindacale recentemente firmato è stato definito il perimetro delle società del Gruppo e il numero di persone che saranno interessate dal progetto pilota, riservato a dipendenti con contratto di lavoro a tempo indeterminato da almeno un anno.
In forza di tale iniziativa circa 300 dipendenti di A2A S.p.A. e A2A Energia S.p.A., dislocati in 18 sedi del Gruppo, potranno sperimentare per sei mesi questo nuovo sistema di lavoro che coniuga flessibilità e innovazione. I primi mesi del progetto Smart Working saranno fondamentali per consentire al Gruppo di valutarne aspetti positivi e possibili aree di miglioramento, e per prendere in considerazione l'ipotesi di estendere questa modalità di lavoro, in futuro, anche ad altre aree.
In data 30 giugno 2016, all'interno del Polo Energetico Integrato di A2A a San Filippo del Mela, è stato inaugurato il primo impianto solare termodinamico - STEM - Magaldi realizzato al mondo.
STEM è un'innovativa tecnologia di solare termodinamico brevettata e prodotta dal Gruppo Magaldi; elemento qualificante del sistema all'avanguardia è l'utilizzo della sabbia, quale mezzo di accumulo dell'energia termica generata dalla radiazione solare, con la tecnologia dei letti fluidi, che garantisce il funzionamento continuo dell'impianto in assenza di irraggiamento, di notte o in presenza di cielo nuvoloso secondo la curva di carico richiesta.
L'innovativa tecnologia STEM si caratterizza per l'eco compatibilità dei materiali impiegati quali vetro per gli specchi, acciaio per le strutture e sabbia e non prevede l'impiego di olii diatermici o sali fusi.
Il Polo Energetico Integrato prevede, oltre allo STEM, un impianto fotovoltaico, uno di digestione anaerobica con produzione di biometano, e un impianto per la produzione di energia da Combustibile Solido Secondario (CSS), per il quale è stato avviato l'iter autorizzativo presso gli enti competenti. Strutture efficienti, progettate con tecnologie innovative, che consentono di produrre energia da fonti rinnovabili, con risultati positivi anche sulla qualità della vita della comunità.
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Con la Deliberazione n. 16/2016 il Consiglio di Amministrazione dell'Ente di Governo dell'Ambito di Brescia ha approvato il riconoscimento ad A2A Ciclo Idrico S.p.A. di partite tariffarie pregresse relative al periodo 2007-2011, ai sensi della Deliberazione dell'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas ed il Sistema Idrico n. 643/2013/R/idr.
Il recupero delle componenti tariffarie è stato quantificato in 10 milioni di euro per ciascun esercizio del periodo interessato dalla delibera. Il primo semestre 2016, di conseguenza, beneficia di 51,4 milioni di euro di ricavi che verranno fatturati ai clienti a partire dal mese di luglio 2016.
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In conformità col Piano Industriale del Gruppo A2A, tali importi saranno reinvestiti nella realizzazione di infrastrutture del servizio idrico integrato nella Provincia di Brescia.
In data 20 luglio A2A Ambiente ha perfezionato l'acquisizione di Rieco-Resmal, gruppo attivo nella raccolta, selezione e recupero di rifiuti speciali non pericolosi come plastica, biomasse e in particolare carta da macero, con 5 impianti produttivi nell'hinterland milanese e una capacità di trattamento pari a circa 400 mila tonnellate/anno. L'operazione consentirà inoltre di creare sinergie industriali, determinate dall'integrazione delle attività di trattamento (+30% di aumento della capacità nel segmento di business) e dalla possibilità di diversificare la base clienti.
I dati consolidati pro-forma 2015 del Gruppo Rieco-Resmal evidenziano ricavi di circa 37 milioni di euro ed un margine operativo lordo pari a circa 5 milioni di euro. L'Enterprise Value dell'operazione è pari a circa 25 milioni di euro.
Lo scorso 28 luglio, l'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM) ha autorizzato l'acquisizione del controllo di LGH da parte di A2A, condizionandola all'adozione da parte di A2A di alcune misure correttive, ai sensi dell'art. 6 comma 2 della legge n. 287/90.
La decisione è stata presa a conclusione di un procedimento istruttorio avviato il 18 maggio scorso, alla luce del quale l'AGCM ha valutato che l'operazione avrebbe potuto rafforzare la posizione dominante detenuta da A2A nel mercato lombardo del trattamento dei rifiuti urbani indifferenziati.
Pur non condividendo tale valutazione, A2A, ha ritenuto di proporre misure correttive, che l'AGCM ha giudicato idonee a sterilizzare gli effetti pregiudizievoli che l'Operazione avrebbe prodotto sul mercato lombardo del trattamento dei rifiuti urbani indifferenziati.
Le misure sono sia di carattere strutturale o parastrutturale:
che comportamentale:
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A giudizio dell'AGCM, le misure di tipo strutturale sono in grado di compensare l'effetto di incremento di capacità in capo ad A2A derivante dall'acquisizione di LGH, mentre gli impegni comportamentali risolvono le preoccupazioni circa il corretto dispiegarsi delle dinamiche concorrenziali sul mercato della raccolta a seguito dell'Operazione, garantendo accesso e parità di trattamento a impianti prossimi a tutti gli operatori potenzialmente interessati a fornire i propri servizi in concorrenza con A2A.
Le misure comportamentali imposte ad A2A saranno efficaci immediatamente dopo il closing dell'operazione, quelle strutturali saranno attuate secondo un calendario predefinito, che sarà oggetto di stretto monitoraggio da parte dell'Autorità.
Il Gruppo A2A e lo Stato del Montenegro hanno raggiunto un accordo per la firma dei nuovi Patti Parasociali per la gestione della società montenegrina EPCG.
In data 29 luglio 2016, il Parlamento del Montenegro ha approvato i nuovi Patti Parasociali tra lo Stato del Montenegro e A2A per la gestione della società energetica EPCG, con durata fino al 31 dicembre 2016.
Punti principali di questi nuovi accordi sono il mantenimento degli attuali diritti di gestione di A2A in EPCG, con la nomina delle figure manageriali principali da parte di A2A e la definizione di alcune materie riservate su argomenti importanti per la vita societaria di EPCG, la possibilità di esercizio di una opzione di vendita dell'intera quota azionaria di A2A allo Stato del Montenegro, per un valore di 250 milioni di euro, alla scadenza dei patti ed esercitabile entro il 31 marzo 2017, e la non opposizione di A2A al progetto di costruzione della nuova centrale termoelettrica di Pljevlja.
Le negoziazioni che hanno portato alla definizione di questi nuovi accordi sono state portate avanti in trasparenza al fine di raggiungere il consenso e tutelando gli interessi di tutte le parti coinvolte.
Lo scenario energetico continua ad essere caratterizzato da forte volatilità e un livello dei prezzi delle commodities inferiori all'esercizio precedente e - nonostante la ripresa avutasi a partire da Aprile/Maggio - tuttora inferiori ai valori previsti nel Piano Strategico 2016-2020. La società continua invece ad essere allineata o in anticipo rispetto ai molteplici obiettivi operativi contenuti nel Piano stesso e riferiti a tutte le BU ed è quindi confidente di raggiungere gli sfidanti risultati definiti. L'esercizio 2016, grazie alle coperture delle produzioni di energia in essere (pari a circa l'80% nel secondo semestre) che garantiranno almeno una parziale indifferenza dai movimenti dei prezzi di mercato e ai buoni risultati conseguiti nel primo semestre, è previsto concludersi con risultati economico-finanziari in miglioramento sia rispetto all'esercizio 2015 che rispetto a quanto pianificato.
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| Milioni di euro | Note | 30 06 2016 | 31 12 2015 | 30 06 2015 |
|---|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ NON CORRENTI | ||||
| Immobilizzazioni materiali | 1 | 5.013 | 5.067 | 5.561 |
| Immobilizzazioni immateriali | 2 | 1.347 | 1.348 | 1.303 |
| Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto | 3 | 72 | 68 | 74 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 3 | 71 | 69 | 70 |
| Attività per imposte anticipate | 4 | 285 | 308 | 302 |
| Altre attività non correnti | 5 | 24 | 6 | 40 |
| Totale attività non correnti | 6.812 | 6.866 | 7.350 | |
| ATTIVITÀ CORRENTI | ||||
| Rimanenze | 6 | 142 | 184 | 207 |
| Crediti commerciali | 7 | 1.482 | 1.485 | 1.400 |
| Altre attività correnti | 8 | 283 | 183 | 233 |
| Attività finanziarie correnti | 9 | 181 | 171 | 150 |
| Attività per imposte correnti | 10 | 69 | 71 | 62 |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 11 | 633 | 636 | 410 |
| Totale attività correnti | 2.790 | 2.730 | 2.462 | |
| ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA | 12 | 3 | 205 | - |
| TOTALE ATTIVO | 9.605 | 9.801 | 9.812 |
(1) Come previsto dalla Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 gli effetti dei rapporti con le parti correlate nel bilancio consolidato sono evidenziati negli appositi prospetti e commentati alla Nota 39.
Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 40 come previsto dalla Comunicazione Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006.
| Milioni di euro | Note | 30 06 2016 | 31 12 2015 | 30 06 2015 |
|---|---|---|---|---|
| PATRIMONIO NETTO | ||||
| Capitale sociale | 13 | 1.629 | 1.629 | 1.629 |
| (Azioni proprie) | 14 | (98) | (61) | (61) |
| Riserve | 15 | 916 | 1.005 | 937 |
| Risultato d'esercizio | 16 | - | 73 | - |
| Risultato del periodo | 16 | 254 | - | 152 |
| Patrimonio netto di Gruppo | 2.701 | 2.646 | 2.657 | |
| Interessi di minoranze | 17 | 425 | 613 | 586 |
| Totale Patrimonio netto | 3.126 | 3.259 | 3.243 | |
| PASSIVITÀ | ||||
| Passività non correnti | ||||
| Passività finanziarie non correnti | 18 | 3.063 | 3.089 | 3.751 |
| Benefici a dipendenti | 19 | 348 | 332 | 336 |
| Fondi rischi, oneri e passività per discariche | 20 | 590 | 576 | 525 |
| Altre passività non correnti | 21 | 88 | 99 | 351 |
| Totale passività non correnti | 4.089 | 4.096 | 4.963 | |
| Passività correnti | ||||
| Debiti commerciali | 22 | 1.054 | 1.170 | 1.001 |
| Altre passività correnti | 22 | 561 | 521 | 471 |
| Passività finanziarie correnti | 23 | 658 | 692 | 93 |
| Debiti per imposte | 24 | 117 | 43 | 41 |
| Totale passività correnti | 2.390 | 2.426 | 1.606 | |
| Totale passività | 6.479 | 6.522 | 6.569 | |
| PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA |
25 | - | 20 | - |
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 9.605 | 9.801 | 9.812 |
| Milioni di euro | Note | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
01 01 2015 31 12 2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | ||||
| Ricavi di vendita e prestazioni | 2.180 | 2.377 | 4.732 | |
| Altri ricavi operativi | 143 | 90 | 189 | |
| Totale ricavi | 27 | 2.323 | 2.467 | 4.921 |
| Costi operativi | ||||
| Costi per materie prime e servizi | 1.289 | 1.466 | 2.992 | |
| Altri costi operativi | 109 | 125 | 252 | |
| Totale costi operativi | 28 | 1.398 | 1.591 | 3.244 |
| Costi per il personale | 29 | 311 | 314 | 629 |
| Margine operativo lordo | 30 | 614 | 562 | 1.048 |
| Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni | 31 | 234 | 248 | 833 |
| Risultato operativo netto | 32 | 380 | 314 | 215 |
| Risultato da transazioni non ricorrenti | 33 | 52 | (1) | (1) |
| Gestione finanziaria | ||||
| Proventi finanziari | 12 | 11 | 28 | |
| Oneri finanziari | 75 | 88 | 162 | |
| Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni |
4 | 3 | (4) | |
| Risultato da cessione di altre partecipazioni (AFS) | - | - | - | |
| Totale gestione finanziaria | 34 | (59) | (74) | (138) |
| Risultato al lordo delle imposte | 373 | 239 | 76 | |
| Oneri per imposte sui redditi | 35 | 106 | 77 | 133 |
| Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte | 267 | 162 | (57) | |
| Risultato netto da attività operative cessate | - | - | - | |
| Risultato netto | 267 | 162 | (57) | |
| Risultato di pertinenza di terzi | 36 | (13) | (10) | 130 |
| Risultato del periodo/esercizio di pertinenza del Gruppo | 37 | 254 | 152 | 73 |
| Risultato per azione (in euro): | ||||
| - di base | 0,0825 | 0,0489 | 0,0234 | |
| - di base da attività di funzionamento | 0,0824 | 0,0489 | 0,0234 | |
| - diluito | 0,0825 | 0,0489 | 0,0234 | |
| - diluito da attività di funzionamento | 0,0824 | 0,0489 | 0,0234 |
(1) Come previsto dalla Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 gli effetti dei rapporti con le parti correlate nel bilancio consolidato sono evidenziati negli appositi prospetti e commentati alla Nota 39.
Gli effetti degli eventi e operazioni significative non ricorrenti nel bilancio consolidato sono evidenziati alla Nota 40 come previsto dalla Comunicazione Consob DEM/6064293 del 28 luglio 2006.
45
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | 31 12 2015 |
|---|---|---|---|
| Risultato dell'esercizio (A) | - | - | (57) |
| Risultato del periodo (A) | 267 | 162 | - |
| Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio netto | (24) | 22 | 17 |
| Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali | 7 | (4) | (3) |
| Totale utili/(perdite) attuariali al netto dell'effetto fiscale (B) | (17) | 18 | 14 |
| Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura degli strumenti finanziari ("cash flow hedge") |
25 | 30 | 35 |
| Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) | (6) | (9) | (9) |
| Totale Altri utili/(perdite) al netto dell'effetto fiscale delle società consolidate integralmente (C) |
19 | 21 | 26 |
| 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) | 269 | 201 | (17) |
| Totale risultato complessivo del periodo/esercizio attribuibile a: | |||
| Soci della controllante | 256 | 191 | 113 |
| Interessenze di pertinenza di terzi | 13 | 10 | (130) |
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.
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 | 30 06 2015 |
|---|---|---|---|
| DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALL'INIZIO DEL PERIODO/ESERCIZIO |
636 | 544 | 544 |
| Scissione ramo Edipower a favore di Cellina Energy | (38) | - | - |
| DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALL'INIZIO DEL PERIODO/ESERCIZIO |
598 | 544 | 544 |
| Attività operativa | |||
| Risultato netto (**) | 215 | (57) | 162 |
| Ammortamenti immobilizzazioni materiali | 173 | 341 | 168 |
| Ammortamenti immobilizzazioni immateriali | 24 | 54 | 31 |
| Svalutazioni/smobilizzi immobilizzazioni materiali e immateriali | 4 | 364 | 2 |
| Risultato di partecipazioni valutate ad equity | (4) | 4 | (3) |
| Imposte nette pagate (a) Variazione delle attività e delle passività al lordo delle imposte pagate (b) |
(7) (35) |
(59) 249 |
(8) 9 |
| Totale variazione delle attività e delle passività (a+b) (*) | (42) | 190 | 1 |
| Flussi finanziari netti da attività operativa | 370 | 896 | 361 |
| Attività di investimento | |||
| Investimenti in immobilizzazioni materiali | (89) | (253) | (102) |
| Investimenti in immobilizzazioni immateriali e avviamento | (40) | (88) | (31) |
| Investimenti in partecipazioni e titoli (*) | - | (4) | (2) |
| Cessioni di immobilizzazioni e partecipazioni | 2 | 7 | - |
| Dividendi incassati da partecipazioni valutate ad equity e altre partecipazioni |
1 | 2 | 1 |
| Acquisto/cessione di azioni proprie | (37) | - | - |
| Flussi finanziari netti da attività di investimento | (163) | (336) | (134) |
(*) Al netto dei saldi con contropartita il Patrimonio netto e altre voci della Situazione patrimoniale-finanziaria.
(**) Il Risultato netto è esposto al netto delle plusvalenze per cessioni di partecipazioni, immobilizzazioni e transazioni non ricorrenti (pari a 52 milioni di euro. Voce "Risultato da transazioni non ricorrenti" del Conto economico).
Rendiconto finanziario consolidato
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 | 30 06 2015 |
|---|---|---|---|
| Free cash flow | 207 | 560 | 227 |
| Attività di finanziamento | |||
| Variazione delle attività finanziarie (*) | 18 | (88) | (35) |
| Variazione delle passività finanziarie (*) | (5) | (133) | (142) |
| Interessi finanziari netti pagati | (54) | (129) | (66) |
| Dividendi pagati dalla capogruppo | (126) | (113) | (113) |
| Dividendi pagati dalle controllate | (5) | (5) | (5) |
| Flussi finanziari netti da attività di finanziamento | (172) | (468) | (361) |
| VARIAZIONE DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE | 35 | 92 | (134) |
| DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALLA FINE DEL PERIODO/ESERCIZIO |
633 | 636 | 410 |
| Descrizione | Capitale | Azioni | Cash Flow | |
|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | Sociale | Proprie | Hedge | |
| Nota 13 | Nota 14 | Nota 15 | ||
| Patrimonio netto al 31.12.2014 | 1.629 | (61) | (51) | |
| Variazioni del primo semestre 2015 | ||||
| Destinazione del risultato 2014 | ||||
| Distribuzione dividendi | ||||
| Riserva IAS 19 (*) | ||||
| Riserva IAS 32 e IAS 39 (*) | 21 | |||
| Put option su azioni Aspem S.p.A. | ||||
| Altre variazioni | ||||
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi | ||||
| Patrimonio netto al 30.06.2015 | 1.629 | (61) | (30) | |
| Variazioni del secondo semestre 2015 | ||||
| Riserva IAS 19 (*) | ||||
| Riserva IAS 32 e IAS 39 (*) | 5 | |||
| Altre variazioni | ||||
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi | ||||
| Patrimonio netto al 31.12.2015 | 1.629 | (61) | (25) | |
| Variazioni del primo semestre 2016 | ||||
| Destinazione del risultato 2015 | ||||
| Acquisto azioni proprie | (37) | |||
| Distribuzione dividendi | ||||
| Riserva IAS 19 (*) | ||||
| Riserva IAS 32 e IAS 39 (*) | 19 | |||
| Altre variazioni | ||||
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di Terzi | ||||
| Patrimonio netto al 30.06.2016 | 1.629 | (98) | (6) | |
(*) Concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato
49
| Nota 15 Nota 16 Nota 17 (37) 2.579 600 |
|
|---|---|
| 1.099 | |
| (37) 37 - |
|
| (113) (113) |
|
| 18 18 |
|
| 21 | |
| - | |
| - (20) |
|
| 152 152 |
|
| 967 152 2.657 586 |
|
| (4) (4) |
|
| 5 | |
| 67 67 167 |
|
| (79) (79) (140) |
|
| 1.030 73 2.646 613 |
|
| 73 (73) - |
|
| (37) | |
| (126) (126) |
|
| (17) (17) |
|
| 19 | |
| (38) (38) (196) |
|
| 254 254 |
ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010
| Milioni di euro | 30 06 2016 | di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
31 12 2015 | di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
30 06 2015 | di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ NON CORRENTI | ||||||
| Immobilizzazioni materiali | 5.013 | 5.067 | 5.561 | |||
| Immobilizzazioni immateriali | 1.347 | 1.348 | 1.303 | |||
| Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto | 72 | 72 | 68 | 68 | 74 | 74 |
| Altre attività finanziarie non correnti | 71 | 6 | 69 | 5 | 70 | 5 |
| Attività per imposte anticipate | 285 | 308 | 302 | |||
| Altre attività non correnti | 24 | 6 | 40 | |||
| TOTALE ATTIVITÀ NON CORRENTI | 6.812 | 6.866 | 7.350 | |||
| ATTIVITÀ CORRENTI | ||||||
| Rimanenze | 142 | 184 | 207 | |||
| Crediti commerciali | 1.482 | 100 | 1.485 | 103 | 1.400 | 93 |
| Altre attività correnti | 283 | 183 | 233 | |||
| Attività finanziarie correnti | 181 | 6 | 171 | 6 | 150 | 2 |
| Attività per imposte correnti | 69 | 71 | 62 | |||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 633 | 636 | 410 | |||
| TOTALE ATTIVITÀ CORRENTI | 2.790 | 2.730 | 2.462 | |||
| ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA |
3 | 205 | - | |||
| TOTALE ATTIVO | 9.605 | 9.801 | 9.812 |
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata ai sensi della Delibera
Consob n. 17221 del 12 marzo 2010
| Milioni di euro | 30 06 2016 | di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
31 12 2015 | di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
30 06 2015 | di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| PATRIMONIO NETTO | ||||||
| Capitale sociale | 1.629 | 1.629 | 1.629 | |||
| (Azioni proprie) | (98) | (61) | (61) | |||
| Riserve | 916 | 1.005 | 937 | |||
| Risultato d'esercizio | - | 73 | - | |||
| Risultato del periodo | 254 | - | 152 | |||
| Patrimonio netto di Gruppo | 2.701 | 2.646 | 2.657 | |||
| Interessi di minoranze | 425 | 613 | 586 | |||
| Totale Patrimonio netto | 3.126 | 3.259 | 3.243 | |||
| PASSIVITÀ | ||||||
| PASSIVITÀ NON CORRENTI | ||||||
| Passività finanziarie non correnti | 3.063 | 3.089 | 3.751 | |||
| Benefici a dipendenti | 348 | 332 | 336 | |||
| Fondi rischi, oneri e passività per discariche | 590 | 576 | 525 | |||
| Altre passività non correnti | 88 | 99 | 351 | |||
| Totale passività non correnti | 4.089 | 4.096 | 4.963 | |||
| PASSIVITÀ CORRENTI | ||||||
| Debiti commerciali | 1.054 | 47 | 1.170 | 28 | 1.001 | 19 |
| Altre passività correnti | 561 | 7 | 521 | 8 | 471 | 9 |
| Passività finanziarie correnti | 658 | 1 | 692 | 1 | 93 | |
| Debiti per imposte | 117 | 43 | 41 | |||
| Totale passività correnti | 2.390 | 2.426 | 1.606 | |||
| Totale passività | 6.479 | 6.522 | 6.569 | |||
| PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA |
- | 20 | - | |||
| TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ | 9.605 | 9.801 | 9.812 |
ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
01 01 2015 30 06 2015 |
di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
01 01 2015 31 12 2015 |
di cui Parti Correlate (nota n. 39) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Ricavi | ||||||
| Ricavi di vendita e prestazioni | 2.180 | 207 | 2.377 | 192 | 4.732 | 415 |
| Altri ricavi operativi | 143 | 90 | 189 | 1 | ||
| Totale ricavi | 2.323 | 2.467 | 4.921 | |||
| Costi operativi | ||||||
| Costi per materie prime e servizi | 1.289 | 39 | 1.466 | 20 | 2.992 | 7 |
| Altri costi operativi | 109 | 16 | 125 | 252 | 56 | |
| Totale costi operativi | 1.398 | 1.591 | 3.244 | |||
| Costi per il personale | 311 | 1 | 314 | 1 | 629 | 2 |
| Margine operativo lordo | 614 | 562 | 1.048 | |||
| Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni | 234 | 248 | 833 | |||
| Risultato operativo netto | 380 | 314 | 215 | |||
| Risultato da transazioni non ricorrenti | 52 | (1) | (1) | |||
| Gestione finanziaria | ||||||
| Proventi finanziari | 12 | 4 | 11 | 3 | 28 | 3 |
| Oneri finanziari | 75 | 88 | 162 | |||
| Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni |
4 | 4 | 3 | 3 | (4) | (4) |
| Risultato da cessione di altre partecipazioni (AFS) | - | - | - | |||
| Totale gestione finanziaria | (59) | (74) | (138) | |||
| Risultato al lordo delle imposte | 373 | 239 | 76 | |||
| Oneri per imposte sui redditi | 106 | 77 | 133 | |||
| Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte |
267 | 162 | (57) | |||
| Risultato netto da attività operative cessate | - | - | - | |||
| Risultato netto | 267 | 162 | (57) | |||
| Risultato di pertinenza di terzi | (13) | (10) | 130 | |||
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo | 254 | 152 | 73 |
Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale
A2A S.p.A. è una società con personalità giuridica organizzata secondo l'ordinamento della Repubblica Italiana.
A2A S.p.A. e le sue controllate ("Gruppo") operano sia sul territorio nazionale che estero. All'estero, in particolare, il Gruppo A2A è presente in Montenegro a seguito dell'acquisizione della partecipazione nella società EPCG avvenuta nel 2009.
Il Gruppo A2A è principalmente impegnato nei settori:
54
La Relazione finanziaria semestrale (di seguito "Semestrale") al 30 giugno 2016 del Gruppo A2A è presentata in milioni di euro; tale valuta coincide anche con la moneta funzionale delle economie in cui il Gruppo opera.
La Semestrale del Gruppo A2A al 30 giugno 2016 è stata redatta:
• in osservanza del Decreto Legislativo 58/1998 (art. 154-ter) e successive modifiche, nonché del Regolamento emittenti emanato dalla Consob;
55
• in conformità ai Principi Contabili Internazionali International Financial Reporting Standards (IFRS) emessi dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea in particolare allo IAS 34. Per IFRS si intendono anche tutti i principi contabili internazionali rivisti (IAS) e tutte le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC), precedentemente denominate Standing Interpretations Committee (SIC).
Nella predisposizione della Semestrale sono stati applicati gli stessi principi utilizzati per la Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2015, fatta eccezione per i principi e le interpretazioni adottate per la prima volta a partire dal 1° gennaio 2016 e illustrati dettagliatamente nel successivo paragrafo "Variazioni di principi contabili internazionali".
La presente Semestrale al 30 giugno 2016 è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione il 29 luglio 2016, che ne ha autorizzato la pubblicazione.
Con riferimento alla Situazione patrimoniale-finanziaria è stata adottata la forma di presentazione che prevede la distinzione delle attività e passività tra correnti e non correnti, secondo quanto richiesto dal paragrafo 60 e seguenti dello "IAS 1".
Il "Conto economico" è scalare con le singole poste analizzate per natura, forma ritenuta più rappresentativa rispetto alla cosiddetta presentazione per destinazione di spesa. La forma scelta è infatti conforme con le modalità di presentazione dei maggiori competitors ed è in linea con la prassi internazionale.
56
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 (AFS)". In particolare, si segnala che la voce "Risultato da transazioni non ricorrenti" è destinata ad accogliere le plusvalenze/minusvalenze rilevate a seguito della valutazione al fair value al netto dei costi di vendita o della dismissione delle attività non correnti (o gruppi in dismissione) classificate come "held for sale" ai sensi dell'IFRS 5, 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 Rendiconto finanziario è predisposto utilizzando il metodo indiretto, come consentito dallo "IAS 7".
Il Prospetto dei movimenti di Patrimonio netto è stato predisposto secondo le disposizioni dello "IAS 1".
Si precisa che gli schemi di bilancio presentati sono gli stessi adottati nella predisposizione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2015.
La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 è stata redatta in base al principio del costo storico, con l'eccezione delle voci che secondo gli IFRS devono o possono essere valutate al valore equo (fair value).
I principi di consolidamento, i principi contabili, i criteri e le stime di valutazione adottati nella redazione della Semestrale sono omogenei con quelli utilizzati in sede di predisposizione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2015, fatto salvo quanto di seguito specificato.
Ai sensi dello IAS 8, nel successivo paragrafo "Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicabili dal Gruppo dal presente esercizio" sono indicati e brevemente illustrati gli emendamenti in vigore dal 1° gennaio 2016.
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, ma non ancora omologati dall'Unione Europea e pertanto non applicabili per la redazione del bilancio al 30 giugno 2016, i cui eventuali impatti saranno quindi recepiti a partire dai bilanci dei prossimi esercizi.
A decorrere dal 1° gennaio 2016 sono state applicate alcune integrazioni conseguenti a specifici paragrafi dei principi contabili internazionali già adottati dal Gruppo nei precedenti esercizi, nessuna delle quali ha determinato, rispetto al 31 dicembre 2015, un effetto sui risultati economici e finanziari del Gruppo né sulle modalità espositive.
Le variazioni principali sono di seguito illustrate:
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di voci di bilancio qualora il loro importo sia rilevante o "materiale". In particolare, la modifica al principio richiede che non si proceda con l'aggregazione di poste di bilancio con caratteristiche differenti o con la disaggregazione di voci di bilancio che renda difficoltosa l'informativa e la lettura del bilancio stesso. Inoltre, con riferimento all'esposizione della posizione finanziaria di una entità, l'emendamento chiarisce la necessità di disaggregare alcune voci previste dai paragrafi 54 (Posizione finanziaria) e 82 (Conto economico) dello IAS 1;
Per quanto riguarda il primo punto, la modifica chiarisce che non si deve ricorrere alla riesposizione dei dati di bilancio qualora una attività o un gruppo di attività disponibili per la vendita venga riclassificata come "detenuta per essere distribuita", o viceversa.
Con riferimento all'IFRS 7, l'emendamento in oggetto stabilisce che qualora un'entità trasferisca un'attività finanziaria a condizioni tali da consentire la "derecognition" dell'attività stessa, viene richiesta l'informativa riguardante il coinvolgimento residuo dell'entità stessa nell'attività trasferita, qualora abbia sottoscritto dei contratti di servizio che evidenziano una interessenza dell'entità nella futura performance delle attività finanziarie trasferite. La modifica dello IAS 19 proposta, chiarisce che il tasso di sconto per attualizzare le obbligazioni per benefici successivi al rapporto di lavoro, sia determinato con riferimento ai rendimenti di mercato dei titoli obbligazionari di aziende primarie e, nei Paesi dove non esiste un "mercato spesso" di tali titoli, siano utilizzati i rendimenti di mercato dei titoli di enti pubblici.
L'emendamento proposto allo IAS 34 richiede l'indicazione di riferimenti incrociati tra i dati riportati nel bilancio intermedio e l'informativa ad essi associata.
I seguenti principi ed emendamenti a principi preesistenti sono tuttora in corso di omologazione da parte dell'Unione Europea e pertanto non risultano applicabili da parte del Gruppo. Le date indicate riflettono la data di efficacia attesa e statuita nei principi stessi; tale data è tuttavia soggetta all'effettiva omologazione da parte degli organi competenti dell'Unione Europea:
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• IFRS 9 "Strumenti finanziari": il presente principio rappresenta la prima parte di un processo per fasi che ha lo scopo di sostituire interamente lo IAS 39 "Strumenti finanziari: rilevazione e valutazione" e introduce dei nuovi criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. Le principali novità introdotte dall'IFRS 9 sono così sintetizzabili: le attività finanziarie possono essere classificate in due sole categorie - al "fair value" oppure al "costo ammortizzato". Scompaiono quindi le categorie dei "loans and receivables", delle attività finanziarie disponibili per la vendita e delle attività finanziarie "held to maturity". La classificazione all'interno delle due categorie avviene sulla base del modello di business dell'entità e in relazione alle caratteristiche dei flussi di cassa generati dalle attività stesse. Un'attività finanziaria è valutata al costo ammortizzato se entrambi i seguenti requisiti sono rispettati: il modello di business dell'entità prevede che l'attività finanziaria sia detenuta per incassare i relativi cash flow (quindi, in sostanza, non per realizzare profitti di trading) e le caratteristiche dei flussi di cassa dell'attività corrispondono unicamente al pagamento di capitale e interessi. In caso contrario l'attività finanziaria deve essere misurata al fair value. Le regole per la contabilizzazione dei derivati incorporati sono state semplificate: non è più richiesta la contabilizzazione separata del derivato incorporato e dell'attività finanziaria che lo "ospita".
Tutti gli strumenti rappresentativi di capitale - sia quotati che non quotati - devono essere valutati al fair value (lo IAS 39 stabiliva invece che, qualora il fair value non fosse determinabile in modo attendibile, gli strumenti rappresentativi di capitale non quotati venissero valutati al costo).
L'entità ha l'opzione di presentare nel Patrimonio netto le variazioni di fair value degli strumenti rappresentativi di capitale che non sono detenuti per la negoziazione, per i quali invece tale opzione è vietata. Tale designazione è ammessa al momento della rilevazione iniziale, può essere adottata per singolo titolo ed è irrevocabile. Qualora ci si avvalesse di tale opzione, le variazioni di fair value di tali strumenti mai possono essere riclassificate dal Patrimonio netto al Conto economico. I dividendi invece continuano ad essere rilevati in Conto economico.
L'IFRS 9 non ammette riclassificazioni tra le due categorie di attività finanziarie se non nei rari casi in cui vi è una modifica nel modello di business dell'entità. In tal caso gli effetti della riclassifica si applicano prospetticamente.
Infine l'informativa richiesta nelle note è stata adeguata alla classificazione ed alle regole di valutazione introdotte dall'IFRS 9. In data 19 novembre 2013 lo IASB ha emesso un emendamento al principio in esame, che riguarda principalmente i seguenti aspetti:
(i) la sostanziale revisione del cd. "Hedge accounting", che consentirà alle società di riflettere meglio le loro attività di gestione dei rischi nell'ambito del bilancio;
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Nel corso del mese di luglio 2014 è stata pubblicata una parziale modifica del principio, con l'introduzione, in tema di valutazione di classi di strumenti finanziari, del modello basato sulla perdita attesa del credito che sostituisce il modello di impairment fondato sulle perdite realizzate. L'emendamento in esame è applicabile con decorrenza dal 1° gennaio 2018;
in oggetto trova applicazione qualora ricorrano contemporaneamente i seguenti criteri:
L'IFRS 15 include anche obblighi di informativa significativamente più estesi rispetto al principio esistente, in merito alla natura, agli ammontari, alle tempistiche e all'incertezza dei ricavi e dei flussi di cassa derivanti dai contratti con la clientela.
In data 11 settembre 2015 lo IASB ha emesso una modifica al principio in oggetto, posticipandone la data di applicazione a decorrere dal 1° gennaio 2018.
Il principio in oggetto è stato oggetto di successiva modifica in data 12 aprile 2016; la modifica, applicabile sempre a decorrere dal 1° gennaio 2018, ha la finalità di chiarire le linee guida per l'identificazione di una obbligazione a vendere un bene o a prestare uno o più servizi, e intende inoltre fornire chiarimenti in merito alla contabilizzazione di licenze riferite a proprietà intellettuali;
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La Semestrale del Gruppo A2A al 30 giugno 2016 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 anche quando la quota posseduta è inferiore al 50%. 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.
Per effetto dell'acquisto da parte di Aprica S.p.A., avvenuto il 20 aprile 2016, del 64% della partecipazione in LA BI.CO DUE S.r.l., società attiva nei servizi di igiene urbana nella Provincia di Brescia, quest'ultima al 30 giugno 2016 è stata consolidata integralmente. Come consentito dagli IFRS, nella Semestrale al 30 giugno 2016 l'operazione è stata contabilizzata in via provvisoria imputando integralmente la differenza tra prezzo pagato e frazione di competenza del patrimonio netto di LA BI.CO DUE S.r.l. nel mese di aprile ad avviamento. A fine esercizio il Gruppo procederà alla purchase price allocation sulla base di quanto richiesto dall'IFRS 3.
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Sono controllate le società in cui la capogruppo A2A S.p.A. esercita il controllo e quelle in cui ha il potere, così come definito dall'IFRS 10, di determinare direttamente o indirettamente le politiche finanziarie ed operative al fine di ottenere benefici dalle loro attività. Le imprese controllate vengono consolidate a partire dalla data in cui il controllo è stato effettivamente acquisito dal Gruppo e cessano di essere consolidate integralmente dalla data in cui il controllo viene ceduto a società esterne al Gruppo.
Le partecipazioni in società collegate, nelle quali cioè il Gruppo A2A detiene una partecipazione rilevante ed è in grado di esercitare un'influenza notevole, sono valutate con il metodo del Patrimonio netto. Gli utili o le perdite di competenza del Gruppo sono riconosciuti nel bilancio dalla data in cui ha avuto inizio l'influenza notevole o il controllo congiunto sulla società.
Nel caso in cui la perdita di pertinenza del Gruppo ecceda il valore di carico della partecipazione, quest'ultimo è annullato e l'eventuale eccedenza è rilevata in un apposito fondo nella misura in cui il Gruppo abbia obbligazioni legali o implicite nei confronti dell'impresa partecipata a coprire le sue perdite o, comunque, ad effettuare pagamenti per suo conto.
L'adozione del principio IFRS 11 da parte del Gruppo richiede una nuova classificazione delle partecipazioni in imprese a controllo congiunto tra partecipazioni in joint ventures (se il Gruppo vanta diritti sulle attività nette dell'accordo) e "Attività a controllo congiunto" (se il Gruppo ha diritti sulle attività e obblighi sulle passività relative all'accordo).
Le partecipazioni del Gruppo che sono considerate joint ventures ai sensi dell'IFRS 11 sono contabilizzate con il metodo del Patrimonio netto mentre con riferimento alle partecipazioni classificate come "Attività a controllo congiunto" il principio in oggetto prevede che il Gruppo riconosca in bilancio la sua quota di attività, passività, costi e ricavi anziché applicare il metodo del Patrimonio netto.
Si segnala che il Gruppo A2A non detiene "Attività a controllo congiunto" e, pertanto, l'adozione del nuovo principio non ha avuto effetti sulla Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016.
Qualora il Gruppo A2A detenga delle opzioni di acquisto (Call) su azioni o strumenti rappresentativi di capitale (Warrant) che sono convertibili in azioni ordinarie, o altri strumenti simili che hanno la potenzialità, se esercitati o convertiti, di dare al Gruppo diritti di voto o ridurre i diritti di voto di terzi ("diritti di voto potenziali"), tali diritti di voto potenziali sono presi in considerazione al fine di valutare se il Gruppo abbia il potere o meno di governare o influenzare le politiche finanziarie e gestionali di un'altra società.
A livello generale lo IAS 32, paragrafo 23, stabilisce che un contratto che contiene un'obbligazione per un'entità di acquisire azioni per cassa o a fronte di altre attività finanziarie, dia luogo a una passività finanziaria per il valore attuale del prezzo di esercizio dell'opzione.
Pertanto, qualora l'entità non abbia il diritto incondizionato a evitare la consegna di cassa o di altri strumenti finanziari al momento dell'eventuale esercizio di una opzione put su azioni d'imprese controllate, si deve procedere all'iscrizione del debito.
In assenza di specifiche indicazioni da parte dei principi contabili di riferimento, il Gruppo A2A: (i) considera già acquisite dal Gruppo le azioni oggetto di opzioni put, anche nei casi in cui restino in capo ai soci terzi i rischi e i benefici connessi alla proprietà delle azioni e continuino a rimanere esposti al rischio di equity; (ii) iscrive in contropartita delle riserve di Patrimonio netto il debito derivante dal sorgere dell'obbligazione e le eventuali successive variazioni dello stesso non dipendenti dal semplice trascorrere del tempo (unwinding dell'attualizzazione del prezzo d'esercizio); (iii) imputa queste ultime a Conto economico.
Aprica S.p.A. ha acquisito nel primo semestre 2016 il 64% delle quote di LA BI.CO DUE S.r.l., società attiva nei servizi di igiene urbana in vari comuni della Provincia di Brescia.
Per effetto del patto parasociale sottoscritto tra Aprica S.p.A. e Ecoimmobiliare S.r.l., quest'ultima detiene la facoltà, ma non l'obbligo, di vendere (opzione put) ad Aprica S.p.A. la propria quota di partecipazione in LA BI.CO DUE S.r.l., pari al 36%.
L'esercizio di tale opzione da parte di Ecoimmobiliare S.r.l. potrà essere effettuato a decorrere dal 1° aprile 2021 e entro, e non oltre, il 30 giugno 2021. Qualora Ecoimmobiliare S.r.l. non eserciti l'opzione di vendita, Aprica S.p.A. avrà il diritto, ma non l'obbligo, di acquistare la partecipazione di Ecoimmobiliare S.r.l. in LA BI.CO DUE S.r.l. a partire dal primo giorno successivo allo scadere del periodo di opzione di vendita ed entro, e non oltre, i successivi 90 giorni lavorativi.
Il Gruppo conformemente al disposto del paragrafo 23 dello IAS 32 ha contabilizzato tra i debiti con contropartita Patrimonio netto il valore attuale dell'esborso stimato cui non potrà sottrarsi in caso d'esercizio della citata opzione.
Si precisa che tale opzione è stata valorizzata in base alle condizioni contrattualmente previste.
Il corrispettivo versato da Aprica S.p.A. a fronte dell'acquisizione del 64% delle quote di LA BI.CO DUE S.r.l. è soggetto ad una clausola di aggiustamento, basata sia sulla posizione finanziaria netta sia sulla redditività di LA BI.CO DUE S.r.l., legata all'aggiudicazione e al prolungamento di alcune convenzioni nei comuni della Provincia di Brescia.
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Il contratto di acquisizione del 64% del capitale sociale di LA BI.CO DUE S.r.l. da parte di Aprica S.p.A. prevede tra l'altro un earn-out che Aprica S.p.A. sarà tenuta a versare in caso di raggiungimento di prefissati livelli di redditività e all'aggiudicazione e al prolungamento di alcune convenzioni nei comuni della Provincia di Brescia.
In conseguenza degli accordi descritti sub lettere a), b) e c), la Semestrale al 30 giugno 2016 evidenzia un debito verso Ecoimmobiliare S.r.l., per l'eventuale esercizio delle opzioni put su quote LA BI.CO DUE S.r.l., inferiore al milione di euro, con una corrispondente riduzione del Patrimonio netto di terzi.
I bilanci delle controllate, collegate e joint ventures consolidate dal Gruppo A2A sono redatti adottando, per ogni chiusura contabile, gli stessi principi contabili della capogruppo. Eventuali rettifiche vengono apportate in fase di consolidamento in modo da rendere omogenee le voci che sono interessate dall'applicazione di principi contabili differenti. Tutti i rapporti e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da rapporti intrattenuti tra società del Gruppo, sono completamente eliminati.
Nella preparazione della Semestrale vengono assunte linea per linea le attività, le passività, nonché i costi e i ricavi delle imprese consolidate nel loro ammontare complessivo, attribuendo ai soci di minoranza in apposite voci della Situazione patrimoniale-finanziaria e del Conto economico la quota del Patrimonio netto e del risultato del periodo di loro spettanza.
Il valore contabile della partecipazione in ciascuna delle controllate è eliminato a fronte della corrispondente quota di Patrimonio netto comprensiva degli eventuali adeguamenti al fair value alla data di acquisizione; la differenza emergente è trattata ai sensi dell'IFRS 3.
Le operazioni con soci di minoranza che non comportano la perdita del controllo in imprese consolidate sono trattate secondo l'approccio dell'entità economica (economic entity view).
A partire dal 2014 il Gruppo A2A ha adottato, tra l'altro, le disposizioni del principio contabile internazionale IFRS 12 "Informazioni aggiuntive su partecipazioni in altre imprese", emanato dallo IASB nel 2011 e omologato dalla Commissione Europea l'11 dicembre 2012.
Sulla base di quanto disposto al paragrafo 7 e seguenti del principio in esame, il Gruppo ha provveduto a fornire l'informativa sulle valutazioni e sulle assunzioni significative adottate per stabilire:
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Il Gruppo A2A ha definito l'esistenza dei requisiti dell'IFRS 10 per quanto attiene il consolidamento della partecipazione detenuta in EPCG, società montenegrina attiva nel mercato della produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica.
In particolare il Gruppo consolida integralmente la società EPCG di cui detiene il 41,75% del Capitale sociale.
Pur non detenendo la maggioranza dei voti esercitabili in assemblea, la società è considerata controllata, poiché la capogruppo A2A S.p.A. con la nomina delle figure manageriali principali e la definizione di alcune materie riservate su argomenti importanti per la vita societaria di EPCG ha di fatto il controllo, applicando effettivamente quanto previsto nell'accordo d'acquisto, ossia avendo la possibilità di gestire la società in modo sostanziale.
Nel mese di luglio il Gruppo A2A e lo Stato del Montenegro hanno raggiunto un accordo per la firma dei nuovi Patti Parasociali per la gestione della società montenegrina EPCG, con durata fino al 31 dicembre 2016.
L'adozione dell'IFRS 10 non ha avuto effetti sul metodo di consolidamento della partecipazione in EPCG, poiché A2A S.p.A. ne detiene il controllo in quanto "è esposta, ovvero ha diritto, a risultati variabili derivanti dal proprio coinvolgimento nell'entità ed è in grado di influenzare tali risultati attraverso il proprio potere sull'entità stessa".
L'IFRS 11 individua, sulla base dei diritti e delle obbligazioni in capo ai partecipanti, due tipologie di accordi, le joint operations e le joint ventures, e disciplina il conseguente trattamento contabile da adottare per la loro rilevazione in bilancio.
L'impatto più significativo del nuovo principio è rappresentato dal fatto che alcune entità controllate congiuntamente da A2A, fino ad oggi valutate con il metodo del Patrimonio netto, potrebbero rientrare nella definizione di accordo a controllo congiunto (joint operations) in base alle disposizioni dell'IFRS 11. Il trattamento contabile di tale tipologia di accordo a controllo congiunto prevede la rilevazione delle attività/passività e dei costi/ricavi connessi all'accordo sulla base dei diritti/obblighi spettanti ad A2A, indipendentemente dall'interessenza partecipativa posseduta.
Con particolare riferimento alle partecipazioni detenute in due società a controllo congiunto operanti nella Business Unit Generazione e Trading, Ergosud S.p.A. e PremiumGas S.p.A., il Gruppo A2A ha ritenuto che le stesse rientrano, in quanto a forma giuridica e natura degli accordi contrattuali, nella categoria "joint venture".
In particolare per quanto attiene la partecipazione detenuta in PremiumGas S.p.A. il Gruppo vanta diritti esclusivamente legati ai risultati conseguiti dalla società; la sua attività non è finalizzata esclusivamente alla commercializzazione di gas nei confronti di società appartenenti al Gruppo, garantendo pertanto la propria continuità indipendentemente dai rapporti commerciali in essere con il Gruppo stesso.
In riferimento alla partecipazione in Ergosud S.p.A. si segnala che pur in presenza di un contratto di Tolling la partecipata potrebbe dispacciare l'energia autonomamente garantendo la propria continuità aziendale anche al termine del contratto stesso. Si precisa inoltre che il Gruppo A2A non procede alla nomina di figure direttive rilevanti della società.
Sulla base delle considerazioni sopra riportate il Gruppo A2A ha valutato le partecipazioni con il metodo del Patrimonio netto in continuità con quanto già effettuato nei precedenti esercizi.
Nel solo caso di valori particolarmente significativi ed esclusivamente in relazione alle attività e passività non correnti detenute per la vendita, in ottemperanza a quanto richiesto dall'IFRS 5 i crediti e debiti finanziari verso le altre società del Gruppo (rapporti infragruppo) non vengono eliminati, in modo da evidenziare chiaramente l'impatto finanziario dell'eventuale possibile dismissione.
| Dati di sintesi al 30 giugno 2016 Milioni di euro |
Bergamo Pulita 50% |
PremiumGas 50% |
Metamer 50% dati al 31 03 2016 |
|---|---|---|---|
| CONTO ECONOMICO | |||
| Ricavi | 0,1 | 24,7 | 3,7 |
| Margine operativo lordo | 0,08 | 0,4 | 0,5 |
| % sui ricavi netti | 83,3% | 1,4% | 13,5% |
| Ammortamenti e svalutazioni | - | - | (0,1) |
| Risultato operativo netto | 0,1 | 0,4 | 0,4 |
| Risultato del periodo | 0,3 | 0,3 | 0,3 |
| SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA | |||
| Totale attività | 3,1 | 14,8 | 7,0 |
| Patrimonio netto | (0,8) | 3,2 | 1,8 |
| (Indebitamento) finanziario netto | (0,4) | 1,5 | 2,2 |
| Dati di sintesi al 30 giugno 2015 Milioni di euro CONTO ECONOMICO |
Bergamo Pulita 50% |
PremiumGas 50% |
Metamer 50% dati al 31 03 2015 |
|---|---|---|---|
| Ricavi di vendita | 0,2 | - | 4,1 |
| Margine operativo lordo | - | (0,2) | 0,5 |
| % sui ricavi netti | (20,0%) | n.s. | 11,11% |
| Ammortamenti e svalutazioni | (0,6) | - | 0,1 |
| Risultato operativo netto | 0,7 | (0,2) | 0,4 |
| Risultato del periodo | 0,5 | (0,2) | 0,2 |
| SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA | |||
| Totale attività | 3,7 | 4,8 | 7,1 |
| Patrimonio netto | 0,5 | 3,2 | 1,6 |
| (Indebitamento) finanziario netto | (0,1) | (0,3) | (1,4) |
70
Si segnala che per la tipologia delle attività tipiche del Gruppo i risultati infrannuali possono presentare variazioni dovute all'andamento climatico del periodo.
71
Al riguardo si rinvia ai commenti sugli andamenti per Business Unit riportati nel seguito.
| Milioni di euro | Generazione e Trading |
Commerciale | Ambiente | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
||
| Ricavi | 1.225 | 1.381 | 669 | 699 | 403 | 406 | |
| - di cui intersettoriali | 369 | 416 | 23 | 24 | 47 | 43 | |
| Costi per il personale | 47 | 46 | 12 | 13 | 130 | 128 | |
| Margine Operativo Lordo | 170 | 192 | 73 | 54 | 119 | 110 | |
| % sui Ricavi | 13,9% | 13,9% | 10,9% | 7,7% | 29,5% | 27,1% | |
| Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni | (100) | (82) | (9) | (8) | (41) | (32) | |
| Risultato operativo netto | 70 | 110 | 64 | 46 | 78 | 78 | |
| % sui Ricavi | 5,7% | 8,0% | 9,6% | 6,6% | 19,4% | 19,2% | |
| Risultato da transazioni non ricorrenti | |||||||
| Oneri/Proventi netti da gestione finanziaria | |||||||
| Risultato al lordo delle imposte | |||||||
| Oneri per imposte sui redditi | |||||||
| Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte |
|||||||
| Risultato netto da attività operative cessate | |||||||
| Risultato di pertinenza di terzi | |||||||
| Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo | |||||||
| Investimenti lordi (1) | 8 | 28 | 2 | 1 | 28 | 23 | |
(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.
Si segnala che i dati economici dal 1° gennaio al 30 giugno 2015 e i dati patrimoniali al 31 dicembre 2015 della Business Unit Reti e della Business Unit Calore e Servizi sono stati aggregati nella nuova Business Unit Reti e Calore.
| Milioni di euro | Generazione e Trading |
Commerciale | Ambiente | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 06 16 | 31 12 15 | 30 06 16 | 31 12 15 | 30 06 16 | 31 12 15 | ||
| Immobilizzazioni materiali | 2.318 | 2.381 | 2 | 2 | 455 | 437 | |
| Immobilizzazioni immateriali | 72 | 75 | 62 | 63 | 13 | 12 | |
| Crediti commerciali e attività finanziarie correnti | 602 | 735 | 473 | 547 | 292 | 284 | |
| Debiti commerciali e passività finanziarie correnti | 518 | 782 | 317 | 360 | 218 | 233 |
| Reti e Calore | Estero | Altri Servizi e Corporate |
Elisioni | Totale Gruppo | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
01 01 16 30 06 16 |
01 01 15 30 06 15 |
| 499 | 491 | 111 | 118 | 89 | 89 | (673) | (717) | 2.323 | 2.467 |
| 153 | 152 | - | - | 81 | 82 | (673) | (717) | ||
| 53 | 60 | 22 | 23 | 47 | 44 | 311 | 314 | ||
| 227 | 183 | 35 | 32 | (10) | (9) | 614 | 562 | ||
| 45,5% | 37,3% | 31,5% | 27,1% | (11,2%) | (10,1%) | 26,4% | 22,8% | ||
| (60) | (60) | (15) | (17) | (9) | (49) | (234) | (248) | ||
| 167 | 123 | 20 | 15 | (19) | (58) | 380 | 314 | ||
| 33,5% | 25,1% | 18,0% | 12,7% | (21,3%) | (65,2%) | 16,4% | 12,7% | ||
| 52 | (1) | ||||||||
| (59) | (74) | ||||||||
| 373 | 239 | ||||||||
| (106) | (77) | ||||||||
| 267 | 162 | ||||||||
| - | |||||||||
| (13) | (10) | ||||||||
| 254 | 152 | ||||||||
| 77 | 71 | 10 | 7 | 4 | 3 | - | - | 129 | 133 |
| Reti e Calore | Estero | Altri Servizi e Corporate |
Elisioni | Totale Gruppo | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 30 06 16 | 31 12 15 30 06 16 |
31 12 15 | 30 06 16 | 31 12 15 | 30 06 16 | 31 12 15 | 30 06 16 | 31 12 15 |
| 1.586 | 1.590 565 |
568 | 180 | 184 | (93) | (95) | 5.013 | 5.067 |
| 1.373 | 1.357 2 |
3 | 51 | 52 | (226) | (214) | 1.347 | 1.348 |
| 353 | 347 243 |
237 | 73 | 72 | (373) | (566) | 1.663 | 1.656 |
| 320 | 287 30 |
37 | 683 | 733 | (374) | (570) | 1.712 | 1.862 |
Si segnala che il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2016 è variato rispetto al 31 dicembre 2015 per le seguenti operazioni:
• al 1° gennaio 2016 ha avuto efficacia la scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. relativa al cosiddetto "Ramo Cellina" a favore di Cellina Energy (società interamente partecipata da Società Elettrica Altoatesina S.p.A.) in applicazione dell'atto di scissione stiupulato in data 28 dicembre 2015. Al 31 dicembre 2015 le attività e le passività di Edipower S.p.A. relative a tale operazione erano state riclassificate, trattandosi di un'operazione considerata come disposal group ai sensi dell'IFRS 5, alle voci "Attività non correnti destinate alla vendita" e "Passività direttamente associate ad attività non correnti destinate alla vendita";
74
| Milioni di euro | Valore | Variazioni del periodo | |||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31 12 2015 |
Investimenti/acquisizioni | Altre | Dismis | Svaluta | Ammorta | Totale | al 30 06 2016 |
||||||
| Effetto primo consolid. LA BI.CO DUE S.r.l. |
Investim. | Totale Investim./ Acquisiz. |
variazioni | sioni e cessioni |
zioni | menti | variazioni | ||||||
| Terreni | 266 | - | - | 266 | |||||||||
| Fabbricati | 913 | 1 | 3 | 4 | 1 | (2) | (19) | (16) | 897 | ||||
| Impianti e macchinari | 3.608 | 35 | 35 | 58 | (2) | (1) | (135) | (45) | 3.563 | ||||
| Attrezzature industriali e commerciali | 24 | 3 | 3 | (3) | - | 24 | |||||||
| Altri beni | 56 | 7 | 7 | 7 | (8) | 6 | 62 | ||||||
| Discariche | 23 | - | 23 | (3) | 20 | 43 | |||||||
| Immobilizzazioni in corso e acconti | 103 | 31 | 31 | (55) | (24) | 79 | |||||||
| Migliorie su beni di terzi | 72 | 1 | 8 | 9 | 1 | (4) | 6 | 78 | |||||
| Beni in leasing | 2 | - | (1) | (1) | 1 | ||||||||
| Totale | 5.067 | 2 | 87 | 89 | 35 | (4) | (1) | (173) | (54) | 5.013 | |||
| di cui: | |||||||||||||
| Costo storico | 9.838 | 2 | 87 | 89 | 35 | (43) | 81 | 9.919 | |||||
| Fondo ammortamento | (4.253) | 39 | (173) | (134) | (4.387) | ||||||||
| Svalutazioni | (518) | (1) | (1) | (519) |
Le "Immobilizzazioni materiali" al 30 giugno 2016 sono pari a 5.013 milioni di euro (5.067 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e presentano un decremento, pari a 54 milioni di euro.
Le variazioni del periodo sono le seguenti:
Gli investimenti risultano così suddivisi:
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Tra le immobilizzazioni materiali sono compresi "Beni acquistati in leasing" per complessivi 1 milione di euro, iscritti con la metodologia prevista dallo IAS 17 e per i quali il debito residuo verso le società locatrici, al 30 giugno 2016, risulta pari a 1 milione di euro.
| Milioni di euro | Valore | Valore | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| al 31 12 2015 |
Investi- menti/ acquisiz. |
Ricl./Altre variazioni |
Smobilizzi/ cessioni |
Ammorta menti |
Totale variazioni |
al 30 06 2016 |
|
| Diritti di brevetto industriale e utilizzazione opere dell'ingegno |
26 | 2 | (7) | (5) | 21 | ||
| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | 799 | 25 | 10 | (1) | (16) | 18 | 817 |
| Immobilizzazioni in corso | 20 | 13 | (12) | 1 | 21 | ||
| Altre immobilizzazioni immateriali | 21 | (14) | (1) | (15) | 6 | ||
| Avviamento | 482 | 482 | |||||
| Totale | 1.348 | 40 | (16) | (1) | (24) | (1) | 1.347 |
Le "Immobilizzazioni immateriali" al 30 giugno 2016 sono pari a 1.347 milioni di euro (1.348 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e presentano un decremento netto di 1 milione di euro.
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 e al ciclo idrico integrato, nonché gli impianti di teleriscaldamento di Varese Risorse.
77
Il Gruppo dispone di certificati ambientali ricevuti a titolo gratuito come meglio specificato nella sezione "Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A" ai paragrafi "Incentivi alla produzione da rinnovabili e conversione del Certificato Verde in tariffa" (Business Unit Generazione e Trading) e "Certificati Bianchi e incentivi al teleriscaldamento" (Business Unit Reti e Calore).
Le variazioni del periodo in esame risultano essere le seguenti:
Gli investimenti delle immobilizzazioni immateriali risultano così suddivisi:
• per la Business Unit Reti e Calore gli investimenti pari a 34 milioni di euro sono dovuti: ad interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti dell'area distribuzione gas ed alla sostituzione di tubazioni interrate in media e bassa pressione per 21 milioni di euro, a lavori sulla rete di trasporto e distribuzione dell'acqua, sulle reti fognarie e sugli impianti di depurazione per 12 milioni di euro, ad implementazione di sistemi informativi per 1 milione di euro;
La voce "Altre immobilizzazioni immateriali" accoglie anche il valore delle Customer lists 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. In particolare l'importo presente in bilancio, pari a 2 milioni di euro, è riconducibile al valore corrisposto nei passati esercizi da società controllate, relativo ad una porzione delle reti e dei clienti della provincia di Brescia ed alla valorizzazione del portafoglio clienti della controllata Aspem Energia S.r.l..
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L'avviamento al 30 giugno 2016 ammonta a 482 milioni di euro e non presenta variazioni rispetto all'esercizio precedente:
| Milioni di euro | Valore al | Valore al | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | Investi menti |
Altre variazioni |
Svaluta zioni |
Totale variazioni |
30 06 2016 | |
| Avviamento | 482 | - | - | - | - | 482 |
| Totale | 482 | - | - | - | - | 482 |
L' "Avviamento" al 30 giugno 2016 è riconducibile alle seguenti CGU:
| CGU - Milioni di euro | |
|---|---|
| Reti elettriche | 184 |
| Ambiente | 232 |
| Reti gas | 38 |
| Gas | 7 |
| Calore | 21 |
| Totale avviamento al 30 giugno 2016 | 482 |
Il primo consolidamento della società LA BI.CO DUE S.r.l. ha comportato l'iscrizione in via provvisoria di un avviamento per un valore pari a 0,3 milioni di euro. Ai sensi dell'IFRS 3 si prevede di completare l'attività di Purchase Price Allocation entro la fine dell'esercizio 2016.
Nel periodo in esame il management ha svolto un'attenta analisi dei risultati raggiunti rispetto al piano considerando anche le assunzioni e le risultanze del processo di impairment svolto per il bilancio 2015. Tali analisi non hanno evidenziato elementi tali da dover considerare probabili
79
materiali e durature perdite di valore degli assets, oltre a quanto recepito nel bilancio 2015; conseguentemente il Gruppo non ha ritenuto necessario eseguire uno specifico impairment test al 30 giugno 2016.
L'impairment test viene eseguito comunque almeno annualmente.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Partecipazioni in imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto |
68 | 4 | 72 | - | - |
| Altre attività finanziarie non correnti | 69 | 2 | 71 | 57 | 63 |
| Totale partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti | 137 | 6 | 143 | 57 | 63 |
| Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto - Milioni di euro | Totale |
|---|---|
| Valore al 31 dicembre 2015 | 68 |
| Variazioni del periodo: | |
| - acquisizioni ed aumenti di capitale | |
| - valutazioni a Patrimonio netto | 4 |
| - svalutazioni | |
| - incassi dividendi di partecipazioni valutate ad equity | |
| - cessioni | |
| - altre variazioni | |
| - riclassificazioni | |
| Totale variazioni del periodo | 4 |
| Valore al 30 giugno 2016 | 72 |
La variazione intervenuta nelle "Partecipazioni in imprese valutate col metodo del Patrimonio netto", positiva per 4 milioni di euro, è riconducibile alla valutazione a Patrimonio netto principalmente della partecipazione in ACSM-AGAM S.p.A..
Il dettaglio delle partecipazioni è riportato nell'allegato n. 4 "Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto".
Le "Altre attività finanziarie non correnti" presentano al 30 giugno 2016 un saldo di 71 milioni di euro, con un incremento pari a 2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2015, e si riferiscono per 63 milioni di euro a crediti finanziari per depositi a medio/lungo termine principalmente della controllata EPCG, per 8 milioni di euro a partecipazioni in altre imprese, per il cui dettaglio si rimanda all'allegato n. 5 "Elenco delle attività finanziarie disponibili per la vendita".
80
| Milioni di euro | Valore al | Variazioni | Valore al |
|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | del periodo | 30 06 2016 | |
| Attività per imposte anticipate | 308 | (23) | 285 |
Le "Attività per imposte anticipate" ammontano a 285 milioni di euro (308 milioni di euro al 31 dicembre 2015). La voce accoglie l'effetto netto 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 2016 relativi alle attività per imposte anticipate/passività per imposte differite sono stati esposti al netto (cd. "Offsetting") in applicazione dello IAS 12.
Si indicano di seguito, in apposita tabella, le principali attività e passività per imposte anticipate/differite.
| Milioni di euro | Bilancio consolidato 31 12 2015 |
Acc.ti (A) |
Utilizzi (B) |
Adeguam. Aliquote (C) |
Totale (A+B+C) |
IAS 39 a Patrim. netto |
IAS 19 Revised a Patrim. netto |
Adeguam. Aliquote a Patrimonio Netto |
Altri mov. /Riclass./ Fusioni |
Imposte Differite/ Anticipate in Attività destinate alla vendita |
Bilancio consolidato 30 06 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Dettaglio imposte anticipate/differite (attive/passive) |
|||||||||||
| Passività per imposte differite |
|||||||||||
| Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali |
701 | 5 | (31) | (26) | 675 | ||||||
| Applicazione del principio del leasing finanziario (IAS 17) |
6 | - | 6 | ||||||||
| Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) |
- | - | - | ||||||||
| Differenze di valore delle immobilizzazioni immateriali |
(4) | - | (4) | ||||||||
| Plusvalenze rateizzate | - | - | - | ||||||||
| Trattamento di fine rapporto |
4 | - | 4 | ||||||||
| Avviamento | 94 | - | 94 | ||||||||
| Altre imposte differite | (15) | - | (15) | ||||||||
| Totale passività per imposte differite (A) |
786 | 5 | (31) | - | (26) | - | - | - | - | - | 760 |
| Attività per imposte anticipate |
|||||||||||
| Fondi rischi tassati | 113 | 5 | (13) | (8) | 3 | 108 | |||||
| Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali |
618 | 8 | (34) | (26) | 592 | ||||||
| Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IAS 39) |
32 | - | (5) | 27 | |||||||
| Fondi rischi su crediti | 7 | 1 | 1 | 8 | |||||||
| Contributi | 12 | - | 12 | ||||||||
| Avviamento | 308 | (19) | (19) | 289 | |||||||
| Altre imposte anticipate | 4 | 4 | 4 | 1 | 9 | ||||||
| Totale attività per imposte anticipate (B) |
1.094 | 18 | (66) | - | (48) | (5) | 4 | - | - | - | 1.045 |
| EFFETTO NETTO IMPOSTE DIFFERITE ATTIVE/PASSIVE (B-A) |
308 | 13 | (35) | - | (22) | (5) | 4 | - | - | - | 285 |
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Strumenti derivati non correnti | - | 18 | 18 | - | 18 |
| Altre attività non correnti | 6 | - | 6 | - | - |
| Totale altre attività non correnti | 6 | 18 | 24 | - | 18 |
La voce in esame presenta al 30 giugno 2016 un incremento di 18 milioni di euro rispetto al precedente esercizio.
Gli "Strumenti derivati non correnti" risultano pari a 18 milioni di euro e si riferiscono alla valutazione al fair value di uno strumento finanziario a chiusura del periodo in esame che alla chiusura dell'esercizio precedente risultava iscritto tra le passività non correnti.
Le "Altre attività non correnti" ammontano a 6 milioni di euro, invariate rispetto al 31 dicembre 2015 e sono composte sostanzialmente da depositi cauzionali e da costi già sostenuti, ma di competenza di esercizi futuri.
| Milioni di euro | Valore al | Variazioni | Valore al |
|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | del periodo | 30 06 2016 | |
| Rimanenze | 184 | (42) | 142 |
Le "Rimanenze" sono pari a 142 milioni di euro (184 milioni di euro al 31 dicembre 2015), al netto del relativo fondo obsolescenza per 29 milioni di euro (26 milioni di euro al 31 dicembre 2015). L'incremento del fondo obsolescenza si riferisce principalmente alla svalutazione delle scorte di materiali del magazzino della centrale di San Filippo del Mela.
Le rimanenze presentano le seguenti variazioni:
22 milioni di euro per il decremento delle altre rimanenze, che al 30 giugno 2016 risultano pari a zero contro 22 milioni di euro al 31 dicembre 2015 che si riferivano alle rimanenze di certificati ambientali del portafoglio di trading;
2 milioni di euro relativi all'aumento delle rimanenze di materiali, che risultano complessivamente pari a 62 milioni di euro contro 60 milioni di euro al 31 dicembre 2015;
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Effetto Primo consolidam. LA BI.CO DUE S.r.l. |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
|---|---|---|---|---|
| Crediti commerciali fatture emesse | 1.066 | 3 | (6) | 1.063 |
| Crediti commerciali fatture da emettere | 734 | 1 | 735 | |
| (Fondo rischi su crediti) | (315) | (1) | (316) | |
| Totale crediti commerciali | 1.485 | 3 | (6) | 1.482 |
Al 30 giugno 2016 i "Crediti commerciali" risultano pari a 1.482 milioni di euro (1.485 milioni di euro al 31 dicembre 2015), con un decremento di 6 milioni di euro, al netto dell'effetto del primo consolidamento della società LA BI.CO DUE S.r.l. per 3 milioni di euro. Nel dettaglio le variazioni hanno riguardato:
Si segnala che il Gruppo effettua su base occasionale cessioni di crediti pro-soluto. Al 30 giugno 2016 i crediti, non ancora scaduti, ceduti dal Gruppo a titolo definitivo e stornati dall'attivo di bilancio nel rispetto dei requisiti dello IAS 39 ammontavano complessivamente a 30 milioni di euro (101 milioni di euro al 31 dicembre 2015). Alla data di pubblicazione della presente Relazione finanziaria semestrale, tali crediti ammontano a 12 milioni di euro (8 milioni di euro al 31 dicembre 2015). Lo smobilizzo è relativo a crediti commerciali. Si segnala che il Gruppo non ha in essere programmi di factoring rotativo.
Il "Fondo rischi su crediti" è pari a 316 milioni di euro e presenta un incremento netto di 1 milione di euro rispetto al 31 dicembre 2015. 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 2015 |
Accantona menti |
Utilizzi | Altre variazioni |
Valore al 30 06 2016 |
|---|---|---|---|---|---|
| Fondo rischi su crediti | 315 | 7 | (6) | - | 316 |
Si riporta di seguito l'aging dei crediti commerciali:
84
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 |
|---|---|---|
| Crediti commerciali di cui: | 1.482 | 1.485 |
| Correnti | 553 | 556 |
| Scaduti di cui: | 510 | 510 |
| - Scaduti fino a 30 gg | 35 | 56 |
| - Scaduti da 31 a 180 gg | 83 | 59 |
| - Scaduti da 181 a 365 gg | 35 | 45 |
| - Scaduti oltre 365 gg | 357 | 350 |
| Fatture da emettere | 735 | 734 |
| Fondo rischi su crediti | (316) | (315) |
Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Effetto primo |
Variazioni del |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| consolid. LA BI.CO DUE S.r.l. |
periodo | 31 12 2015 | 30 06 2016 | |||
| Strumenti derivati correnti | 55 | - | 34 | 89 | 16 | 16 |
| Altre attività correnti di cui: | 128 | 1 | 65 | 194 | ||
| - crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali |
52 | 42 | 94 | |||
| - anticipi a fornitori | 7 | (4) | 3 | |||
| - crediti verso il personale | 1 | - | 1 | |||
| - crediti tributari | 4 | - | 4 | |||
| - crediti di competenza di esercizi/periodi futuri | 12 | 1 | 22 | 35 | ||
| - crediti verso Ergosud | 19 | - | 19 | |||
| - crediti verso enti previdenziali | 3 | - | 3 | |||
| - Ufficio del bollo | 1 | (1) | - | |||
| - crediti per risarcimenti danni | 1 | - | 1 | |||
| - crediti per canoni derivazione acqua | 1 | (1) | - | |||
| - crediti per anticipi COSAP | 5 | 4 | 9 | |||
| - crediti diversi EPCG | 12 | 1 | 13 | |||
| - crediti per depositi cauzionali | 1 | 1 | 2 | |||
| - altri crediti diversi | 9 | 1 | 10 | |||
| Totale altre attività correnti | 183 | 1 | 99 | 283 | 16 | 16 |
Le "Altre attività correnti", presentano un saldo pari a 283 milioni di euro rispetto ai 183 milioni di euro al 31 dicembre 2015 ed evidenziano un incremento di 99 milioni di euro, al netto dell'effetto del primo consolidamento di LA BI.CO DUE S.r.l. pari a 1 milione di euro.
Gli "Strumenti derivati correnti" presentano un incremento di 34 milioni di euro, correlato all'aumento dei derivati su commodity dovuto esclusivamente alla variazione della valutazione a fair value al termine del periodo in esame; risultano invariati i derivati di copertura finanziaria, riferibili principalmente a contratti di Interest Rate Swap (IRS) a copertura del rischio di variazione sfavorevole dei tassi di interesse sui prestiti obbligazionari in scadenza nell'esercizio.
I crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali, pari a 94 milioni di euro (52 milioni di euro al 31 dicembre 2015), si riferiscono ai crediti per perequazioni pertinenti sia il primo semestre 2016 che l'esercizio 2015, a residui crediti per perequazioni inerenti precedenti esercizi, al netto degli incassi effettuati nel corso del periodo in esame, nonché ai crediti relativi ai certificati bianchi.
I crediti tributari, pari a 4 milioni di euro, si riferiscono principalmente a crediti verso l'Erario per accise e ritenute.
I crediti verso Ergosud, pari a 19 milioni di euro, invariati rispetto all'esercizio precedente, si riferiscono al credito spettante per gli impianti nuovi entranti (Centrale di Scandale), inerente quote di diritti di emissione come previsto dalle Delibere dell'AEEGSI n. ARG/elt 194/10 e n. 117/10.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Altre attività finanziarie | 165 | 10 | 175 | 165 | 175 |
| Attività finanziarie vs parti correlate | 6 | - | 6 | 6 | 6 |
| Totale attività finanziarie correnti | 171 | 10 | 181 | 171 | 181 |
La voce presenta un saldo di 181 milioni di euro (171 milioni di euro al 31 dicembre 2015) principalmente relativi a depositi bancari fruttiferi liberamente disponibili, di cui 173 milioni di euro relativi al Gruppo EPCG.
| Milioni di euro | Valore al | Variazioni | Valore al |
|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | del periodo | 30 06 2016 | |
| Attività per imposte correnti | 71 | (2) | 69 |
Le "Attività per imposte correnti" risultano pari a 69 milioni di euro (71 milioni di euro al 31 dicembre 2015) con un decremento di 2 milioni di euro rispetto al precedente esercizio. Tale voce è composta da crediti verso l'Erario per IRES (27 milioni di euro) relativi principalmente alle richieste a rimborso in conseguenza della deducibilità IRAP ai fini IRES, per IRAP (21 milioni di euro) principalmente relativi alle istanze di rimborso conseguenti al riconoscimento dello status di holding industriale per A2A S.p.A. avvenuto nello scorso esercizio e per Robin Tax (21 milioni di euro) relativi ai crediti richiesti a rimborso/compensazione.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 636 | (3) | 633 | 636 | 633 |
Le "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" al 30 giugno 2016 rappresentano la somma dei saldi bancari e postali attivi del Gruppo di cui 41 milioni di euro del Gruppo EPCG.
I depositi bancari includono gli interessi maturati anche se non ancora accreditati alla fine del periodo in esame.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Attività non correnti destinate alla vendita | 205 | (202) | 3 | 38 | - |
Al 30 giugno 2016 le "Attività non correnti destinate alla vendita" presentano un saldo pari a 3 milioni di euro e si riferiscono per 2 milioni di euro alla riclassificazione delle attività di proprietà della società SEASM S.r.l., costituite da una sottostazione elettrica da 380 kV denominata "Voghera" e destinata a connettere alla rete elettrica di trasmissione nazionale (RTN) la centrale termoelettrica di Voghera Energia e per 1 milione di euro ad attività destinate alla vendita del Gruppo EPCG.
Al 31 dicembre 2015 tale posta comprendeva 203 milioni di euro che si riferivano ad alcuni assets e poste dell'attivo di Edipower S.p.A. riclassificate, ai sensi dell'IFRS 5, in applicazione dell'atto di scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. stipulato in data 28 dicembre 2015; l'operazione ha avuto efficacia in data 1° gennaio 2016 come meglio descritto al paragrafo "Eventi di rilievo del periodo".
La composizione del Patrimonio netto, il cui valore al 30 giugno 2016 risulta pari a 3.126 milioni di euro (3.259 milioni di euro al 31 dicembre 2015), è dettagliata nella seguente tabella:
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
|---|---|---|---|
| Patrimonio netto di spettanza del Gruppo: | |||
| Capitale sociale | 1.629 | - | 1.629 |
| (Azioni proprie) | (61) | (37) | (98) |
| Riserve | 1.005 | (89) | 916 |
| Risultato del periodo/esercizio di Gruppo | 73 | 181 | 254 |
| Totale Patrimonio del Gruppo | 2.646 | 55 | 2.701 |
| Interessi di minoranze | 613 | (188) | 425 |
| Totale Patrimonio netto | 3.259 | (133) | 3.126 |
La movimentazione complessiva del Patrimonio netto è negativa per complessivi 133 milioni di euro. Il risultato del periodo ha prodotto un effetto positivo per 254 milioni di euro compensato dalla distribuzione del dividendo per 126 milioni di euro, dall'acquisto di azioni proprie per 37 milioni di euro, dalla variazione negativa degli interessi delle minoranze per 188 milioni di euro, nonché alle valutazioni ai sensi degli IAS 32 e 39 dei derivati Cash flow hedge.
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.
Le "Azioni proprie" sono pari a 98 milioni di euro (61 milioni di euro al 31 dicembre 2015), e si riferiscono a n. 61.917.609 azioni proprie detenute dalla capogruppo A2A S.p.A. (26.917.609 azioni proprie al 31 dicembre 2015). L'incremento pari a 37 milioni di euro si riferisce all'acquisto effettuato nei mesi di febbraio e marzo 2016 di n. 35.000.000 azioni proprie nell'ambito del programma di buy back deliberato dall'Assemblea degli Azionisti lo scorso 11 giugno 2015.
Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
|---|---|---|---|
| Riserve | 1.005 | (89) | 916 |
| di cui: | |||
| Variazione fair value derivati Cash flow hedge | (33) | 25 | (8) |
| Effetto fiscale | 8 | (6) | 2 |
| Riserve di Cash flow hedge | (25) | 19 | (6) |
| Variazione riserve IAS 19 Revised-Benefici a dipendenti | (64) | (24) | (88) |
| Effetto fiscale | 16 | 7 | 23 |
| Riserve IAS 19 Revised-Benefici a dipendenti | (48) | (17) | (65) |
Le "Riserve", che ammontano a 916 milioni di euro (1.005 milioni di euro al 31 dicembre 2015), comprendono la riserva legale, le riserve straordinarie, nonché gli utili portati a nuovo dalle società controllate.
Tale voce comprende inoltre la riserva di Cash flow hedge, negativa per 6 milioni di euro, che riguarda la valorizzazione al termine del periodo dei derivati che rispondono ai requisiti dell'Hedge accounting.
La posta in oggetto include riserve negative pari a 65 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.
Gli effetti, al 1° gennaio 2016, della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. a favore di Cellina Energy S.r.l. hanno determinato un decremento del Patrimonio del Gruppo pari a 39 milioni di euro.
Risulta positivo per 254 milioni di euro ed accoglie il risultato del periodo in esame.
90
| Milioni di euro | Valore al | Variazioni | Valore al |
|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | del periodo | 30 06 2016 | |
| Interessi di minoranze | 613 | (188) | 425 |
Gli "Interessi di minoranze" ammontano a 425 milioni di euro (613 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e rappresentano la quota di capitale, di riserve e di risultato di spettanza degli azionisti di minoranza principalmente relativi ai soci terzi di EPCG.
Il decremento del periodo pari a 188 milioni di euro è riferito principalmente agli effetti della scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. a favore di Cellina Energy S.r.l. che ha portato al pieno possesso della partecipazione in Edipower S.p.A. detenuta dalla Capogruppo A2A S.p.A. con la conseguente riduzione degli interessi dei soci terzi, in parte rettificata dalla quota del risultato del periodo spettante ai soci terzi di EPCG, positiva per 13 milioni di euro.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Obbligazioni non convertibili | 2.431 | 1 | 2.432 | 2.431 | 2.432 |
| Debiti verso banche | 657 | (26) | 631 | 657 | 631 |
| Debiti per leasing finanziario | 1 | (1) | - | 1 | - |
| Totale passività finanziarie non correnti | 3.089 | (26) | 3.063 | 3.089 | 3.063 |
Le "Passività finanziarie non correnti", pari a 3.063 milioni di euro (3.089 milioni di euro al 31 dicembre 2015), evidenziano un decremento di 26 milioni di euro.
Le "Obbligazioni non convertibili" sono relative ai seguenti prestiti obbligazionari, contabilizzati al costo ammortizzato:
91
I "Debiti verso banche" non correnti ammontano a 631 milioni di euro e presentano un decremento netto di 26 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente, derivante principalmente dalla riclassificazione delle quote capitale in scadenza nella voce "Passività finanziarie correnti"; tale riduzione è stata parzialmente compensata dall'utilizzo, per 10 milioni di euro, da parte di EPCG di una tranche del finanziamento EBRD.
Infine, i "Debiti per leasing finanziario" risultano pari a zero (1 milione di euro al 31 dicembre 2015).
Alla data di riferimento tale posta risulta pari a 348 milioni di euro (332 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e presenta le seguenti variazioni:
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Effetto primo consolidam. LA BI.CO DUE S.r.l. |
Accantona menti |
Utilizzi | Altre variazioni |
Valore al 30 06 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Trattamento di fine rapporto | 164 | 1 | 12 | (6) | (3) | 168 |
| Benefici a dipendenti | 168 | - | - | (5) | 17 | 180 |
| Totale benefici a dipendenti | 332 | 1 | 12 | (11) | 14 | 348 |
Le altre variazioni si riferiscono principalmente ai versamenti effettuati all'INPS e ai Fondi pensionistici integrativi, nonché alla rilevazione delle differenze attuariali che comprendono l'incremento derivante dal service cost per 1 milione di euro e l'incremento derivante dall'interest cost per 3 milioni di euro, nonché l'incremento derivante dall'actuarial gains/losses per 23 milioni di euro.
Si precisa che le valutazioni tecniche sono state effettuate sulla base delle ipotesi sotto descritte:
| 2016 | 2015 | |
|---|---|---|
| Tasso di attualizzazione | da 0,00% a 1,05% | da 0,24% a 2,03% |
| Tasso di inflazione annuo | da 1,5% a 2,0% | da 1,5% a 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 | da 2,6% a 3,0% | da 2,6% a 3,0% |
| Tasso annuo medio di incremento delle pensioni integrative | 1,5% | 1,5% |
| Frequenze annue di turnover | da 2,0% a 5,0% | da 2,0% a 5,0% |
| Frequenze annue di anticipazioni TFR | da 2,0% a 2,5% | da 2,0% a 2,5% |
92
MEF e da "Le tendenze di medio lungo periodo del sistema pensionistico e socio-sanitario – Rapporto n. 16" pubblicato dalla Ragioneria Generale dello Stato;
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Accantona menti |
Rilasci | Utilizzi | Atre variazioni |
Valore al 30 06 2016 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Fondi decommissioning | 170 | - | - | (1) | 23 | 192 |
| Fondi spese chiusura e post-chiusura discariche |
145 | 12 | - | (3) | 18 | 172 |
| Fondi fiscali | 59 | 5 | (18) | (5) | (6) | 35 |
| Fondi cause legali e contenziosi del personale |
131 | 4 | (1) | (40) | - | 94 |
| Altri fondi rischi | 71 | 27 | - | (2) | 1 | 97 |
| Fondi rischi, oneri e passività per discariche |
576 | 48 | (19) | (51) | 36 | 590 |
I "Fondi decommissioning", che risultano pari a 192 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 1 milione di euro, a copertura degli oneri sostenuti nel corso del semestre e altre variazioni per 23 milioni di euro, che si riferiscono prevalentemente agli effetti degli aggiornamenti dei tassi di attualizzazione utilizzati per la stima degli oneri futuri di smantellamento e ripristino dei siti aventi come contropartita le "Immobilizzazioni materiali".
I "Fondi spese chiusura e post-chiusura discariche", che risultano pari a 172 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, trentennale e cinquantennale, prevista dall'AIA (Autorizzazione Integrata Ambientale). Le movimentazioni del periodo hanno riguardato accantonamenti per 12 milioni di euro relativi agli effetti degli aggiornamenti dei tassi di attualizzazione in relazione a cespiti completamente ammortizzati il cui effetto è stato recepito a Conto economico, utilizzi per 3 milioni di euro, che rappresentano gli esborsi effettivi del periodo, e le altre variazioni, positive per 18 milioni di euro, riferite principalmente alla costituzione del fondo spese chiusura e post-chiusura per l'avvio dell'attività del bioreattore di Giussago, nonché agli effetti degli aggiornamenti dei tassi di attualizzazione di cespiti non completamente ammortizzati che trovano contropartita alla voce "Immobilizzazioni materiali".
I "Fondi fiscali", che risultano pari a 35 milioni di euro, si riferiscono agli accantonamenti effettuati a fronte di contenziosi in essere o potenziali verso l'Erario o enti territoriali per imposte dirette e indirette, tributi e accise. Gli accantonamenti del periodo, per 5 milioni di euro, hanno riguardato in particolare il contenzioso ICI/IMU con gli enti territoriali, nonché nuove verifiche fiscali aperte nel semestre in esame. I rilasci, per 18 milioni di euro, si riferiscono principalmente alla conclusione di alcuni contenzioni ICI/IMU e del contenzioso inerente la verifica tecnica termovalorizzatore di Brescia. Gli utilizzi, per 5 milioni di euro, si riferiscono agli esborsi del periodo derivanti principalmente dalla sottoscrizione di transazioni con gli enti territoriali, relativamente a contenziosi pendenti o pre-contenziosi. Le altre variazioni, negative per 6 milioni di euro, si riferiscono alla riclassificazione alla voce "Altri debiti" della quota certa che andrà pagata in futuri esercizi relativamente a contenzioni transati e conclusi con gli enti territoriali.
94
I "Fondi cause legali e contenziosi del personale" risultano pari a 94 milioni di euro e si riferiscono prevalentemente a cause in essere con Istituti Previdenziali, per 31 milioni di euro, relativi a contributi previdenziali che il Gruppo ritiene di non dover versare e per i quali sono in essere specifici contenziosi, a cause con terzi, per 60 milioni di euro, e con dipendenti, per 3 milioni di euro, a copertura delle passività che potrebbero derivare da vertenze giudiziarie in corso. Gli accantonamenti del periodo, per 4 milioni di euro, e i rilasci del periodo, per 1 milione di euro, si riferiscono a cause con terzi. Gli utilizzi, per 40 milioni di euro, si riferiscono principalmente al pagamento effettuato a fronte della causa in corso con Pessina Costruzioni in relazione al contenzioso per Asm Novara S.p.A. come meglio descritto nel paragrafo "Altre informazioni – Asm Novara S.p.A. contenzioso".
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria
Gli "Altri fondi", che risultano pari a 97 milioni di euro, si riferiscono principalmente ai fondi relativi ai canoni di derivazione d'acqua pubblica per 29 milioni di euro, al fondo mobilità per gli oneri derivanti dal piano di ristrutturazione aziendale, per 8 milioni di euro, al fondo per la manutenzione straordinaria del termoutilizzatore di Acerra, per 20 milioni di euro, ai fondi rischi relativi a EPCG, per 13 milioni di euro, nonché a altri fondi per 27 milioni di euro. Gli accantonamenti del periodo sono risultati pari a 27 milioni di euro e hanno riguardato principalmente l'accantonamento effettuato a copertura di oneri contrattuali, l'accantonamento per canoni di derivazione d'acqua pubblica, l'accantonamento per la manutenzione straordinaria del termoutilizzatore di Acerra, nonché gli accantonamenti di EPCG. Gli utilizzi sono risultati pari a 2 milioni di euro. Le altre variazioni, positive per 1 milione di euro, hanno riguardato principalmente l'incremento del fondo mobilità.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Altre passività non correnti | 72 | (2) | 70 | - | - |
| Strumenti derivati non correnti | 27 | (9) | 18 | 27 | 18 |
| Totale altre passività non correnti | 99 | (11) | 88 | 27 | 18 |
La voce in esame presenta al 30 giugno 2016 un decremento di 11 milioni di euro rispetto al precedente esercizio.
Gli "Strumenti derivati non correnti" risultano pari a 18 milioni di euro e presentano una variazione negativa pari a 9 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente derivante sia dalla variazione della valutazione al fair value degli strumenti finanziari a chiusura del periodo in esame sia dalla riclassificazione alla voce "Altre attività non correnti" di un derivato che presenta al 30 giugno 2016 un fair value attivo mentre al 31 dicembre 2015 risultava passivo.
Le "Altre passività non correnti", che presentano un saldo pari a 70 milioni di euro, si riferiscono principalmente a depositi cauzionali da clienti, per 52 milioni di euro, a passività di competenza di esercizi futuri per 13 milioni di euro, a debiti verso fornitori a medio/lungo termine per 3 milioni di euro, nonché ad altre passività non correnti, per 2 milioni di euro.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Effetto primo |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| consolid. LA BI.CO DUE S.r.l. |
31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Acconti | 5 | - | (1) | 4 | - | - |
| Debiti verso fornitori | 1.165 | 3 | (118) | 1.050 | - | - |
| Totale debiti commerciali | 1.170 | 3 | (119) | 1.054 | - | - |
| Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale | 37 | - | 2 | 39 | - | - |
| Strumenti derivati correnti | 51 | - | 34 | 85 | 7 | 4 |
| Altre passività correnti di cui: | 433 | - | 4 | 437 | - | - |
| - Debiti verso il personale | 72 | - | (11) | 61 | - | - |
| - Debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali |
100 | - | (35) | 65 | - | - |
| - Debiti tributari | 44 | - | 56 | 100 | - | - |
| - Debiti per trasparenza fiscale | 8 | - | (1) | 7 | - | - |
| - Debiti per componenti tariffarie sull'energia | 105 | - | (2) | 103 | - | - |
| - Debiti verso i soci terzi EPCG | 20 | - | - | 20 | - | - |
| - Debiti per ATO | 7 | - | 1 | 8 | - | - |
| - Debiti verso clienti per lavori da eseguire | 14 | - | (1) | 13 | - | - |
| - Debiti verso clienti per interessi su depositi cauzionali |
3 | - | - | 3 | - | - |
| - Debiti per passività di competenza di esercizi/ periodi successivi |
21 | - | 2 | 23 | - | - |
| - Debiti per servizi ausiliari | 1 | - | - | 1 | - | - |
| - Debiti per incassi da destinare | 8 | - | - | 8 | - | - |
| - Debiti verso assicurazioni | 3 | - | - | 3 | - | - |
| - Debiti per risarcimento danni a terzi | 2 | - | (2) | - | - | - |
| - Debiti verso comuni rivieraschi | 1 | - | - | 1 | - | - |
| - Debiti per compensazioni accise | 6 | - | - | 6 | - | - |
| - Debiti per compensazioni ambientali | 3 | - | - | 3 | - | - |
| - Altri debiti diversi | 15 | - | (3) | 12 | - | - |
| Totale altre passività correnti | 521 | - | 40 | 561 | 7 | 4 |
| Totale debiti commerciali e altre passività correnti |
1.691 | 3 | (79) | 1.615 | 7 | 4 |
I "Debiti commerciali e altre passività correnti" risultano pari a 1.615 milioni di euro (1.691 milioni di euro al 31 dicembre 2015), con un decremento di 79 milioni di euro, al netto dell'effetto del primo consolidamento di LA BI.CO DUE S.r.l. per 3 milioni di euro.
I "Debiti commerciali" risultano pari a 1.054 milioni di euro e presentano rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente un decremento pari a 119 milioni di euro, al netto dell'effetto del primo consolidamento di LA BI.CO DUE S.r.l. per 3 milioni di euro.
I "Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale" risultano pari a 39 milioni di euro (37 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e riguardano la posizione debitoria del Gruppo nei confronti di Istituti Previdenziali e Assistenziali, relativi ai contributi delle mensilità di giugno 2016 non ancora liquidati.
Gli "Strumenti derivati correnti" risultano pari a 85 milioni di euro (51 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e si riferiscono alla valorizzazione a fair value sia dei derivati su commodity sia dei derivati di copertura finanziaria, riferibili principalmente a contratti di Interest Rate Swap (IRS) a copertura del rischio di variazione sfavorevole dei tassi di interesse sui prestiti obbligazionari in scadenza nell'esercizio. L'incremento è dovuto all'aumento dei derivati su commodity per la valutazione a fair value del periodo.
Le "Altre passività correnti" si riferiscono principalmente a:
• debiti verso il personale per 61 milioni di euro (72 milioni di euro al 31 dicembre 2015), relativi ai debiti verso i dipendenti per il premio di produttività maturato nel periodo, nonché all'onere per le ferie maturate e non godute al 30 giugno 2016;
97
debiti verso clienti per interessi su depositi cauzionali maturati e non ancora pagati per 3 milioni di euro, invariati rispetto all'esercizio precedente;
debiti per passività di competenza di esercizi/periodi successivi per 23 milioni di euro (21 milioni di euro al 31 dicembre 2015) relativi alla sospensione di quote di costi e ricavi di competenza di periodi futuri;
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Effetto Variazioni primo del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
||
|---|---|---|---|---|---|---|
| consolid. LA BI.CO DUE S.r.l. |
31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Obbligazioni non convertibili | 571 | - | 13 | 584 | 571 | 584 |
| Debiti verso banche | 119 | 2 | (49) | 72 | 119 | 72 |
| Debiti per leasing finanziario | 1 | - | - | 1 | 1 | 1 |
| Debiti finanziari verso parti correlate | 1 | - | - | 1 | 1 | 1 |
| Totale passività finanziarie correnti | 692 | 2 | (36) | 658 | 692 | 658 |
98
Le "Passività finanziarie correnti" ammontano a 658 milioni di euro, a fronte di 692 milioni di euro rilevati al 31 dicembre 2015.
Le "Obbligazioni non convertibili" si riferiscono al bond con scadenza novembre 2016 e cedola del 4,50% il cui valore nominale risulta attualmente pari a 503 milioni di euro. La contabilizzazione è al fair value hedge; il bond è quindi valutato al costo ammortizzato, rettificato dalla variazione del fair value del rischio coperto che ha portato nel periodo una variazione negativa pari a 1 milione di euro. Al 30 giugno 2016 sui prestiti obbligazionari sono maturate cedole per interessi pari a 64 milioni di euro (53 milioni di euro al 31 dicembre 2015).
I "Debiti verso banche" correnti ammontano a 72 milioni di euro e presentano un decremento di 47 milioni di euro, principalmente dovuto al rimborso anticipato volontario di un finanziamento in essere.
| Milioni di euro | Valore al | Variazioni | Valore al |
|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | del periodo | 30 06 2016 | |
| Debiti per imposte | 43 | 74 | 117 |
I "Debiti per imposte" risultano pari a 117 milioni di euro (43 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e presentano un incremento di 74 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente.
| Milioni di euro | Valore al 31 12 2015 |
Variazioni del periodo |
Valore al 30 06 2016 |
di cui comprese nella PFN |
|
|---|---|---|---|---|---|
| 31 12 2015 | 30 06 2016 | ||||
| Passività direttamente associate ad attività non correnti destinate alla vendita |
20 | (20) | - | - | - |
Al 30 giugno 2016 la voce in oggetto non presenta alcun valore, mentre al 31 dicembre 2015 risultava pari a 20 milioni di euro e si riferiva principalmente alla riclassificazione, ai sensi dell'IFRS 5, di imposte differite passive di Edipower S.p.A. in relazione alla scissione parziale non proporzionale della stessa.
Di seguito si riportano i dettagli dell'indebitamento finanziario netto.
| Milioni di euro | Note | 30 06 2016 | 31 12 2015 |
|---|---|---|---|
| Obbligazioni-quota non corrente | 18 | 2.432 | 2.431 |
| Finanziamenti bancari non correnti | 18 | 631 | 657 |
| Leasing finanziario non corrente | 18 | - | 1 |
| Altre passività non correnti | 21 | 18 | 27 |
| Totale indebitamento a medio e lungo termine | 3.081 | 3.116 | |
| Attività finanziarie non correnti verso parti correlate | 3 | (6) | (5) |
| Attività finanziarie non correnti | 3 | (57) | (52) |
| Altre attività non correnti | 5 | (18) | - |
| Totale crediti finanziari a medio e lungo termine | (81) | (57) | |
| Totale indebitamento finanziario non corrente netto | 3.000 | 3.059 | |
| Obbligazioni-quota corrente | 23 | 584 | 571 |
| Finanziamenti bancari correnti | 23 | 72 | 119 |
| Leasing finanziario corrente | 23 | 1 | 1 |
| Passività finanziarie correnti verso parti correlate | 23 | 1 | 1 |
| Altre passività correnti | 22 | 4 | 7 |
| Totale indebitamento a breve termine | 662 | 699 | |
| Altre attività finanziarie correnti | 9 | (175) | (165) |
| Attività finanziarie correnti verso parti correlate | 9 | (6) | (6) |
| Altre attività correnti | 8 | (16) | (16) |
| Totale crediti finanziari a breve termine | (197) | (187) | |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 11 | (633) | (636) |
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti inclusi tra le attività destinate alla vendita |
12 | - | (38) |
| Totale indebitamento finanziario corrente netto | (168) | (162) | |
| Indebitamento finanziario netto | 2.832 | 2.897 |
La posizione finanziaria netta del Gruppo comprende la posizione finanziaria netta positiva del Gruppo EPCG per 178 milioni di euro (152 milioni di euro al 31 dicembre 2015).
Si segnala che il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2016 è variato rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio per le seguenti operazioni:
I ricavi del periodo risultano pari a 2.323 milioni di euro (2.467 milioni di euro al 30 giugno 2015) e presentano quindi un decremento di 144 milioni di euro.
Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:
| Ricavi - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Ricavi di vendita | 1.785 | 1.985 | (200) |
| Ricavi da prestazioni | 390 | 383 | 7 |
| Ricavi da commesse a lungo termine | 5 | 9 | (4) |
| Totale ricavi di vendita e prestazioni | 2.180 | 2.377 | (197) |
| Altri ricavi operativi | 143 | 90 | 53 |
| Totale ricavi | 2.323 | 2.467 | (144) |
I "Ricavi di vendita e prestazioni" ammontano complessivamente a 2.180 milioni di euro (2.377 milioni di euro nel corrispondente periodo del precedente esercizio). Il decremento, pari a 197 milioni di euro, è principalmente riconducibile alla riduzione dei ricavi di vendita di energia elettrica sui mercati all'ingrosso. Sulla flessione dei ricavi di Gruppo ha pesato inoltre, nonostante l'incremento dei volumi venduti, il calo dei prezzi di vendita sia gas che elettricità registrato nel mercato retail.
Per maggiore informativa si riporta il dettaglio delle voci più significative:
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Vendita e distribuzione di energia elettrica | 1.118 | 1.315 | (197) |
| Vendita e distribuzione di gas | 446 | 441 | 5 |
| Vendita calore | 87 | 99 | (12) |
| Vendita materiali | 7 | 6 | 1 |
| Vendita acqua | 76 | 22 | 54 |
| Vendite di certificati ambientali | 35 | 88 | (53) |
| Contributi di allacciamento | 16 | 14 | 2 |
| Totale ricavi di vendita | 1.785 | 1.985 | (200) |
| Prestazioni a clienti | 390 | 383 | 7 |
| Totale ricavi per prestazioni | 390 | 383 | 7 |
| Ricavi da commesse a lungo termine | 5 | 9 | (4) |
| Totale ricavi di vendita e prestazioni | 2.180 | 2.377 | (197) |
| Reintegro costi centrale S. Filippo del Mela (impianto Unità essenziale) |
42 | 61 | (19) |
| Risarcimenti danni | 6 | 8 | (2) |
| Sopravvenienze attive | 11 | 12 | (1) |
| Incentivi alla produzione da fonti rinnovabili (feed-in tariff) | 71 | - | 71 |
| Altri ricavi | 13 | 9 | 4 |
| Altri ricavi operativi | 143 | 90 | 53 |
| Totale ricavi | 2.323 | 2.467 | (144) |
I ricavi per vendite acqua presentano un incremento di 54 milioni di euro, rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio, principalmente a seguito del riconoscimento, alla controllata A2A Ciclo Idrico S.p.A., come da Delibera n. 16/2016, da parte dell'Ente di Governo dell'Ambito di Brescia di partite tariffarie pregresse relative agli esercizi 2007 - 2011 ai sensi della Deliberazione dell'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico n. 643/2013/R/idr.
La voce "Altri ricavi operativi" presenta un incremento pari a 53 milioni di euro derivante principalmente dall'iscrizione, a partire dal 1° gennaio 2016, degli incentivi sulla produzione netta da fonti rinnovabili per tutto il residuo periodo di diritto ai Certificati Verdi successivo al 2015 riconosciuti dal Gestore dei Servizi Energetici, in attuazione del Decreto Ministeriale del 6 luglio 2012 relativamente agli impianti da fonti rinnovabili (entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e che abbiano maturato il diritto a fruire dei Certificati Verdi).
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".
I "Costi operativi" sono pari a 1.398 milioni di euro (1.591 milioni di euro al 30 giugno 2015) registrando pertanto una diminuzione di 193 milioni di euro.
Si riporta, di seguito, il dettaglio delle principali componenti:
| Costi operativi - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione | |
|---|---|---|---|---|
| Costi per materie prime e di consumo | 943 | 1.123 | (180) | |
| Costi per servizi | 346 | 343 | 3 | |
| Totale costi per materie prime e servizi | 1.289 | 1.466 | (177) | |
| Altri costi operativi | 109 | 125 | (16) | |
| Totale costi operativi | 1.398 | 1.591 | (193) |
103
I "Costi per materie prime e servizi" ammontano a 1.289 milioni di euro (1.466 milioni di euro al 30 giugno 2015) presentando un decremento di 177 milioni di euro.
Tale riduzione è dovuta all'effetto combinato dei seguenti fattori:
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Acquisti di energia e combustibili | 846 | 1.031 | (185) |
| Acquisti di materiali | 37 | 36 | 1 |
| Acquisti di acqua | 1 | 1 | - |
| Oneri da coperture su derivati operativi | 2 | 3 | (1) |
| Proventi da coperture su derivati operativi | (4) | (5) | 1 |
| Acquisti di certificati e diritti di emissione | 36 | 30 | 6 |
| Totale costi per materie prime e di consumo | 918 | 1.096 | (178) |
| Oneri di vettoriamento e trasmissione | 141 | 134 | 7 |
| Manutenzioni e riparazioni | 73 | 72 | 1 |
| Altri servizi | 132 | 137 | (5) |
| Totale costi per servizi | 346 | 343 | 3 |
| Variazione delle rimanenze di combustibili e materiali | 25 | 27 | (2) |
| Totale costi per materie prime e servizi | 1.289 | 1.466 | (177) |
| Godimento beni di terzi | 42 | 34 | 8 |
| Canoni concessioni reti distribuzione Comune di Milano e di Brescia |
4 | 4 | - |
| Canoni concessioni derivazione d'acqua | 26 | 30 | (4) |
| Contributi a enti territoriali, consortili e AEEGSI | 3 | 4 | (1) |
| Imposte e tasse | 15 | 23 | (8) |
| Danni e penalità | 1 | 1 | - |
| Sopravvenienze passive | 4 | 12 | (8) |
| Altri costi | 14 | 17 | (3) |
| Altri costi operativi | 109 | 125 | (16) |
| Totale costi operativi | 1.398 | 1.591 | (193) |
La tabella sottostante riporta i risultati derivanti dalle negoziazioni dei Portafogli di trading che si riferiscono alle attività di negoziazione sull'energia elettrica, sul gas e sui certificati ambientali.
| Margine attività di trading - Milioni di euro | Note | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 27 | 504 | 569 | (65) |
| Costi operativi | 28 | (507) | (563) | 56 |
| Totale margine attività di trading | (3) | 6 | (9) |
La marginalità delle attività di trading al 30 giugno 2016 risulta negativa per 3 milioni di euro, in riduzione di 9 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo dell'anno precedente. Su tale flessione hanno inciso l'andamento particolarmente negativo del mercato di riferimento nel primo semestre 2016, caratterizzato da una considerevole e generalizzata riduzione dei prezzi delle commodities in Italia unitamente alla riduzione dei differenziali di prezzo con l'estero, nonché il venir meno di alcune opportunità sul mercato dei certificati ambientali (quale la conclusione del meccanismo dei Certificati Verdi).
Al 30 giugno 2016 il costo del lavoro, al netto degli oneri capitalizzati, è risultato complessivamente pari a 311 milioni di euro (314 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Nel dettaglio i "Costi per il personale" si compongono nel modo seguente:
| Costi per il personale - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Salari e stipendi | 224 | 224 | - |
| Oneri sociali | 81 | 81 | - |
| Trattamento di fine rapporto | 12 | 12 | - |
| Altri costi | 14 | 10 | 4 |
| Totale costi per il personale al lordo delle capitalizzazioni |
331 | 327 | 4 |
| Costi per il personale capitalizzati | (20) | (13) | (7) |
| Totale costi per il personale | 311 | 314 | (3) |
Nella tabella sottostante si espone il numero medio di dipendenti per qualifica:
| 30 06 2016 | 31 12 2015 | 30 06 2015 | Variazione giugno 2016 dicembre 2015 |
Variazione giugno 2016 giugno 2015 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Dirigenti | 181 | 189 | 186 | (8) | (5) |
| Quadri | 561 | 552 | 543 | 9 | 18 |
| Impiegati | 5.245 | 5.258 | 5.311 | (13) | (66) |
| Operai | 6.068 | 6.299 | 6.265 | (231) | (197) |
| Totale | 12.055 | 12.298 | 12.305 | (243) | (250) |
Nel primo semestre 2016 il costo del lavoro medio pro-capite è risultato pari a 25,8 migliaia di euro (25,4 migliaia di euro al 30 giugno 2015) in aumento dell'1,6% rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente.
Al 30 giugno 2016 i dipendenti del Gruppo risultano pari a 12.199 (di cui 2.346 appartenenti al Gruppo EPCG) in riduzione di 298 unità rispetto al 30 giugno 2015 (12.497 di cui 2.492 appartenenti al Gruppo EPCG).
Nella voce altri costi del personale sono iscritti incentivi all'esodo per 1 milione di euro (valore inferiore al milione di euro al 30 giugno 2015).
Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il "Margine operativo lordo" consolidato al 30 giugno 2016 è pari a 614 milioni di euro (562 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Per un maggiore approfondimento si rimanda a quanto descritto nel paragrafo "Analisi per settore di attività".
Gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni" sono pari a 234 milioni di euro (248 milioni di euro al 30 giugno 2015) e presentano un decremento di 14 milioni di euro.
Nella successiva tabella si evidenziano le poste di dettaglio:
| Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali | 24 | 31 | (7) |
| Ammortamento delle immobilizzazioni materiali | 173 | 168 | 5 |
| Svalutazioni di valore delle immobilizzazioni | 1 | - | 1 |
| Totale ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni | 198 | 199 | (1) |
| Accantonamenti per rischi | 29 | 40 | (11) |
| Accantonamento per rischi su crediti compresi nell'attivo circolante | 7 | 9 | (2) |
| Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni | 234 | 248 | (14) |
Gli "Ammortamenti e svalutazioni" risultano pari a 198 milioni di euro (199 milioni di euro al 30 giugno 2015) e registrano un decremento complessivo di 1 milione di euro.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali sono in riduzione di 7 milioni di euro principalmente a seguito dell'adeguamento del processo di ammortamento delle reti di distribuzione gas conseguente alla pubblicazione del bando di gara da parte del Comune di Milano per l'affidamento in concessione del servizio di distribuzione gas in ambito territoriale.
Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali presentano un aumento di 5 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2015 riconducibile:
• a minori ammortamenti, per 5 milioni di euro, derivanti dalla scissione del cosiddetto "Ramo Cellina" di Edipower S.p.A. a favore di Cellina Energy S.r.l. che ha avuto efficacia dal 1° gennaio 2016.
Le svalutazioni di immobilizzazioni materiali ammontano a 1 milione di euro e si riferiscono all'incremento del fondo decommissioning di un impianto completamente svalutato in precedenti esercizi.
Per quanto attiene il recepimento di quanto disposto dal cd. "Decreto Sviluppo", volto alla determinazione del valore di riscatto relativo alle cosiddette "opere bagnate" delle concessioni idroelettriche, si segnala che ad oggi non sono stati ancora fissati dalle autorità competenti i parametri di calcolo (coefficienti di rivalutazione e vite utili) necessari per quantificare il valore di riscatto a fine concessione di tali beni. In tale contesto di vacatio normativa, il Gruppo A2A ha proceduto ad effettuare alcune simulazioni stimando le rivalutazioni mediante i coefficienti ISTAT, che risultano essere gli unici dati oggettivamente utilizzabili, e definendo le proprie stime delle vite economico-tecniche dei beni. I risultati delle simulazioni hanno evidenziato un range di variabilità piuttosto ampio, confermando che al momento non è possibile effettuare una stima attendibile dei valori di riscatto alla fine delle concessioni. Tuttavia per le concessioni prossime alla scadenza il valore netto contabile delle cd. "opere bagnate" è risultato significativamente inferiore rispetto al range dei risultati ottenuti. Pertanto, solo per le concessioni prossime alla scadenza (Nucleo idroelettrico della Valtellina), il Gruppo ha bloccato gli ammortamenti a partire dal 30 giugno 2012, mentre si è proseguito in continuità di criteri di valutazione rispetto al passato per le restanti concessioni.
107
Gli "Accantonamenti per rischi" presentano un effetto netto pari a 29 milioni di euro (40 milioni di euro al 30 giugno 2015) dovuto agli accantonamenti del periodo per 48 milioni di euro, rettificati dal rilascio di fondi rischi accantonati nei precedenti esercizi per 19 milioni di euro, a seguito del venir meno di alcuni contenziosi in essere.
Gli accantonamenti netti del periodo hanno riguardato per 12 milioni di euro accantonamenti a fondi spese chiusura e post-chiusura su discariche, per 5 milioni di euro accantonamenti a fondi fiscali, per 10 milioni di euro accantonamenti per oneri contrattuali, per 4 milioni di euro accantonamenti per fondi cause legali e contenziosi del personale, per 10 milioni di euro accantonamenti per canoni idroelettrici, per 3 milioni di euro ad altri fondi rischi relativi ad EPCG e per 4 milioni di euro ad accantonamenti diversi. I rilasci di fondi rischi accantonati nei precedenti esercizi ammontano a 19 milioni di euro.
Per maggiori informazioni si rimanda alla nota 20) Fondi rischi, oneri e passività per discariche.
L'"Accantonamento per rischi su crediti" presenta un valore di 7 milioni di euro (9 milioni di euro al 30 giugno 2015) determinato dall'accantonamento del periodo.
Il "Risultato operativo netto" risulta pari a 380 milioni di euro (314 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Il "Risultato da transazioni non ricorrenti" risulta positivo per 52 milioni di euro (negativo per 1 milione di euro al 30 giugno 2015) ed è relativo alla scissione del cosiddetto "Ramo Cellina" di Edipower S.p.A. a favore di Cellina Energy S.r.l. che ha avuto efficacia dal 1° gennaio 2016 a seguito dell'atto di scissione stipulato in data 28 dicembre 2015, come meglio specificato al paragrafo "Eventi di rilievo del periodo".
La "Gestione finanziaria" presenta un saldo negativo di 59 milioni di euro (negativo per 74 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:
| Gestione finanziaria - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione | |
|---|---|---|---|---|
| Proventi finanziari | 12 | 11 | 1 | |
| Oneri finanziari | (75) | (88) | 13 | |
| Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni |
4 | 3 | 1 | |
| Totale gestione finanziaria | (59) | (74) | 15 |
I "Proventi finanziari" ammontano a 12 milioni di euro (11 milioni di euro al 30 giugno 2015) e sono così composti:
| Proventi finanziari - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione | |
|---|---|---|---|---|
| Proventi verso istituti di credito | 4 | 6 | (2) | |
| Altri proventi finanziari di cui: | 8 | 5 | 3 | |
| - Proventi finanziari verso Comune di Brescia (IFRIC 12) | 3 | 2 | 1 | |
| - Altri proventi | 5 | 3 | 2 | |
| Totale proventi finanziari | 12 | 11 | 1 |
Gli "Oneri finanziari", che ammontano a 75 milioni di euro, presentano un decremento di 13 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2015 e sono così composti:
| Oneri finanziari - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Interessi su prestiti obbligazionari | 61 | 63 | (2) |
| Interessi verso istituti di credito | 4 | 8 | (4) |
| Interessi su finanziamenti Cassa Depositi e Prestiti | - | 2 | (2) |
| Fair value su derivati finanziari | (3) | (3) | - |
| Realized su derivati finanziari | 6 | 11 | (5) |
| Oneri da Decommissioning | 1 | 1 | - |
| Altri oneri finanziari di cui: | 6 | 6 | - |
| - Oneri di attualizzazione IAS | 3 | 2 | 1 |
| - Oneri finanziari (IFRIC 12) | 2 | 2 | - |
| - Altri oneri | 1 | 2 | (1) |
| Totale oneri finanziari | 75 | 88 | (13) |
La valutazione secondo il metodo del Patrimonio netto delle partecipazioni risulta positiva per 4 milioni di euro (positiva per 3 milioni di euro al 30 giugno 2015) ed è riconducibile principalmente alla valutazione a Patrimonio netto della partecipazione in ACSM-AGAM S.p.A. e di altre partecipazioni minori.
| Oneri per imposte sui redditi - Milioni di euro | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazione |
|---|---|---|---|
| Imposte correnti | 84 | 63 | 21 |
| Imposte anticipate | 48 | 35 | 13 |
| Imposte differite | (26) | (21) | (5) |
| Totale oneri/proventi per imposte sui redditi | 106 | 77 | 29 |
Gli "Oneri per imposte" nel periodo in esame sono risultati pari a 106 milioni di euro (77 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Si segnala che la capogruppo A2A determina le imposte IRAP di periodo sulla base dell'applicazione dell'art. 6, co. 9, del Decreto Legislativo 15 dicembre 1997, n. 446 (metodo cd. delle "holding industriali"), in base al quale l'imponibile è determinato tenendo conto anche dei proventi e oneri finanziari (esclusi quelli relativi a partecipazioni).
110
Il "Risultato di pertinenza di terzi" risulta negativo per il Gruppo per 13 milioni di euro e comprende principalmente la quota di competenza di terzi della società EPCG. Nel corrispondente periodo del precedente esercizio la posta presentava un saldo negativo per il Gruppo per 10 milioni di euro.
Il "Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo" risulta positivo e pari a 254 milioni di euro (positivo per 152 milioni di euro al 30 giugno 2015).
| 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
|
|---|---|---|
| Utile (perdita) per azione (in euro) | ||
| - di base | 0,0825 | 0,0489 |
| - di base da attività in funzionamento | 0,0824 | 0,0489 |
| - di base da attività destinate alla vendita | - | - |
| - diluito | 0,0825 | 0,0489 |
| - diluito da attività in funzionamento | 0,0824 | 0,0489 |
| - diluito da attività destinate alla vendita | - | - |
| Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione |
||
| - di base | 3.095.458.548 | 3.105.987.668 |
| - diluito | 3.095.458.548 | 3.105.987.668 |
111
112
Devono ritenersi "parti correlate" quelle indicate dal principio contabile internazionale concernente l'informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate (IAS 24 revised).
I Comuni di Milano e Brescia hanno sottoscritto in data 5 ottobre 2007 il Patto Parasociale che disciplina gli assetti proprietari di A2A S.p.A., dando luogo a un controllo congiunto paritetico dei Comuni sulla società.
Nello specifico, pertanto, l'operazione di fusione in vigore a partire dal 1° gennaio 2008, a prescindere dalla struttura legale seguita, risultava nella realizzazione di una joint venture, il cui controllo congiunto era esercitato dal Comune di Brescia e dal Comune di Milano, che detenevano ciascuno una partecipazione pari al 27,5%.
In data 13 giugno 2014 l'Assemblea degli Azionisti ha modificato il sistema di governance della società passando dall'originario sistema dualistico, adottato dal 2007, ad un sistema di amministrazione e controllo cd. "tradizionale" mediante la nomina del Consiglio di Amministrazione.
Nel corso del mese di dicembre 2014 il Comune di Milano e il Comune di Brescia hanno venduto una quota azionaria complessiva di A2A S.p.A. pari allo 0,51%, mentre nel corso dei primi due mesi dell'esercizio 2015 il Comune di Milano e il Comune di Brescia hanno venduto una ulteriore quota azionaria di A2A S.p.A. pari al 4,5%. Alla data di approvazione della Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 i due azionisti detengono una quota partecipativa 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 intercorrono rapporti di natura commerciale relativi alla fornitura di energia elettrica, gas, calore e acqua potabile, ai servizi di gestione degli impianti di illuminazione pubblica e semaforici, ai servizi di gestione degli impianti di depurazione e fognatura, ai servizi di raccolta e spazzamento, nonché ai servizi di videosorveglianza.
Analogamente le società del Gruppo A2A intrattengono rapporti di natura commerciale con le società controllate dai Comuni di Milano e Brescia, quali a titolo esemplificativo Metropolitana Milanese S.p.A., ATM S.p.A., Brescia Mobilità S.p.A., Brescia Trasporti S.p.A. e Centrale del Latte di Brescia S.p.A., fornendo alle stesse energia elettrica, gas, calore e servizi di fognatura e depurazione alle medesime tariffe vigenti sul mercato adeguate alle condizioni di fornitura e svolgendo le prestazioni dei servizi richiesti dalle stesse. Si sottolinea che tali società sono state considerate come parti correlate nella predisposizione dei prospetti riepilogativi ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010.
I rapporti tra i Comuni di Milano e Brescia e il Gruppo A2A, relativi all'affidamento dei servizi connessi all'illuminazione pubblica, ai semafori, alla gestione e distribuzione di energia elettrica, gas, calore e servizi di fognatura e depurazione, sono regolati da apposite convenzioni e da specifici contratti.
I rapporti intercorsi con i soggetti controllati dai Comuni di Milano e Brescia, che si riferiscono alla fornitura di energia elettrica, sono gestiti a normali condizioni di mercato.
Il 3 aprile 2014 Amsa S.p.A., società controllata da A2A S.p.A., ha sottoscritto con il Comune di Milano un contratto per la fornitura dei servizi di Raccolta Rifiuti, Pulizia Stradale e delle Aree Verdi, Servizi Speciali e Servizi a Richiesta (ad esempio: rimozione discariche abusive, bonifiche e servizio neve) per il periodo 1° gennaio 2014 – 31 dicembre 2016.
113
La capogruppo A2A S.p.A. opera come tesoreria centralizzata per la maggioranza delle società controllate.
I rapporti tra le società avvengono attraverso conti correnti, intrattenuti tra la controllante e le controllate, regolati al tasso Euribor a tre mesi incrementato per le posizioni creditorie (di A2A S.p.A.) o diminuito per quelle debitorie da un margine in linea con quanto applicato dal mercato finanziario.
Anche per l'anno 2015 A2A S.p.A. e le società controllate hanno adottato la procedura dell'IVA di Gruppo.
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. A tal fine, con ciascuna società controllata aderente è stato stipulato un apposito contratto per la regolamentazione dei vantaggi/ svantaggi fiscali trasferiti, con specifico riferimento alle poste correnti. Tali contratti disciplinano anche il trasferimento di eventuali eccedenze di ROL come previsto dalla normativa vigente.
La capogruppo 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. Tali prestazioni sono regolate da appositi contratti di servizio stipulati annualmente. A2A S.p.A. mette inoltre a disposizione delle proprie controllate e delle collegate, presso proprie sedi, spazi per uffici e aree operative, nonché i servizi relativi al loro utilizzo, a condizioni di mercato.
La capogruppo, a fronte di un corrispettivo mensile correlato alla effettiva disponibilità degli impianti termoelettrici ed idroelettrici, offre ad A2A Trading S.r.l. il servizio di generazione elettrica.
I servizi di telecomunicazione sono forniti dalla società controllata Selene S.p.A..
114
Si evidenzia infine che a seguito della comunicazione Consob emanata il 24 settembre 2010 e recante le disposizioni in materia di operazioni con parti correlate ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modificazioni, in data 11 novembre 2010 il Gruppo aveva approvato la Procedura per la disciplina delle Operazioni con Parti Correlate, entrata in vigore il 1° gennaio 2011, volta ad assicurare la trasparenza e la correttezza sostanziale e procedurale delle operazioni con parti correlate poste in essere da A2A S.p.A. direttamente, ovvero per il tramite di società controllate, individuate ai sensi del principio contabile internazionale IAS 24 revised. Il Consiglio di Amministrazione del 20 giugno 2016 ha deliberato, previo parere favorevole del Comitato di Controllo Rischi, la revisione della procedura "Disciplina delle operazioni con Parti Correlate". La revisione della Procedura prevede in particolare la riduzione, introdotta in via facoltativa, della soglia per le operazioni con le controllate dei Comuni di Milano e Brescia, al di sopra della quale prevedere l'applicazione della Procedura stessa.
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 | Totale | Di cui verso parti correlate | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| patrimonale-finanzaria Milioni di euro |
30 06 2016 | Imprese collegate |
Imprese correlate |
Comune di Milano |
Control late Comune di Milano |
Comune di Brescia |
Control late Comune di Brescia |
Persone fisiche correlate |
Totale parti correlate |
Incidenza % sulla voce di bilancio |
| TOTALE ATTIVITÀ DI CUI: | 9.605 | 72 | 29 | 67 | 2 | 13 | 1 | - | 184 | 1,9% |
| Attività non correnti | 6.812 | 63 | 12 | - | - | 3 | - | - | 78 | 1,1% |
| Partecipazioni | 72 | 63 | 9 | 72 | 100,0% | |||||
| Altre attività finanziarie non correnti |
71 | 3 | 3 | 6 | 8,5% | |||||
| Attività correnti | 2.790 | 9 | 17 | 67 | 2 | 10 | 1 | - | 106 | 3,8% |
| Crediti commerciali | 1.482 | 3 | 17 | 67 | 2 | 10 | 1 | 100 | 6,7% | |
| Attività finanziarie correnti | 181 | 6 | 6 | 3,3% | ||||||
| TOTALE PASSIVITÀ DI CUI: | 6.479 | 8 | 31 | 7 | - | 9 | - | - | 55 | 0,8% |
| Passività correnti | 2.390 | 8 | 31 | 7 | - | 9 | - | - | 55 | 2,3% |
| Debiti commerciali | 1.054 | 31 | 7 | 9 | 47 | 4,5% | ||||
| Altre passività correnti | 561 | 7 | 7 | 1,2% | ||||||
| Passività finanziarie correnti | 658 | 1 | 1 | 0,2% |
Nota sui rapporti con le parti correlate
| Conto economico | Totale | Di cui verso parti correlate | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | 30 06 2016 | Imprese collegate |
Imprese correlate |
Comune di Milano |
Control late Comune di Milano |
Comune di Brescia |
Control late Comune di Brescia |
Persone fisiche correlate |
Totale parti correlate |
Incidenza % sulla voce di bilancio |
| RICAVI | 2.323 | 1 | 26 | 159 | 2 | 18 | 1 | - | 207 | 8,9% |
| Ricavi di vendita e prestazioni | 2.180 | 1 | 26 | 159 | 2 | 18 | 1 | 207 | 9,5% | |
| Altri ricavi operativi | 143 | - | - | |||||||
| COSTI OPERATIVI | 1.398 | - | 49 | 1 | 1 | 4 | - | - | 55 | 3,9% |
| Costi per materie prime e servizi | 1.289 | 38 | 1 | 39 | 3,0% | |||||
| Altri costi operativi | 109 | 11 | 1 | 4 | 16 | 14,7% | ||||
| COSTI PER IL PERSONALE | 311 | 1 | 1 | 0,3% | ||||||
| GESTIONE FINANZIARIA | (59) | 5 | 3 | 8 | (13,6%) | |||||
| Proventi finanziari | 12 | 1 | 3 | 4 | 33,3% | |||||
| Quota dei proventi e oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni |
4 | 4 | 4 | 100,0% |
Nella sezione "Prospetti contabili consolidati" del presente fascicolo sono riportati i prospetti completi ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010.
115
Relativamente ai compensi percepiti dagli organi di governo societario si rimanda allo specifico fascicolo "Relazione sulla remunerazione–2016" disponibile sul sito www.a2a.eu.
116
Al 1° gennaio 2016 ha avuto efficacia la scissione parziale non proporzionale di Edipower S.p.A. relativa al cosiddetto "Ramo Cellina" a favore di Cellina Energy S.r.l. (società interamente partecipata da Società Elettrica Altoatesina S.p.A.) in applicazione dell'atto di scissione stipulato in data 28 dicembre 2015.
Il primo semestre 2016 beneficia di 51 milioni di euro di ricavi non ricorrenti della società A2A Ciclo idrico S.p.A. a seguito dell'applicazione della Delibera n. 16/2016 con la quale il Consiglio di Amministrazione dell'Ente di Governo dell'Ambito di Brescia ha approvato il riconoscimento di partite tariffarie pregresse (per gli esercizi 2007-2011) ad A2A Ciclo Idrico S.p.A. ai sensi della Deliberazione dell'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas ed il Sistema Idrico n. 643/2013/R/idr.
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| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 |
|---|---|---|
| Garanzie ricevute | 626 | 460 |
| Garanzie prestate | 1.616 | 1.545 |
L'entità delle garanzie ricevute è pari a 626 milioni di euro (460 milioni di euro al 31 dicembre 2015) e sono costituite per 235 milioni di euro da fidejussioni e cauzioni rilasciate dalle imprese appaltatrici a fronte della corretta esecuzione dei lavori assegnati e per 391 milioni di euro da fidejussoni e cauzioni ricevute da clienti a garanzia della regolarità dei pagamenti.
L'entità delle garanzie prestate è pari a 1.616 milioni di euro (1.545 milioni di euro al 31 dicembre 2015), di cui a fronte di obblighi assunti nei contratti di finanziamento pari a 132 milioni di euro. Tali garanzie sono state rilasciate da banche per 521 milioni di euro, da assicurazioni per 33 milioni di euro e dalla capogruppo A2A S.p.A., quali parent company guarantee, per 1.062 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 ammonta a 66 milioni di euro.
* * *
Per la descrizione degli eventi si rinvia allo specifico paragrafo della presente Relazione finanziaria semestrale.
Al 30 giugno 2016 A2A S.p.A. possiede n. 61.917.609 azioni proprie (n. 26.917.609 al 31 dicembre 2015), pari all'1,976% del Capitale sociale composto da n. 3.132.905.277 azioni. L'incremento del numero di azioni proprie rispetto al 31 dicembre 2015 è di 35.000.000 di azioni acquistate tra il 16 febbraio e il 31 marzo 2016 per un controvalore complessivo pari a circa 37 milioni di euro. Al 30 giugno 2016 non sono detenute azioni proprie per il tramite di società controllate, società finanziarie o per interposta persona.
118
Il Gruppo durante il primo semestre 2016 ha perfezionato tramite Aprica S.p.A. l'operazione di acquisizione del 64% della partecipazione in LA BI.CO DUE S.r.l., società operante nei servizi di igiene urbana nella Provincia di Brescia, tale operazione è classificabile come business combination ai sensi del principio internazionale IFRS 3 revised "Aggregazioni aziendali".
L'IFRS 3 revised stabilisce che tutte le aggregazioni aziendali devono essere contabilizzate 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 (valori equi) alla data di acquisizione ed evidenzia, inoltre, l'eventuale avviamento che, invece di essere ammortizzato, è successivamente sottoposto ad una verifica di riduzione di valore (cd. Impairment test). In particolare l'IFRS 3 revised definisce:
• l' "aggregazione aziendale" come l'operazione tramite la quale una sola entità (l'acquirente) ottiene il controllo di una o più entità o attività aziendali distinte (l'acquisto);
Trattandosi di business combination il Gruppo ha proceduto a consolidare integralmente la società, mediante l'applicazione dell'acquisition method previsto dall'IFRS 3, a decorrere dal secondo trimestre 2016.
L'applicazione dell'acquistion method ha comportato l'iscrizione al fair value delle attività e passività acquisite, come desumibile dall'accordo tra le parti.
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La contabilizzazione al 30 giugno 2016 ha comportato una all'allocazione provvisoria alla voce "Avviamento" per un importo pari a 0,3 milioni di euro, mentre l'attività di purchase price allocation sarà completata entro la fine dell'esercizio.
Le voci "Attività non correnti destinate alla vendita" e "Passività direttamente associate ad attività non correnti destinate alla vendita" al 30 giugno 2016 recepiscono la riclassificazione sia delle attività di proprietà della società SEASM S.r.l. costituite da una sottostazione elettrica da 380 kV denominata "Voghera" e destinata a connettere alla rete elettrica di trasmissione nazionale (RTN) la centrale termoelettrica di Voghera Energia sia alla riclassificazione di attività destinate alla vendita del Gruppo EPCG, mentre al 31 dicembre 2015 accoglievano alcuni assets di Edipower S.p.A. e le passività ad essi correlate nell'ambito della scissione parziale non proporzionale, efficace dal 1° gennaio 2016, a favore di Cellina Energy S.r.l. (società interamente partecipata da Società Elettrica Altoatesina S.p.A.), relative al cosiddetto "Ramo Cellina".
I valori riclassificati per entrambe le operazioni sopra descritte non hanno richiesto svalutazioni.
Di seguito si riportano i principali dati di natura patrimoniale relativi alle attività/passività anzidette.
| Dati al 30 giugno 2016 Milioni di euro |
Assets SEASM S.r.l. |
Gruppo EPCG |
Totale |
|---|---|---|---|
| ATTIVITÀ E PASSIVITÀ DESTINATE ALLA VENDITA | |||
| Attività non correnti | 2 | 1 | 3 |
| Attività correnti | - | - | - |
| Totale attività | 2 | 1 | 3 |
| Passività non correnti | - | - | - |
| Passività correnti | - | - | - |
| Totale passività | - | - | - |
Si precisa che l'impatto a Conto economico della riclassificazione dei ricavi, dei costi operativi e della gestione finanziaria della società SEASM S.r.l. non risulta significativo in quanto inferiore al milione di euro.
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;
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Il rischio prezzo delle commodities, connesso alla volatilità dei prezzi delle commodity energetiche (gas, elettricità, olio combustibile, carbone, ecc.) e dei certificati ambientali (diritti di emissione EUA/ETS, certificati verdi, 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 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.
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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 Euroeletric. Sono stati presi a riferimento inoltre gli accordi del Comitato di Basilea per la vigilanza bancaria approvati nel giugno 2004 (cd. Basilea 2) 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 A2A S.p.A. definisce i limiti di rischio commodity del Gruppo, approvando PaR e VaR proposti in sede di Comitato Rischi, in concomitanza con l'approvazione del Budget/Piano Industriale; il 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.
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.
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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 e alla definizione di attività "held for trading", come da Principio Contabile Internazionale IAS 39, che 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 di 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).
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), 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 con primari istituti di credito sui contratti di acquisto di carbone e di gas con la finalità di proteggere il margine proveniente dalle vendite 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), opera sulla Borsa ICE ECX (European Climate Exchange), mediante l'utilizzo di contratti Futures. Queste operazioni si configurano contabilmente come operazioni di copertura nel caso di eccedenze/deficit di quote dimostrabili.
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Il fair value al 30 giugno 2016 è pari a -7,9 milioni di euro (-5,5 milioni di euro al 31 dicembre 2015).
Sempre in un'ottica di ottimizzazione del Portafoglio Industriale, sono stati stipulati contratti di copertura del corrispettivo di utilizzo della capacità di trasporto di energia elettrica tra le zone del mercato IPEX (cd. contratti CCC).
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 2016 è pari a 0,0 milioni di euro (0,0 milioni di euro al 31 dicembre 2015).
Il Gruppo A2A ha stipulato, nell'ambito della sua attività di Trading, contratti Future sulle principali Borse europee dell'energia (EEX, Powernext) e contratti Forward sul prezzo dell'energia elettrica con consegna in Italia e nei paesi limitrofi, quali Francia, Germania e Svizzera. Il Gruppo ha stipulato inoltre, con gli operatori di Rete dei Paesi limitrofi, contratti di interconnessione, che si configurano come acquisti di opzioni. Sono stati stipulati contratti Forward sul prezzo di Borsa dei certificati ambientali EUA (ECX ICE) nonché contratti Future, che consentono sia la consegna dei diritti al prezzo contrattuale che il pagamento per cassa (cash-settlement) del differenziale tra prezzo di mercato e prezzo contrattuale. Sempre con riferimento all'attività di Trading, sono stati stipulati sia contratti Future che Forward sul prezzo di Borsa del gas (ICE-Endex, CEGH).
Il fair value al 30 giugno 2016 è pari a -0,6 milioni di euro (0,5 milioni di euro al 31 dicembre 2015).
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 PaR(1) 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 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 2016 risulta pari a 26,623 milioni di euro (50,789 milioni di euro al 31 dicembre 2015).
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Di seguito si riportano i risultati della simulazione con le variazioni massime associate:
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Profit at Risk (PaR) | Worst case | Best case | Worst case | Best case | |
| Livello di confidenza 99% | (26,623) | 32,492 | (50,789) | 62,560 |
Ciò significa che il Gruppo A2A si attende con una probabilità del 99%, di non avere variazioni rispetto al fair value al 30 giugno 2016 superiori a 26,623 milioni di euro sull'intero portafoglio
(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.
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, tali variazioni sarebbero compensate dalle variazioni del sottostante conseguente al variare dei prezzi di mercato.
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 VaR(2) 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 1 giorno 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 1 giorno, la perdita attesa massima sui derivati in oggetto in essere al 30 giugno 2016 risulta pari a 1.943 migliaia di euro (1.067 migliaia di euro al 31 dicembre 2015). Al fine di garantire un monitoraggio più stretto dell'attività, vengono inoltre fissati dei limiti di Stop Loss, intesa come somma algebrica di VaR, P&L Realized (perdite realizzate) e P&L Unrealized (perdite potenziali).
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Di seguito si riportano i risultati delle valutazioni:
| Milioni di euro | 30 06 2016 | 31 12 2015 | |||
|---|---|---|---|---|---|
| Value at Risk (VaR) | VaR | Stop loss | VaR | Stop loss | |
| Livello di confidenza 99%, holding period 1 giorno |
(1,943) | (5,430) | (1,067) | (1.067) |
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.
| Milioni di euro | 30 giugno 2016 | 31 dicembre 2015 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Senza derivati |
Con derivati |
% con derivati |
Senza derivati |
Con derivati |
% con derivati |
||
| A tasso fisso | 3.074 | 3.217 | 86% | 3.066 | 3.218 | 85% | |
| A tasso variabile | 647 | 504 | 14% | 715 | 563 | 15% | |
| 3.721 | 3.721 | 3.781 | 3.781 |
| Finanziamento | Derivato | Accounting | ||
|---|---|---|---|---|
| Finanziamento A2A S.p.A. con BEI: scadenza novembre 2023, debito residuo al 30 giugno 2016 di 142,9 milioni di euro, a tasso variabile. |
Collar a copertura integrale del fi nanziamento e medesima scadenza, con floor sul tasso Euribor 2,99% e cap 4,65%. Al 30 giugno 2016 il fair value è nega tivo per 17,7 milioni di euro. |
Il finanziamento è valutato a costo ammortizzato. Il collar è in cash flow hedge con imputazione al 100% in apposita riserva del Patrimonio netto. |
||
| Prestito obbligazionario A2A S.p.A. del valore nominale di 503,4 milioni di euro, scadenza 2016 con cedola fissa al 4,5%. |
IRS ("Fix to Float") sull'intero im porto nominale con durata pari a quella del prestito. Al 30 giugno 2016 il fair value è posi tivo per 16,4 milioni di euro. |
Fair value hedge La valutazione al fair value hedge è pari al costo ammortizzato della passività finanziaria, aumentato del rateo interessi. Il costo ammortiz zato include la quota parte di com petenza del disaggio e dei costi di emissione. A tale valore è aggiunto il fair value del derivato. A Conto economico la variazione del fair value della passività finanziaria è controbilanciata dalla variazione del fair value del derivato, essendo la co pertura del rischio efficace al 100%. |
||
| Collar su 3,4 milioni di euro con stes sa durata del prestito, con floor sul tasso Euribor 2,25% e cap 4,50%. Al 30 giugno 2016 il fair value è nega tivo per 0,1 milioni di euro. |
Il collar è valutato al fair value con variazioni imputate a Conto econo mico. |
|||
| Collar su 350 milioni di euro scaden za novembre 2016, con floor sul tas so Euribor 1,54% e cap 3,25%. Al 30 giugno 2016 il fair value è nega tivo per 3,0 milioni di euro. |
Il collar è valutato al fair value con variazioni imputate a Conto econo mico. |
|||
| Collar su 150 milioni di euro, sca denza novembre 2016, con floor sul tasso Euribor 1,20% e doppio cap 2,80% e 5%. Al 30 giugno 2016 il fair value è nega tivo per 1,0 milioni di euro. |
Il collar è valutato al fair value con variazioni imputate a Conto econo mico. |
Per l'analisi e la gestione dei rischi relativi al tasso di interesse è stato sviluppato internamente al Gruppo un modello che permette di determinare l'esposizione al rischio tramite il metodo Montecarlo, valutando l'impatto che le oscillazioni dei tassi di interesse hanno sui flussi finanziari prospettici. L'impianto metodologico prevede la simulazione di almeno diecimila scenari per ogni variabile rilevante, in funzione delle volatilità e delle correlazioni ad essi associate, utilizzando come livelli prospettici le curve forward dei tassi di mercato. Si ottiene in questo modo una distribuzione di probabilità dei risultati dalla quale è possibile estrapolare il massimo scostamento negativo atteso (worst case scenario) e il massimo scostamento positivo atteso (best case scenario), con un intervallo di confidenza pari al 99%.
Di seguito si riportano i risultati della simulazione con le variazioni massime associate (worst case e best case scenario) per i dodici mesi successivi al 30 giugno 2016 ed il confronto con i dodici mesi precedenti (esclusa EPCG):
| Milioni di euro | 07/2016 - 06/2017 (base case: -114,4) |
07/2015 - 06/2016 (base case: -122,1) |
||
|---|---|---|---|---|
| Worst case | Best case | Worst case | Best case | |
| Variazione flussi finanziari attesi (inclusi flussi coperture) Livello di confidenza del 99% |
(0,9) | 0,7 | (0,2) | 0,1 |
Inoltre viene esposta un'analisi di sensitivity relativamente alle possibili variazioni del fair value dei derivati (escluso il cross currency swap) traslando la curva forward dei tassi di +50 bps e -50 bps:
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| Milioni di euro | 30 06 2016 (base case: -5,4) |
31 12 2015 (base case:-8,5) |
||
|---|---|---|---|---|
| -50 bps | +50 bps | -50 bps | +50 bps | |
| Variazione fair value derivati | (3,0) | 2,8 | (3,3) | 3,0 |
| (di cui derivati Cash Flow Hedge) | (3,1) | 2,8 | (3,3) | 3,0 |
| (di cui derivati Fair Value Hedge) | 0,0 | (0,0) | 1,4 | (1,4) |
Tale sensitivity è calcolata allo scopo di determinare l'effetto della variazione della curva forward dei tassi sul fair value dei derivati a prescindere da eventuali impatti sull'aggiustamento imputabile al rischio controparte – "Bilateral Credit Value Adjustment" (bCVA) – introdotto nel calcolo del fair value in ottemperanza del principio contabile internazionale IFRS 13.
In relazione al rischio di cambio diverso da quello incluso nel prezzo delle commodities, A2A non ritiene attualmente necessario attivare delle coperture specifiche in quanto si tratta di importi modesti, i cui incassi e i cui pagamenti avvengono con scadenza ravvicinata e l'eventuale sbilancio viene immediatamente compensato attraverso una vendita o un acquisto di divisa estera.
L'unico caso di copertura sul rischio di oscillazione del tasso di cambio non connesso a commodity riguarda il 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, trasformando il prestito e i relativi interessi da importi denominati in yen a importi denominati in euro. Tale derivato è contabilizzato come cash flow hedge con imputazione integrale nella riserva di Patrimonio netto.
Al 30 giugno 2016 il fair value della copertura è positivo per 18,1 milioni di euro. Si evidenzia infine che il fair value migliorerebbe di 23,5 milioni di euro in caso di traslazione negativa del 10% della curva forward del cambio euro/yen (apprezzamento dello yen) e peggiorerebbe di 19,3 milioni di euro in caso di traslazione positiva del 10% della curva forward del cambio euro/ yen (deprezzamento dello yen).
Anche in questo caso, tale sensitivity 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.
128
Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo, pur essendo solvibile, non sia in grado di far fronte tempestivamente ai propri impegni o che sia in grado di farlo a condizioni economiche sfavorevoli.
| Milioni di euro | Saldo | Quote con | Quote con | Quota scadente al | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| contabile 30 06 2016 |
scadenza entro i 12 mesi |
scadenza oltre i 12 mesi |
30 06 2018 | 30 06 2019 | 30 06 2020 | 30 06 2021 | Oltre | |
| Obbligazioni | 3.016 | 584 | 2.432 | 746 | 496 | 1.190 | ||
| Debiti per leasing finanziario |
1 | 1 | ||||||
| Debiti finanziari verso parti correlate |
1 | 1 | ||||||
| Finanziamenti bancari | 703 | 72 | 631 | 73 | 70 | 77 | 74 | 337 |
| TOTALE | 3.721 | 658 | 3.063 | 73 | 70 | 823 | 570 | 1.527 |
Il profilo delle scadenze del debito lordo del Gruppo è di seguito riepilogato:
La politica di gestione del rischio si realizza tramite (i) una strategia di gestione del debito diversificata per fonti di finanziamento e scadenze e (ii) il mantenimento di disponibilità finanziarie sufficienti a far fronte agli impegni programmati e a quelli inattesi su un determinato orizzonte temporale.
Al 30 giugno 2016 il Gruppo ha a disposizione un totale di 1.568 milioni di euro, così composto: (i) linee di credito revolving committed per 800 milioni di euro, non utilizzate; (ii) finanziamenti a lungo termine non ancora utilizzati per un totale di 135 milioni di euro; (iii) disponibilità liquide per complessivi 633 milioni di euro, di cui 521 milioni di euro a livello di capogruppo.
Inoltre il Gruppo mantiene in essere un Programma di Emissioni Obbligazionarie (Euro Medium Term Note Programme) da 4 miliardi di euro, di cui 1.650 milioni di euro ancora disponibile.
La tabella che segue analizza il worst case con riferimento alle passività finanziarie (compresi i debiti commerciali), nella quale gli importi indicati 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 (ad esclusione di EPCG, per cui non sono incluse le quote in conto interessi); sono altresì inclusi i flussi nominali non scontati inerenti i contratti derivati su tassi di interesse. I finanziamenti sono inclusi sulla base della scadenza contrattuale per il rimborso, salvo quelli a revoca che sono riportati come esigibili a vista.
| 30 06 2016 Milioni di euro | 1-3 mesi | 4-12 mesi | Oltre 12 mesi |
|---|---|---|---|
| Obbligazioni | 3 | 607 | 2.957 |
| Debiti e altre passività finanziarie | 5 | 75 | 669 |
| Totale flussi finanziari | 8 | 682 | 3.626 |
| Debiti verso fornitori | 211 | 31 | 5 |
| Totale debiti commerciali | 211 | 31 | 5 |
| 31 12 2015 Milioni di euro | 1-3 mesi | 4-12 mesi | Oltre 12 mesi |
| Obbligazioni | 48 | 566 | 3.004 |
| Debiti e altre passività finanziarie | 51 | 77 | 718 |
| Totale flussi finanziari | 99 | 643 | 3.722 |
| Debiti verso fornitori | 412 | 16 | 2 |
129
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.
Totale debiti commerciali 412 16 2
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".
130
Il Gruppo A2A è esposto al rischio equity limitatamente al possesso delle azioni proprie detenute da A2A S.p.A. che al 30 giugno 2016 risultano pari a n. 61.917.609 azioni corrispondenti all'1,976% del Capitale sociale che è costituito da n. 3.132.905.277 azioni.
Dal punto di vista contabile, come disposto dagli IAS/IFRS, il costo di acquisto delle azioni proprie è iscritto in riduzione del Patrimonio netto e neppure in caso di cessione l'eventuale differenza positiva o negativa, rispetto al costo di acquisto, avrà effetti sul Conto economico. L'acquisto di azioni proprie è stato effettuato per perseguire finalità di sviluppo come le operazioni connesse a progetti industriali coerenti con le linee strategiche che la società intende perseguire, in relazione ai quali si concretizzi l'opportunità di scambi azionari.
I prestiti obbligazionari (valore contabile al 30 giugno pari a 3.016 milioni di euro), i finanziamenti (valore contabile al 30 giugno pari a 703 milioni di euro) e linee bancarie revolving committed (800 milioni di euro) presentano Terms and Conditions in linea con il mercato per ciascuna tipologia di strumenti. In particolare prevedono: (i) clausole di negative pledge per effetto delle quali la capogruppo si impegna a non costituire, con eccezioni, garanzie sui propri beni e su quelli delle sue controllate dirette, oltre una soglia specificatamente individuata; (ii) clausole di cross default/acceleration che comportano l'obbligo di rimborso immediato dei finanziamenti al verificarsi di gravi inadempienze; (iii) clausole che prevedono l'obbligo di rimborso immediato nel caso di insolvenza dichiarata di alcune società del Gruppo.
I prestiti obbligazionari includono (i) 2.382 milioni di euro emessi nell'ambito del Programma EMTN, che prevedono a favore degli investitori una Change of Control Put nel caso di mutamento di controllo della società 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) 100 milioni di euro relativi al prestito obbligazionario privato in yen con scadenza 2036 con una clausola di Put right a favore dell'investitore nel caso in cui il rating risulti inferiore a BBB- o equivalente livello (sub-investment grade).
I finanziamenti stipulati con la Banca Europea degli Investimenti, del valore contabile di 538 milioni di euro, escluso EPCG, prevedono una clausola di Credit Rating (se rating inferiore a BBB- o equivalente livello a sub-investment grade), di cui 395 milioni di euro - con scadenza oltre 2024 - includono anche 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.
Infine il finanziamento sottoscritto dalla capogruppo con Unicredit, intermediato BEI, del valore contabile di 14 milioni di euro e scadenza giugno 2018, ha una clausola di Credit Rating che prevede l'impegno della società a mantenere per tutta la durata del finanziamento un rating pari ad "investment grade". Nel caso in cui tale impegno non venga rispettato è previsto il rispetto, su base annuale, di alcuni covenants finanziari relativi al rapporto tra indebitamento ed equity, tra indebitamento e MOL, tra MOL ed oneri finanziari.
131
Con riferimento ai finanziamenti delle società controllate, il finanziamento di Abruzzoenergia S.p.A. del valore contabile di 43 milioni di euro è assistito da una garanzia reale (ipoteca) per un importo massimo di 120 milioni di euro e prevede due covenants finanziari, PFN/Mezzi propri e PFN/MOL. Inoltre la controllata EPCG ha in essere due finanziamenti sottoscritti con EBRD (European Bank for Reconstruction and Development) per un valore contabile complessivo di 53 milioni di euro. In particolare questi ultimi prevedono alcuni covenants finanziari.
Pertanto al 30 giugno 2016 il valore contabile complessivo dei finanziamenti che contengono covenants finanziari è pari a 96 milioni di euro.
Con riferimento alle linee bancarie revolving committed disponibili, la linea da 600 milioni di euro con scadenza novembre 2019 e quelle bilaterali per complessivi 200 milioni di euro con scadenza 2017 prevedono una clausola di Change of Control che attribuisce la facoltà alle banche di chiedere, in caso di mutamento di controllo della capogruppo tale da comportare un Material Adverse Effect, l'estinzione della facility ed il rimborso anticipato di quanto eventualmente utilizzato. La linea da 600 milioni è soggetta inoltre al covenant finanziario PFN/ EBITDA.
Al 30 giugno non vi è alcuna situazione di mancato rispetto dei covenants delle società del Gruppo A2A.
| Società | Banca | Livell0 di riferimento | Livello rilevato | Data di rilevazione |
|---|---|---|---|---|
| A2A | Pool RCF | Pfn/Ebitda <=4,2 | 2,6 | 30/06/2016 |
| Abruzzoenergia | IntesaSanpaolo | Pfn/Mezzi propri <=2 Pfn/Mol<=6 |
0,5 2,4 |
31/12/2015 31/12/2015 |
| EPCG | EBRD | Debt/Ebitda <= 4 Curr.Assets/Curr. Liab. >= 1,2 Ebitda/Interest >= 4 |
1,5 4,4 22,2 |
31/12/2015 31/12/2015 31/12/2015 |
| IDA | self-fin. ratio=>35% collection ratio>94% |
169,05% 102% |
31/12/2015 31/12/2015 |
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 IAS 39.
In particolare:
132
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 commodity 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.
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 IAS 39 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 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.
| Milioni di euro | Valore nozionale (a) scadenza entro un anno |
Valore nozionale (a) scadenza tra 1 e 5 anni |
Valore nozionale (a) |
Valore Situazione |
Effetto progressivo |
||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Da ricevere | Da pagare | Da ricevere | Da pagare | scadenza oltre 5 anni |
patrimoniale finanziaria (b) |
a Conto economico al 30 06 2016 (c) |
|
| Gestione del rischio su tassi di interesse |
|||||||
| - a copertura di flussi di cassa ai sensi IAS 39 (cash flow hedge) |
19 | 76 | 48 | (18) | |||
| - non definibili di copertura ai sensi IAS 39 |
503 (d) | - | - | 12 (e) | 12 (e) | ||
| Totale derivati su tassi di interesse |
- | 522 | - | 76 | 48 | (6) | 12 |
| Gestione del rischio su tassi di cambio |
|||||||
| - definibili di copertura ai sensi IAS 39 su operazioni commerciali su operazioni finanziarie |
98 | 18 | |||||
| - non definibili di copertura ai sensi IAS 39 su operazioni commerciali su operazioni finanziarie |
|||||||
| Totale derivati su cambi | - | - | - | - | 98 | 18 | - |
(a) Rappresenta la somma del valore nozionale dei contratti elementari che derivano dall'eventuale scomposizione 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.
(d) Comprendono strumenti derivati con sottostante il Bond da 503 milioni di euro, scadenza 2016, di cui un IRS con nozionale 503 milioni di euro, senza effetto economico, in conseguenza della valutazione a fair value hedge e tre collar con nozionale complessivo 503 milioni di euro non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39.
(e) Comprendono l'effetto sui collar, con nozionale complessivo di 503 milioni di euro, non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39.
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.
| Unità di misura del valore nozionale |
Valore nozionale scadenza entro un anno |
Valore nozionale scadenza entro due anni |
Valore nozionale scadenza entro cinque anni |
Valore Situazione patrimoniale finanziaria (*) milioni di euro |
Effetto progressivo a Conto economico (**) milioni di euro |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici |
||||||
| A. A copertura di flussi di cassa (cash flow hedge) ai sensi IAS 39 di cui: |
(7,9) | - | ||||
| - Elettricità |
TWh | 4,4 | 0,2 | (5,1) | ||
| - Petrolio |
Bbl | |||||
| - Carbone |
Tonnellate | 241.499 | 1,6 | |||
| - Gas Naturale |
Milioni di metri cubi |
119,4 | 3,8 | |||
| - Cambio |
Milioni di dollari |
|||||
| - Diritti di Emissione |
Tonnellate | 4.205.000 | 1.740.000 | (8,2) | ||
| B. Definibili di copertura (fair value hedge) ai sensi IAS 39 |
- | - | ||||
| C. Non definibili di copertura ai sensi IAS 39 di cui: |
(0,6) | (1,1) | ||||
| C.1 Copertura del margine | - | - | ||||
| - Elettricità |
TWh | |||||
| - Petrolio |
Bbl | |||||
| - Gas Naturale |
MWh | |||||
| - Gas Naturale |
Milioni di metri cubi |
|||||
| - Diritti di Emissione CO2 |
Tonnellate | |||||
| - Cambio |
Milioni di dollari |
|||||
| C.2 Operazioni di trading | (0,6) | (1,1) | ||||
| - Elettricità |
TWh | 69,3 | 16,7 | 1,2 | 0,6 | 0,1 |
| - Gas Naturale |
TWh | 31,2 | 3,0 | 0,1 | (1,2) | (1,4) |
| - Diritti di Emissione CO2 |
Tonnellate | 254.000 | 0,2 | |||
| - Certificati Ambientali |
MWh | |||||
| - Certificati Ambientali |
Tep | |||||
| Totale | (8,5) | (1,1) |
(*) 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.
Nel seguito sono evidenziati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2016, inerenti la gestione dei derivati.
| Milioni di euro | Note | |
|---|---|---|
| ATTIVITÀ | ||
| ATTIVITÀ NON CORRENTI | 18 | |
| Altre attività non correnti - Strumenti derivati | 5 | 18 |
| ATTIVITÀ CORRENTI | 89 | |
| Altre attività correnti - Strumenti derivati | 8 | 89 |
| TOTALE ATTIVO | 107 | |
| PASSIVITÀ | ||
| PASSIVITÀ NON CORRENTI | 18 | |
| Altre passività non correnti - Strumenti derivati | 21 | 18 |
| PASSIVITÀ CORRENTI | 85 | |
| Debiti commerciali e altre passività correnti - Strumenti derivati | 22 | 85 |
| TOTALE PASSIVO | 103 |
La tabella che segue evidenzia l'analisi dei risultati economici al 30 giugno 2016, inerenti la gestione dei derivati.
| Milioni di euro | Note | Realizzati nel periodo |
Variazione fair value del periodo |
Valori iscritti a Conto economico complessivo |
|---|---|---|---|---|
| RICAVI | 27 | |||
| Ricavi di vendita | ||||
| Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici e gestione del rischio cambio su commodity |
||||
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | - | - | - | |
| - non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | 4 | (104) | (100) | |
| Totale ricavi di vendita | 4 | (104) | (100) | |
| COSTI OPERATIVI | 28 | |||
| 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 dello IAS 39 | 3 | - | 3 | |
| - non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | (21) | 103 | 82 | |
| Totale costi per materie prime e servizi | (18) | 103 | 85 | |
| Totale iscritto nel Margine operativo lordo (*) | (14) | (1) | (15) | |
| GESTIONE FINANZIARIA | 34 | |||
| Proventi finanziari | ||||
| Gestione del rischio su tassi di interesse e equity | ||||
| Proventi su derivati | ||||
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | - | - | - | |
| - non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | - | - | - | |
| Totale | - | - | - | |
| Totale proventi finanziari | - | - | - | |
| Oneri finanziari | ||||
| Gestione del rischio su tassi di interesse e equity | ||||
| Oneri su derivati | ||||
| - definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | (2) | - | (2) | |
| - non definibili di copertura ai sensi dello IAS 39 | (4) | 3 | (1) | |
| Totale | (6) | 3 | (3) | |
| Totale oneri finanziari | (6) | 3 | (3) | |
| TOTALE ISCRITTO NELLA GESTIONE FINANZIARIA | (6) | 3 | (3) |
(*) Tali dati non recepiscono l'effetto della cd. "net presentation" del margine di negoziazione dell'attività di trading.
138
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 2016 dello strumento finanziario.
| Milioni di euro | Criteri applicati nella valutazione in bilancio degli strumenti finanziari | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Note | Strumenti finanziari valutati a fair value con variazioni di quest'ultimo iscritte a: |
Strumenti finanziari valutati al costo ammortiz |
Partecip./ Titoli con vertibili in parteci paz. non |
Valore della Situazione patrimon. finanziaria consolidata |
Fair value al 30 06 2016 (*) |
|||
| Conto economico |
zato Patrimonio netto |
30 06 2016 | ||||||
| (1) | (2) | (3) | (4) | (5) | ||||
| ATTIVITÀ | ||||||||
| Altre attività finanziarie non correnti: | ||||||||
| Partecipazioni / Titoli convertibili in partecip. disponibili per la vendita di cui: |
||||||||
| - non quotate | 8 | 8 | n.d. | |||||
| - quotate | - | - | ||||||
| Attività finanziarie possedute sino alla scadenza | - | - | ||||||
| Altre attività finanziarie non correnti | 63 | 63 | 63 | |||||
| Totale altre attività finanziarie non correnti | 3 | 71 | ||||||
| Altre attività non correnti | 5 | 18 | 6 | 24 | 24 | |||
| Crediti commerciali | 7 | 1.482 | 1.482 | 1.482 | ||||
| Altre attività correnti | 8 | 83 | 6 | 194 | 283 | 283 | ||
| Attività finanziarie correnti | 9 | 181 | 181 | 181 | ||||
| Disponibilità liquide e mezzi equivalenti | 11 | 633 | 633 | 633 | ||||
| Attività non correnti destinate alla vendita | 12 | 3 | 3 | 3 | ||||
| PASSIVITÀ | ||||||||
| Passività finanziarie | ||||||||
| Obbligazioni non correnti e correnti | 18 e 23 | 534 | 2.482 | 3.016 | 3.016 | |||
| Altre passività finanziarie non correnti e correnti | 18 e 23 | 705 | 705 | 705 | ||||
| Altre passività non correnti | 21 | 18 | 70 | 88 | 88 | |||
| Debiti commerciali | 22 | 1.054 | 1.054 | 1.054 | ||||
| Altre passività correnti | 22 | 71 | 14 | 476 | 561 | 561 |
(*) 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 & receveiables e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato.
(5) Attività finanziarie disponibili per la vendita costituite da partecipazioni non quotate per cui il fair value non è misurabile in modo attendibile, sono valutate al costo eventualmente ridotto per perdite di valore.
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:
Per la scomposizione delle attività e passività tra i diversi livelli di fair value si veda la tabella di seguito riportata "Gerarchia di fair value".
| Milioni di euro | Nota | Livello 1 | Livello 2 | Livello 3 | Totale |
|---|---|---|---|---|---|
| Attività valutate a fair value available for sale | 3 | 8 | 8 | ||
| Altre attività non correnti | 5 | 18 | 18 | ||
| Altre attività correnti | 8 | 66 | 22 | 1 | 89 |
| TOTALE ATTIVITÀ | 66 | 48 | 1 | 115 | |
| Altre passività non correnti | 21 | 18 | 18 | ||
| Passività finanziarie correnti | 23 | 534 (a) | 534 | ||
| Altre passività correnti | 22 | 81 | 4 | 85 | |
| TOTALE PASSIVITÀ | 81 | 556 | - | 637 |
(a) Costo ammortizzato + fair value risk hedge come meglio specificato alla nota 23) Passività finanziarie correnti.
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% | 0,00 |
| Derivati su Commodity | Loss Given Default (LGD) | 25% | 0,00 |
| Derivati su Commodity | Volatilità sottostante capacità interconnessione estero |
1% | 0,01 |
| Derivati su Commodity | Correlazione sottostante capacità interconnessione estero |
1% | (0,00) |
| Derivati su Commodity | Sottostante capacità interconnessione zonale Italia |
1% | 0,06 |
140
La seguente tabella riporta le principali concessioni ottenute dal Gruppo A2A:
| Numero | Scadenze | Note | ||
|---|---|---|---|---|
| da | a | |||
| Concessioni Idroelettriche | 44 | 2016 | 2043 | di cui: - 8 Concessioni già scadute gestite in prorogatio. |
| Concessioni Teleriscaldamento |
10 | 2022 | 2037 | di cui: - 2 Concessioni con scadenza coerente con la durata della società A2A S.p.A |
| Concessioni di Distribuzione elettrica |
48 | - | 2030 | |
| Concessioni di Distribuzione gas |
204 | 2016 | 2023 | di cui: - 4 Concessioni già scadute gestite in prorogatio. |
| Concessioni sui rifiuti solidi urbani ("RSU") (*) |
133 | 2016 | 2050 | di cui: - 9 Concessioni già scadute gestite in prorogatio. |
| Concessioni gestione servizio idrico (**) |
114 | 2016 | 2036 | di cui: - 10 Concessioni già scaduta gestite in prorogatio. |
| Convenzioni gestione rete Illuminazione Pubblica e Semaforica |
6 | 2024 | 2029 | di cui: - 2 Concessioni gestite in tacito rinnovo. - 2 Concessioni con scadenza coerente con la durata della società A2A S.p.A |
| Altre concessioni | 11 | 2018 | 2050 |
(*) Le convenzioni possono essere relative al servizio di smaltimento e trattamento degli RSU oppure alla gestione e alla costruzione di discariche, o alla messa in sicurezza e gestione delle stesse o alla valorizzazione dei rifiuti.
(**) Le concessioni possono riguardare il servizio di vendita e distribuzione dell'acqua potabile o i servizi di depurazione e fognature.
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.
142
In data 5 giugno 2002 la Commissione Europea ha emesso la Decisione 2003/193/CE dichiarando l'incompatibilità con il diritto comunitario dell'esenzione triennale dall'imposta sul reddito disposta dall'art. 3, comma 70 della Legge 549/95, dall'art. 66, comma 14 del Decreto Legge 331/1993, convertito con Legge 427/93, in quanto ritenuta "aiuto di Stato" vietato dall'art. 87.1 del Trattato CE.
La società ha impugnato tale decisione davanti alle giurisdizioni comunitarie, ma i ricorsi proposti sono stati rigettati. Lo Stato italiano ha proceduto al recupero degli aiuti in tre diverse fasi, notificando diversi provvedimenti impositivi per i vari periodi d'imposta interessati.
L'iter delle varie impugnative, comunitarie e nazionali è stato dettagliatamente descritto nei bilanci fino al 2012 e nelle relazioni trimestrali, fino alla terza trimestrale 2013, cui per brevità si fa rinvio. Tutte le somme richieste, per capitale e interessi, sono state versate, per evitare l'avvio di azioni esecutive.
La situazione del contenzioso ancora in essere è la seguente:
Ad oggi, dunque, è ancora pendente in cassazione la questione relativa alla quantificazione degli interessi sulle somme da recuperare (se da calcolare con anatocismo, o no), relativamente al Secondo e al Terzo recupero. Sul punto, l'interpretazione resa dalla Corte di Giustizia UE è vincolante per i giudici nazionali. L'Avvocato Generale presso la Corte di Giustizia Melchior Wathelet ha presentato il 26 marzo 2015 le proprie conclusioni non vincolanti alla Corte. Secondo l'Avvocato Generale, la normativa europea non osta a che una normativa nazionale preveda l'applicazione degli interessi composti ad una azione di recupero di aiuti vietati. Lo stesso Avvocato Generale ha però constatato che prima del 2008, né la normativa europea, né quella nazionale prevedevano per l'attività di recupero l'applicazione di interessi composti.
Con sentenza pronunciata il 3 settembre 2015, la Corte UE ha nella sostanza recepito il parere dell'Avvocato Generale, ritenendo che una normativa nazionale in materia di interessi sul recupero di aiuti di Stato, che prevede l'applicazione dell'anatocismo, non è in contrasto con il diritto europeo. La stessa Corte ha tuttavia evidenziato che – anteriormente al 2008 – nessuna normativa (europea e nazionale) prevedeva l'applicazione di interessi composti per il recupero di aiuti di Stato relativamente a Decisioni emesse – come nel caso di specie – prima dell'entrata in vigore del Reg. n. 794/2004.
A seguito di tale sentenza vincolante per il giudice a quo, il procedimento in cassazione relativo al Terzo recupero sospeso a seguito del rinvio pregiudiziale alla Corte di Giustizia, ha ripreso il suo corso. La difesa della Società ha presentato una memoria evidenziando che – in base ad una corretta lettura della sentenza della Corte UE - l'applicazione di interessi composti può avere luogo solo a partire dal novembre 2008. L'udienza di trattazione si è tenuta il 18 marzo 2016; il Procuratore Generale ha concluso per il rigetto del ricorso di parte. La sentenza non risulta ancora depositata.
In ogni caso, relativamente alla posizione di A2A, essendo state già da tempo pagate tutte le somme richieste, si ritiene che dall'esito delle controversie ancora pendenti non possano derivare nuovi oneri a titolo di recupero degli aiuti a carico della società.
L'acquisto della partecipazione in HISA da parte di BAS S.p.A. fu effettuato attraverso una società di consulenza locale denominata Consult Latina.
In presenza della non univocità del testo contrattuale e della non acquisizione del 100% della partecipazione in HISA da parte della sola BAS S.p.A., quest'ultima ritenne non applicabile la previsione contrattuale e quindi ingiustificata la richiesta di pagamento formulata da Consult Latina e non pagò il corrispettivo richiesto a Consult Latina che, per ottenere il pagamento del corrispettivo, instaurò nel 1998 una causa legale.
I legali confermano che è finita la fase istruttoria e che si deve solo attendere l'emissione della sentenza.
A2A S.p.A. nel tempo ha sempre conferito ai legali mandato per addivenire a transazione e da ultimo ha manifestato una disponibilità ad incrementare le precedenti offerte per coprire le spese di lite, attendendo però una specifica quantificazione da poter valutare, manifestando disponibilità ad ascoltare e soppesare anche richieste incrementali. Ad oggi si è in attesa di precise richieste, considerando che anche il Tribunale negli ultimi mesi ha invitato le parti a trovare soluzione transattiva. Redengas, società controllata da HISA le cui azioni sono state pignorate da Consult Latina ha radicato una nuova azione per chiedere l'eliminazione del sequestro delle azioni che tuttora permane a garanzia di Consult Latina; i legali hanno fatto sapere che i legali di Redengas hanno preannunciato anche una causa risarcitoria contro A2A S.p.A. e Consult Latina, ma a distanza di molti mesi essa non è stata notificata. Il 3 giugno 2014 il Tribunale ha rigettato il ricorso radicato da A2A S.p.A. per far cessare il sequestro disposto dal giudice su richiesta di Consult Latina sulle azioni presenti e future di Redengas e A2A S.p.A. ha notificato appello.
Il Tribunale ha convocato le parti in una camera di consiglio che si è svolta il 18 dicembre 2014 per verificare le condizioni di una conciliazione o transazione; in esito alla discussione il Tribunale ha fissato una nuova sessione di discussione al 19 febbraio 2015 per ricevere le indicazioni dalle parti; in considerazione di successivi rinvii richiesti da Consult Latina, le parti stanno continuando a coltivare ipotesi transattive senza che si siano svolti atti processuali formali.
In data 13 luglio 2016 A2A S.p.A. e Consult Latina sono state citate da Redengas in udienza di mediazione preliminare alla citazione di una nuova causa per ottenere riscarcimento dei danni derivanti dalla prosecuzione del sequestro ottenuto da Consult Latina sulle azioni e di cui si è dato conto sopra. Tali danni costituirebbero ulteriore aggravio per A2A S.p.A..
Il Gruppo ha stanziato un fondo rischi di 1,3 milioni di euro.
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Rispettivamente in data 2 e 3 maggio 2011, la Camera Arbitrale di Milano ha trasmesso alla società A2A S.p.A. (titolare di una partecipazione pari al 50% del capitale sociale di Ergosud S.p.A.) e ad E.ON Europa S.L. una domanda di arbitrato a mezzo della quale Société Financière Cremonese S.A. congiuntamente ad Eurosviluppo Industriale S.p.A. hanno instaurato un procedimento arbitrale avverso le suddette società, chiedendo (i) di accertare l'inadempimento contrattuale di E.ON Europa S.L. e di A2A S.p.A. alle obbligazioni assunte nei contratti del 16 dicembre 2004, del 15 ottobre 2004 e del 25 luglio 2007 inter partes e, (ii) per l'effetto, condannarle al pagamento della parte residua del prezzo della cessione delle azioni costituenti l'intero capitale sociale di Ergosud S.p.A. pari a 10.000.000 di euro, nonché al risarcimento dei danni subiti da Société Financière Cremonese S.A. e da Eurosviluppo Industriale S.p.A., sotto il duplice profilo del danno emergente e del lucro cessante, pari a 126.496.496 euro salva migliore specificazione, oltre al danno per fermo da cantiere, interessi e rivalutazione.
E.ON Europa S.L. ed A2A S.p.A. si sono regolarmente costituite in giudizio chiedendo l'integrale rigetto dell'avversa domanda e spiegando domanda riconvenzionale, chiedendo la condanna delle controparti al risarcimento dei danni subiti dalle convenute in conseguenza dei numerosi inadempimenti contrattuali occorsi, quantificati in via iniziale in 30.500.000 euro, ovvero, nella maggiore o minore somma ritenuta di giustizia, quantificata anche ai sensi dell'art. 1226 c.c., oltre interessi, anche ex art. 1283 c.c. e rivalutazione monetaria, anche ex art. 1224, 2° comma.
In data 7 settembre 2011, la Camera Arbitrale ha dichiarato la sospensione dell'arbitrato a causa del mancato pagamento delle spese processuali da parte dell'attore.
I legali di A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L. hanno verificato la possibilità di far procedere l'arbitrato solo con riferimento alla domanda riconvenzionale, senza quindi bisogno di surrogarsi nel pagamento delle spese all'attore.
In esito al pagamento degli oneri processuali da parte dei convenuti A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L. e del mancato pagamento da parte degli attori S.F.C. S.A. e Eurosviluppo Industriale S.p.A., in data 2 dicembre 2011, la segreteria della Camera Arbitrale ha notificato l'estinzione delle domande degli attori e la continuazione del procedimento con riferimento alle sole domande proposte da A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L.; in pari comunicazione la segreteria ha comunicato la trasmissione degli atti agli arbitri così da dare inizio al procedimento.
Il Collegio è composto dall'Avv. Prof. Giuseppe Portale (presidente), Avv. Prof. Vincenzo Mariconda (arbitro individuato da A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L.) e Avv. Giovanni Frau (arbitro individuato da S.F.C. S.A. e Eurosviluppo Industriale S.p.A.).
In data 1° febbraio 2012 si è svolta la prima udienza dopo la regolare costituzione del Collegio ed è stata ribadita la decadenza di S.F.C. S.A. ed Eurosviluppo Industriale S.p.A. dalle domande originariamente proposte. Sono inoltre stati assegnati alle parti i termini per la presentazione di memorie e repliche e per la formulazione dei mezzi istruttori. In particolare E.ON Europa S.L. ed A2A S.p.A., essendo diventate attrici in via sostanziale (volendo proseguire il giudizio per la domanda riconvenzionale a seguito della sopra citata decadenza delle controparti) sono state invitate a precisare i quesiti ed indicare i mezzi di prova, entro il termine del 15 marzo 2012; i successivi termini di deposito delle memorie erano fissati al 16 aprile 2012, all'8 maggio 2012 e al 31 maggio 2012.
È stata altresì fissata la data dell'udienza per il 12 giugno 2012 per la comparizione personale delle parti al fine di esperire il tentativo di conciliazione e per l'eventuale interrogatorio libero. All'udienza, rinviata al 19 giugno 2012, il Collegio Arbitrale ha preso atto del fallimento intervenuto di Eurosviluppo Industriale S.p.A. e ha fissato il termine del 30 ottobre 2012 per la costituzione della curatela fissando al 20 novembre 2012 l'udienza per il tentativo di conciliazione e l'eventuale interrogatorio libero delle parti.
In considerazione dell'intervenuta costituzione del fallimento di Eurosviluppo Industriale S.p.A. e delle tematiche processuali sollevate nella costituzione, con ordinanza 13 novembre 2012, il Collegio ha disposto che l'udienza del 20 novembre 2012 non fosse dedicata al tentativo di conciliazione e quindi non vedesse la presenza delle parti; all'udienza del 20 novembre 2012, il Collegio ha fissato al 4 luglio 2013 il termine di deposito del lodo; ha fissato al 20 dicembre 2012 e al 31 gennaio 2013 termine alle parti per memorie e al 20 febbraio 2013 presso lo studio del Presidente del Collegio data di udienza di discussione. Nell'udienza del 22 febbraio 2013 (per impegno del Presidente del Collegio Arbitrale l'udienza è stata differita dal 20 al 22), il Collegio ha emesso ordinanza in cui ha chiesto ad A2A S.p.A. e E.ON Europa S.L. di integrare, entro il 20 marzo 2013, le rispettive procure alle liti ai difensori per sanare ogni possibile vizio e ha fissato al 20 marzo e al 5 aprile 2013 un nuovo termine per il deposito di memorie e repliche per chiarire e precisare le rispettive posizioni. Successivamente a tali incombenti istruttori, il Collegio si è riservato ogni ulteriore deliberazione. In data 5 giugno 2013, il Collegio ha depositato ordinanza in cui fissa al 22 luglio 2013 l'udienza per tentativo di conciliazione e eventuale interrogatorio libero delle parti; in considerazione del termine precedentemente fissato per il deposito del lodo al 4 luglio 2013, il Collegio ha formulato istanza alla Camera di avere concessione di congrua proroga del termine.
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Al termine dell'udienza del 22 luglio 2013 in cui si è svolto l'interrogatorio libero delle parti e si è confermata la non sussistenza delle condizioni di transazione, il Collegio ha disposto termine al 30 settembre 2013 per deposito documenti e per formulazione istanze istruttorie e al 21 ottobre 2013 per eventuali memorie di replica da parte dei legali. In data 2 ottobre 2013 la Camera Arbitrale ha segnalato che S.F.C. S.A. e i fallimenti non avevano pagato i contributi chiesti in luglio e a oggi il procedimento risulta sospeso. In data 22 ottobre 2013, S.F.C. S.A., in violazione dei termini processuali e delle domande poste dal Collegio Arbitrale ha depositato una perizia di parte avente contenuto tecnico. Con ordinanza 27 novembre 2013 il Collegio ha disposto CTU per verificare la cogeneratività della centrale nominando CTU il Prof. Ing. L. Guizzi. La società ha nominato il Prof. Massardo come proprio CTP, S.F.C. S.A. il Prof. Ambrogio e l'Ing. Lazzeri. Dopo l'udienza del 22 gennaio 2014 per gli adempimenti connessi alla nomina del CTU, il Collegio ha fissato il termine al 16 giugno 2014 per il deposito di CTU. La perizia è stata depositata nei termini e da essa traggono conferma le tesi di A2A S.p.A. ed E.ON Europa S.L.. La prosecuzione dell'arbitrato potrebbe essere condizionata dal mancato pagamento delle spese arbitrali da parte di S.F.C. S.A., Eurosviluppo Industriale S.p.A. e Consorzio Eurosviluppo S.c.a.r.l.. In data 4 febbraio 2015, il Collegio Arbitrale ha fissato nuovi termini al CTU e alle parti per repliche successivamente al deposito di un'ulteriore memoria tecnica di S.F.C. S.A. per poi fissare al 23 aprile 2015 udienza. La Camera Arbitrale ha disposto il differimento del termine di deposito del lodo. Nell'udienza del 23 aprile 2015, il Collegio ha fissato nuovi termini per memorie e una data di udienza se richiesta dalle parti al 23 settembre. Non è stata richiesta udienza quindi si deve attendere il deposito del lodo. La Camera Arbitrale ha concesso nuovo termine per il deposito del lodo al 1° febbraio 2016, poi prorogato al 2 marzo 2016. In data 1° marzo 2016 la Camera Arbitrale ha dato notizia del deposito del lodo sottoscritto dagli arbitri in data 29 febbraio 2016. Il lodo è stato deliberato all'unanimità e, dopo aver respinto la questione di costituzionalità sollevata da S.F.C. e Eurosviluppo Industriale e le eccezioni preliminari svolte dal Fallimento Eurosviluppo Industriale, ha accertato l'inadempimento di SFC e Eurosviluppo Industriale agli obblighi delle scritture private firmate con A2A e E.ON, ha dichiarato che E.ON e A2A non sono tenute al pagamento della terza rata del prezzo stabilita per l'acquisto delle azioni di Ergosud (pari a 10 milioni di euro) e ha condannato S.F.C. e Eurosviluppo Industriale a pagare in via solidale il risarcimento danni complessivo verso A2A e E.ON di 8,1 milioni di euro oltre interessi legali, respinge o dichiara assorbita ogni altra domanda e dichiara integralmente compensate tra le parti le spese di arbitrato.
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In data 27 maggio 2011 il Consorzio Eurosviluppo Industriale S.c.a.r.l. ha notificato ad Ergosud S.p.A. ed A2A S.p.A. un atto di citazione avanzando le seguenti pretese: (i) risarcimento danni, sia di natura contrattuale che extracontrattuale, in via solidale ovvero in via esclusiva e separata, per 35.411.997 euro (di cui 1.065.529 euro ancora una volta come quota residua di compartecipazione alle spese); (ii) risarcimento danni da fermo cantiere e per la mancata restituzione delle aree di pertinenza del Consorzio.
Nella comparsa di costituzione, Ergosud S.p.A. ed A2A S.p.A. hanno chiesto il rigetto integrale della domanda perché infondata nel merito e, sostanzialmente, hanno evidenziato: (i) carenza di legittimazione attiva del Consorzio in quanto attualmente in stato di fallimento, (ii) carenza di legittimazione attiva del Consorzio per i danni asseritamente subiti da Fin Podella alla voce "anticipazione contratto di programma" per 6.153.437 euro ed i danni asseritamente subiti dal Conservificio Laratta S.r.l. per 359.000 euro.
La prima udienza è stata fissata al 30 ottobre 2011. Tale giudizio è stato assegnato alla Seconda Sezione Civile del Tribunale, G.U. Dott. Lorenzo Pontecorvo. La prima udienza di comparizione è stata fissata al 30 novembre 2011, il giudice si è riservato in merito alla legittimazione del Consorzio fallito a radicare causa.
In questa sede, Ergosud S.p.A. ed A2A S.p.A. non avrebbero potuto formulare domanda riconvenzionale in quanto la competenza era del Giudice Fallimentare.
S.F.C. S.A. ha depositato un atto di intervento in data 8 novembre 2011 ai sensi dell'art. 105 c.p.c. (che permette ad un terzo di proporre nel giudizio originario una domanda nuova e diversa ampliandone l'oggetto) ed ha chiesto la condanna della sola Ergosud S.p.A. al risarcimento di danni, in parte analoghi a quelli rivendicati dal Consorzio, quantificati in 27.467.031 euro.
La legittimazione di S.F.C. S.A. è autonoma rispetto a quella del Consorzio, originario attore, e, qualora la domanda dello stesso Consorzio dovesse essere dichiarata improcedibile per difetto di un presupposto (ovvero per intervenuto fallimento), il giudizio continuerebbe tra S.F.C. S.A. ed Ergosud S.p.A.. In questo scenario, A2A S.p.A. potrebbe chiedere di essere estromessa in quanto verso la stessa non risulterebbe proposta alcuna domanda, ma probabilmente il giudice, per economia, rinvierebbe la questione alla sentenza definitiva.
Nel termine della prima udienza i legali hanno formulato conclusioni per conto di Ergosud S.p.A. in relazione alla domanda proposta da S.F.C. S.A. per poi controdedurre più compiutamente nelle successive memorie istruttorie ex art. 183, VI comma c.p.c..
Il giudice ha ritenuto legittima la costituzione di fallimento di S.F.C. S.A. e quindi ha fissato i termini processuali e all'udienza del 19 dicembre 2012 ha dichiarato la necessità di espletare CTU su una serie di punti indicando i quesiti da impartire al CTU, fissando al 23 maggio 2013 l'udienza per la nomina del CTU. In tale udienza il giudice, nel frattempo cambiato, ha confermato i quesiti già formulati il 19 dicembre 2012 e ha nominato i CTU Ing. Pompili e Caroli, fissando termine alle parti per nominare propri consulenti di parte. L'inizio delle operazioni peritali era previsto al 18 giugno 2013 e il termine a 180 giorni da tale data. A2A S.p.A. e Ergosud S.p.A. hanno nominato come CTP il Prof. Massardo e l'Ing. Gioffrè che negli anni hanno già redatto perizie nelle materie oggetto dei quesiti. Il termine per il deposito della CTU è stato rinviato. Entro il nuovo termine fissato per le osservazioni dei consulenti tecnici di parte i periti Pompili e Caroli hanno depositato perizia in cui confermano le tesi difensive di Ergosud S.p.A. e A2A S.p.A.; i periti di parte avevano termine al 30 giugno 2014 per le osservazioni e al 31 luglio 2014 la CTU è stata depositata presso il Tribunale. È stata fissata al 22 gennaio 2015 data di udienza per esame elaborato peritale, poi rinviata al 1° aprile 2015. In tale udienza è stata fissata al 30 novembre 2016 l'udienza di precisazione conclusioni.
Il Gruppo non ha stanziato alcun fondo non ritenendo probabile il rischio connesso a questa causa in corso.
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Il tema concerne il consumo di energia elettrica per servizi ausiliari. Secondo l'AEEGSI gli autoconsumi di talune tipologie di impianti (WTE-termoutilizzatori) sarebbero da considerarsi alla stessa stregua dei consumi per servizi ausiliari. Si segnala che il Gruppo ha vari impianti che hanno beneficiato di incentivi CIP 6/92 e sui quali nel corso degli anni sono state condotte visite ispettive. In taluni casi l'Autorità ha dato seguito a tali verifiche dando mandato alla CSEA di agire nei confronti del Gruppo, in altri l'Autorità non ha adottato alcun provvedimento, in altri le verifiche risultano in corso alla data di chiusura del bilancio. Ad oggi non si ritiene che vi siano passività potenziali probabili tali da rendere necessaria l'appostazione di un fondo.
Con riferimento alla visita ispettiva avvenuta nel 2006 da parte della CSEA presso il termovalorizzatore di Silla 2, non si riscontrano ad oggi aggiornamenti rispetto a quanto già riportato nelle Note Illustrative ai bilanci degli esercizi precedenti. Si ritiene che, in caso di provvedimenti da parte dell'AEEGSI tendenti al recupero dell'agevolazione CIP 6/92, possano essere addotte valide obiezioni difensive, tenuto anche conto delle peculiarità impiantistiche del termovalorizzatore in oggetto. In ragione di quanto sopra esposto, il Gruppo ritiene tuttora la passività possibile e non probabile. Per tale motivo, in relazione a questo caso specifico, il Gruppo non ha stanziato alcun fondo.
Il procedimento in oggetto coinvolge l'Union Temporal De Impresas (UTE) costituita tra A2A Ambiente S.p.A., Azhar e Teconma per la realizzazione e gestione di un impianto di trattamento e smaltimento ITS e linea compostaggio in Castellon de la Plana (Spagna), a seguito di aggiudicazione della gara bandita dal Consorzio Zona 1 di Castellon. Il Municipio di Calig, confinante con Castellon, ha impugnato la modifica del contratto tra il Consorzio e la UTE che ha previsto un aumento del corrispettivo da 121 milioni di euro a 140 milioni di euro per l'adeguamento dell'impianto alle prescrizioni previste nell'AIA, chiedendone l'annullamento. Con sentenza di primo grado del 21 maggio 2013 il Tribunale ha accolto il ricorso del Municipio di Calig dichiarando altresì, oltre le richieste della controparte, l'annullamento dell'aggiudicazione originaria della gara alla UTE con conseguente obbligo per il consorzio di trovare un altro appaltatore.
Nonostante A2A Ambiente S.p.A. detenga una partecipazione dell'1% nella UTE, per il diritto spagnolo le UTE sono caratterizzate dalla responsabilità solidale tra i suoi membri.
La UTE, difesa dallo Studio legale Urìa Menendez, ha presentato ricorso in appello avverso alla sentenza del Tribunale il 12 giugno 2013.
In data 22 febbraio 2016 è stata notificata alla UTE, cui A2A Ambiente S.p.A. partecipa nella proporzione dell'1%, la sentenza del Tribunale superiore di giustizia della Comunità Valenciana, non ulteriormente impugnabile.
La sentenza ha accolto parzialmente il ricorso della UTE, in quanto non ha dichiarato nulla la concessione, ma ha confermato la restante parte della sentenza di primo grado disponendo l'annullamento della modifica del contratto di concessione con la quale il Consorzio (committente) nel 2010 ha riconosciuto alla UTE extra costi pari a 19 milioni di euro, a causa della mancata dimostrazione dell'interesse pubblico alla modifica contrattuale.
Ai sensi della normativa spagnola, la sentenza dovrà essere attuata dal Consorzio entro due mesi dalla notifica. Durante il periodo transitorio si continueranno ad applicare le condizioni di cui alla modifica contrattuale annullata e il Consorzio dovrà definire le modalità con cui dare esecuzione al disposto della sentenza.
Ad oggi non vi sono indicazioni in merito a decisioni del Consorzio sul tema. Il legale spagnolo che ha assistito in giudizio la UTE ha evidenziato che qualora il consorzio decidesse di non procedere ad approvare una nuova modifica contrattuale che riconosca alla UTE condizioni economiche soddisfacenti, la UTE potrà procedere in giudizio al fine di ottenere il risarcimento dei danni derivanti dal mancato riconoscimento degli investimenti effettuati in esecuzione della seconda modifica contrattuale successivamente annullata.
Il Consorzio Zona 1 in data 31 marzo 2016 ha presentato presso il giudice del contenzioso amministrativo di Castellon ricorso per la dichiarazione di impossibilità materiale di esecuzione della sentenza del Tribunal de Justicia Superior in quanto detta sentenza contrasterebbe con le obbligazioni imposte dall'AIA.
La UTE ha presentato intervento adesivo in data 11 maggio 2016 a sostegno del ricorso del Consorzio.
In pendenza di detto ricorso continuano ad applicarsi le condizioni contrattuali originarie.
A completezza della tematica, si segnala che nel bilancio di A2A Ambiente S.p.A. sono presenti al 30 giugno 2016 circa 2,7 milioni di euro relativi a crediti commerciali e finanziari vantati verso la UTE.
A fronte delle informazioni disponibili, di quanto sopra esposto ed in considerazione del fatto che la normativa spagnola di riferimento prevede il diritto del contraente (UTE) ad essere indennizzato per eventuali danni che possano derivare dall'annullamento (anche parziale) o dalla risoluzione del contratto per cause non imputabili a quest'ultimo, si ritiene ad oggi che i sopra citati crediti commerciali e finanziari siano recuperabili seppur in un arco temporale di medio-lungo termine.
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Nel novembre 2011, l'Autorità Giudiziaria di Trieste ha emesso, nelle Regioni Veneto, Friuli Venezia Giulia e Lombardia, provvedimenti restrittivi nei confronti di più persone, tra cui un dipendente della Centrale Termoelettrica di Monfalcone, per associazione a delinquere finalizzata alla truffa ai danni dello Stato, ai danni del privato e falso ideologico, nonchè attività organizzata al traffico illecito di rifiuti.
Si tratta di un'inchiesta avviata con la denuncia, presentata nel marzo 2011 dai vertici del Gruppo A2A, nei confronti di personale A2A ed imprenditori terzi sospettati di essere i responsabili di una truffa perpetrata ai danni della società stessa, che - dietro cospicue somme di denaro garantivano lo smaltimento di un traffico illecito di rifiuti speciali, la falsificazione dei formulari di identificazione dei rifiuti e dei certificati di analisi, in relazione alla fornitura di biomasse ed alla certificazione del loro potere calorifico. Nello specifico venivano registrati quantitativi di biomasse in ingresso superiori a quelli reali, oltre ad una maggiorazione del potere calorifico delle stesse.
A2A S.p.A., proprietaria del sito produttivo, ha disposto la sospensione cautelare del dipendente coinvolto nonché il blocco dei pagamenti delle fatture emesse dalle società fornitrici di biomasse che, a sua conoscenza, sono coinvolte nelle indagini.
In ogni caso si evidenzia il danno a carico esclusivo del Gruppo A2A ed in particolare della società A2A Trading S.r.l. per quanto riguarda le difformità qualitative e quantitative delle biomasse, in quanto quest'ultima, in qualità di toller e di responsabile del dispacciamento dell'impianto, ha un rischio possibile che a conclusione della fase istruttoria ne possa risultare impattata in termini di maggiori costi sostenuti per le biomasse non consegnate e di maggiori costi sostenuti per la (altrui) contraffazione del potere calorifico delle biomasse consegnate e non.
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A ciò si aggiunga che l'utilizzo di maggior carbone in luogo di biomassa potrebbe avere come conseguenza un aggravio di oneri ambientali relativi al secondo semestre dell'esercizio 2009 e all'intero esercizio 2010, nonché una restituzione dei proventi o dei titoli ambientali contabilizzati in più rispetto a quelli reali (ci si riferisce ai Certificati Verdi). Infatti la società potrebbe aver presentato, con riferimento agli anni 2009 e 2010, delle dichiarazioni di generazione di titoli ambientali superiori a quelli in realtà prodotti, in quanto il conteggio avrebbe potuto essere affetto dall'errore di considerare un rapporto energia da biomassa su energia da fonte convenzionale superiore rispetto al reale.
In tal caso la società dovrebbe presentare delle rettifiche alle suddette dichiarazioni pregresse, nonché restituire i proventi o i titoli ambientali che potrebbero esserle stati riconosciuti in più. Ad oggi il GSE, così come ha bloccato l'emissione dei titoli per le annualità successive, non ha rivolto richieste di restituzione per le annualità precedenti di competenza del Gruppo A2A (secondo semestre 2009-intera annualità 2010). Nel caso il GSE dovesse agire nei confronti del Gruppo A2A lo stesso valuterà le azioni, anche risarcitorie, idonee, considerando anche quanto già trattenuto ai fornitori terzi.
Inoltre, A2A Trading S.r.l. ha presentato al GSE, secondo le procedure e le modalità in atto, richiesta di ottenimento di Certificati Verdi relativi all'anno 2011 il cui calcolo è stato effettuato sulla base delle reali quantità di biomasse consegnate in centrale e considerando, in accordo con la Procura, un possibile falso incremento dei poteri calorifici delle stesse del 20%. Nonostante il GSE abbia riconosciuto ad A2A Trading S.r.l. la correttezza dei calcoli effettuati per il 2011, ad oggi però i suddetti Certificati Verdi 2011 non sono stati ancora emessi.
Sono stati adottati alcuni provvedimenti nell'ambito di riti alternativi verso alcuni degli imputati, con riconoscimento di minimi indennizzi e rifusioni di spese in favore di A2A.
Il processo è passato, per competenza territoriale, avanti al Tribunale di Gorizia. Il dibattimento è iniziato.
Sono stati adottati alcuni provvedimenti di condanna in primo grado verso taluni impianti.
La causa è stata rinviata all'udienza del 6 ottobre 2016.
Il Gruppo non ha stanziato alcun fondo in quanto ritiene di essere parte lesa nel procedimento.
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In data 29 marzo 2013, Pessina Costruzioni ha notificato ad A2A S.p.A. nomina di arbitro e quesito arbitrale per radicare arbitrato, in esecuzione dei patti parasociali sottoscritti tra i soci nell'agosto del 2007, al fine di vedere condannata A2A S.p.A. al risarcimento danni per inadempimento obbligazioni parasociali.
La società A2A S.p.A., nel termine di 20 giorni, ha effettuato la nomina del proprio arbitro rigettando le richieste.
Dopo discussione sulle nomine e dopo una richiesta di nomina di un Arbitro Unico al Tribunale di Novara da parte di Pessina, le Parti hanno sottoscritto una scrittura in merito alla formazione del Collegio Arbitrale.
Gli arbitri così nominati sono gli Avvocati Bruna Gabardi Vanoli, Marco Praino (di nomina Pessina) e Salvatore Sanzo (di nomina A2A); è intervenuta al 1° luglio 2013 l'udienza di costituzione formale del collegio. Successivamente a tale adempimento preliminare le parti preciseranno le domande di arbitrato. In esito a tale udienza, con ordinanza il collegio ha adempiuto gli adempimenti connessi alla costituzione del collegio ed all'inizio delle attività fissando i termini per le memorie e le istanze istruttorie e la data della prima udienza. I termini sono 15 ottobre e 20 dicembre 2013 e 21 febbraio 2014 per il deposito delle memorie e 5 marzo 2014 per la prima udienza. Con ordinanza 8 ottobre 2013, il Collegio Arbitrale ha posticipato i termini per il deposito delle memorie rispettivamente al 9 ottobre 2013, al 21 gennaio 2014 e al 25 marzo 2014. Conseguentemente l'udienza fissata in marzo 2014 è stata rinviata al 10 aprile 2014. La sede dell'arbitrato è posta nello studio del Presidente del Collegio Arbitrale in Milano. All'udienza del 10 aprile 2014, preceduta dal deposito delle memorie di parte, il collegio ha fissato tre nuovi termini per memorie (20 maggio per A2A, 17 giugno per Pessina e 26 giugno per A2A) e l'udienza di merito all'11 luglio 2014. Durante l'udienza l'attore ha chiesto di fissare udienza di precisazione conclusioni che con ordinanza fuori udienza depositata il 22 luglio è stata fissata per il 16 settembre 2014. In tale udienza, il collegio ha fissato i termini per il deposito delle comparse conclusionali e la data di udienza finale; su richiesta delle parti tali termini sono stati posticipati al 3 dicembre e 7 gennaio 2015 per le memorie e al 3 febbraio 2015 per l'udienza. In tale udienza il collegio ha disposto un allungamento del termine per il deposito del lodo a 120 giorni. Alla fine del mese di maggio 2015, A2A, avendo avuto notizie di elementi di familiarità e commensalità abituale tra il Presidente del Collegio arbitrale e il legale dell'attore, ha depositato al tribunale di Milano istanza di ricusazione del Presidente del Collegio Arbitrale.
In considerazione della notizia del ricorso il collegio con Ordinanza 6 emessa fuori udienza in data 3 giugno 2015 ha sospeso il deposito del lodo fino al termine del procedimento, ovvero fino al giorno successivo alla notifica dell'esito del procedimento effettuata dalla parte più diligente.
Il Presidente Delegato ha emesso ordinanza di rigetto dell'istanza condannando A2A a spese di lite verso il Presidente del Collegio e verso Pessina.
In data 30 giugno 2015, Pessina ha notificato al collegio, in esecuzione dell'Ordinanza 6/15, l'ordinanza chiedendo al collegio di riassumere il processo arbitrale sospeso.
In data 30 giugno 2015 il collegio, con opinione dissenziente dell'arbitro designato da A2A ha depositato il lodo che ritiene A2A responsabile di violazione del patto parasociale sottoscritto in data 4 agosto 2007 e conseguentemente la condanna al risarcimento danni di 37.968.938,95 euro oltre spese legali e spese di arbitrato.
La società ha impugnato il Lodo ex art. 829 c.p.c. innanzi alla Corte di Appello di Milano. L'impugnazione riguarda: 1) nullità del Lodo per violazione dell'art. 829, 1° comma, n. 2, c.p.c., alla luce della mancanza di terzietà del Presidente del Collegio Arbitrale, Avv. Bruna Gabardi Vanoli; 2) nullità del Lodo, ai sensi dell'art. 829, n. 4, c.p.c., per aver il Collegio Arbitrale pronunciato al di fuori dei limiti della convenzione d'arbitrato; 3) nullità del Lodo per violazione del principio del contraddittorio, ai sensi dell'art. 829, n. 9 c.p.c., nella parte in cui il Collegio Arbitrale ha fondato la propria decisione sull'art. III del Patto Parasociale; 4) omessa motivazione ex art. 829, n. 5 e 823, n. 5 c.p.c., e violazione del principio del contraddittorio ex art. 829, n. 9 c.p.c., per aver il Collegio Arbitrale preso la propria decisione, escludendo, senza alcuna motivazione, la valutazione della documentazione depositata in giudizio da A2A; 5) nullità del Lodo per violazione del principio del contraddittorio, ai sensi dell'art. 829, n. 9 c.p.c., nella parte in cui il Collegio Arbitrale ha deciso sulla base dell'accoglimento del rilievo d'ufficio della liquidazione equitativa del danno, senza porre la questione al contraddittorio delle parti; 6) nullità del Lodo ex art. 829, n. 5 e 823, n. 5 c.p.c., per aver il Collegio Arbitrale quantificato i danni in via equitativa ai sensi dell'art. 1226 c.c., senza motivare la sussistenza del presupposto per l'applicabilità di tale norma, e senza motivare la sussistenza del danno; 7) nullità del Lodo ex art. 829, n. 3, per aver il Collegio Arbitrale quantificato i danni in via equitativa ai sensi dell'art. 1226 c.c., senza i necessari presupposti, in violazione dell'ordine pubblico. Dopo la prima udienza svoltasi il 16 dicembre 2015, è stata fissata udienza di precisazione conclusioni per il 3 maggio 2016. In occasione di tale udienza le parti hanno precisato le conclusioni e A2A ha formulato anche motivata istanza di rimessione in termini. La Corte ha rinviato l'udienza al 14 giugno. In tale udienza la Corte ha concesso i termini per il deposito di comparse conclusionali e repliche rispettivamente per il 5 settembre e per il 26 settembre 2016, dichiarando che l'istanza di rimessione in termini verrà esaminata e valutata nell'ambito delle conclusionali.
Nel luglio 2015, in modo contestuale al ricorso in appello, A2A ha depositato ricorso per la sospensione dell'efficacia esecutiva del Lodo. La Corte di Appello con decreto, emesso dal Presidente della Sezione 1^ Civile in data 10 luglio 2015, senza sentire le parti, ha sospeso l'esecutività del Lodo fino all'udienza davanti al Collegio fissata al 15 settembre 2015. Su istanza congiunta delle parti dell'11 settembre 2015, tale udienza è stata differita al 10 novembre 2015. Con ordinanza emessa fuori udienza in data 19 novembre 2015 è stato revocato il decreto emesso in data 10 luglio. Con provvedimento 3378 del 18 dicembre, il Tribunale di Milano ha concesso la esecutorietà del Lodo richiesta da Pessina, subito sospesa in pari data da provvedimento emesso dal Presidente della Prima Sezione di Corte di Appello su istanza di A2A, fissando l'udienza al 19 gennaio 2016. Con ordinanza 26 gennaio 2016 notificata in data 4 febbraio 2016, la Corte di Appello ha revocato il decreto presidenziale 18 dicembre 2015 e ha rigettato l'istanza di sospensione del provvedimento impugnato. In data 24 febbraio 2016, Pessina ha notificato atto di precetto e in data 7 marzo 2016 ha notificato atto di pignoramento presso terzi (presso un primario istituto bancario su cui A2A ha aperto specifico conto corrente dedicato), con contestuale assunzione in capo al terzo pignorato degli obblighi che la legge impone al custode. In data 23 marzo 2016, il pignoramento è stato iscritto a ruolo e l'udienza per la dichiarazione del terzo è stata fissata dal Tribunale di Brescia al 23 maggio 2016. In data 15 aprile, i legali di Pessina hanno notificato ad A2A ed all'istituto bancario terzo pignorato il decreto di anticipazione dell'udienza emesso in data 6 aprile 2016 dal Tribunale di Brescia su istanza di Pessina che ha anticipato al 27 aprile l'udienza di dichiarazione di terzo. Successivamente a tale udienza, in data 2 maggio, Pessina ha notificato al terzo pignorato identificazione del credito che è stato pagato l'11 maggio per il valore di 38.524.290,56 euro.
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Il Gruppo, ha tenuto conto dell'esito del Lodo nella determinazione degli stanziamenti a fondi oneri e rischi futuri, stanziando integralmente l'importo del lodo più le spese, pur nel fermo convincimento delle proprie posizioni.
Con la Legge Regionale n. 22/2011 la Lombardia ha sostanzialmente raddoppiato il canone per l'uso idroelettrico dell'acqua pubblica, con ciò infrangendo i principi di gradualità e ragionevolezza nella determinazione dei canoni, già riconosciuti dalla giurisprudenza, e violando altresì il principio di parità di condizioni concorrenziali tra gli operatori sul territorio nazionale.
A fronte delle richieste di pagamento della Regione per gli anni 2012 e 2013, Edipower S.p.A. ha pertanto versato il canone considerando unicamente l'incremento riconducibile al tasso di inflazione programmato rispetto all'anno precedente.
Di conseguenza, per le annualità 2012 e 2013, la Regione ha emesso ingiunzioni di pagamento di quanto non versato dalla società; tali ingiunzioni sono state impugnate da Edipower S.p.A. avanti il Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche di Milano, proponendo eccezione di incostituzionalità della norma regionale.
Identica condotta è stata adottata da Edipower per le annualità dei canoni 2014, 2015 e 2016, per le quali la Regione non ha ancora emesso le relative ingiunzioni di pagamento per la differenza.
155
Si segnala che identica questione concerne anche le grandi derivazioni in Lombardia di A2A, la quale tuttavia, in considerazione di specifiche circostanze ad essa proprie, corrisponde integralmente il canone preteso dalla Regione e poi agisce in giudizio per la ripetizione dell'eccedenza.
Inoltre, la D.G.R. della Lombardia n. 5130-2016 ha disposto, attuando il comma 5 dell'art. 53-bis della L.R. 26/2003 introdotto dalla L.R. 19/2010, l'assoggettamento delle concessioni idroelettriche già giunte alla scadenza originaria ad un "canone aggiuntivo" stabilito "provvisoriamente" in € 20/kW di potenza nominale di concessione, fatta salva la richiesta di conguaglio all'esito delle valutazioni in corso da parte degli uffici regionali circa la redditività delle concessioni scadute. Si evidenzia che detto canone aggiuntivo dovrebbe trovare applicazione retroattiva sin dalla scadenza originaria di ciascuna concessione, e dunque per Grosotto, Lovero e Stazzona sin dal 1° gennaio 2011 e per Premadio 1 dal 29 luglio 2013.
A2A, che ha sempre contestato anche in sede giudiziaria la legittimità –in primis costituzionale- del citato comma 5, ha impugnato, al pari di altri operatori, la D.G.R. 5130-2016 innanzi al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche.
Per i contenziosi relativi ai canoni di derivazione di acqua pubblica il Gruppo ha stanziato fondi rischi per l'importo complessivo di 29,2 milioni di euro, pari all'intera pretesa delle controparti.
In data 24 marzo 2015, la Carlo Tassara S.p.A. ha notificato ad A2A, Electricité de France (EDF) ed Edison un atto di citazione chiedendo al Tribunale di Milano di condannare A2A ed EDF al risarcimento dei danni asseritamente subiti dalla Carlo Tassara, nella sua qualità di socio di minoranza di Edison, in relazione all'OPA obbligatoria lanciata da EDF sulle azioni Edison conseguentemente all'operazione con la quale, nel 2012, A2A ha ceduto la propria partecipazione indiretta in Edison a EDF e contestualmente ha acquistato il 70% del capitale di Edipower da Edison e da Alpiq.
Fino al 2012, infatti, A2A ed EDF hanno detenuto congiuntamente il controllo di Edison S.p.A.. Edison, a propria volta, deteneva il 50% di Edipower S.p.A. (il restante capitale di Edipower era detenuto per il 20% da Alpiq, per il 20% da A2A e per il restante 10% da Iren).
Nell'operazione del 2012, A2A ha ceduto la propria partecipazione indiretta in Edison a EDF e contestualmente ha acquistato il 70% del capitale di Edipower da Edison e da Alpiq.
156
Nell'atto di citazione notificato, Carlo Tassara lamenta che, nell'operazione, EDF ed A2A avrebbero concordato un reciproco "sconto" sul prezzo pagato da EDF per l'acquisto delle azioni Edison, da una parte, e sul prezzo pagato da A2A per l'acquisto del 70% di Edipower, dall'altra. Tale sconto sarebbe stato il frutto di comportamenti abusivi di EDF ed A2A quali soci di Edison nonché della violazione, tra l'altro, della normativa sulle operazioni con parti correlate. Ciò - a dire della Carlo Tassara - avrebbe consentito di mantenere artificialmente basso il prezzo delle azioni Edison pagato ad A2A e di conseguenza il prezzo di OPA pagato alle minoranze di Edison (che per legge doveva essere uguale a quello pagato ad A2A).
Tuttavia nel 2012 A2A ed EDF avevano volontariamente assoggettato l'Operazione all'esame preventivo della Consob proprio al fine di confermare la correttezza del prezzo d'OPA. A seguito di esami approfonditi, la Consob aveva ritenuto che si potesse riscontrare un meccanismo compensativo nell'operazione nel suo complesso (vale a dire tra la cessione di Edipower da un lato e la cessione di azioni Edison dall'altro) e che pertanto il prezzo d'OPA dovesse essere incrementato da 0,84 euro a 0,89 euro per azione.
Alla luce di tale decisione, le parti avevano incrementato il prezzo di cessione della partecipazione in Edison sulla base del prezzo di 0,89 euro per azione, per un incremento complessivo pari a circa 84 milioni di euro. EDF lanciava l'OPA a 0,89 euro per azione.
Carlo Tassara ricorreva alla Consob al fine di fare incrementare ulteriormente il prezzo d'OPA, ma Consob rigettava l'istanza.
Inoltre, in pendenza di OPA, Carlo Tassara impugnava innanzi al TAR il documento d'OPA e la relativa delibera di approvazione da parte della Consob chiedendo la sospensiva dei medesimi per ragioni di urgenza. Tuttavia il TAR rinviava la decisione sulla sospensiva a una data successiva alla chiusura dell'OPA e, a seguito di ciò, Carlo Tassara aderiva all'OPA e rinunciava all'istanza cautelare.
L'atto di citazione non quantifica i danni asseritamente subiti dalla Carlo Tassara in conseguenza di tali operazioni, rinviando per la loro determinazione a quanto risulterà in corso di causa.
Nel corso della prima udienza, tenutasi il giorno 1° dicembre 2015, sono state discusse le eccezioni pregiudiziali e preliminari (principalmente, l'improcedibilità e l'ammissibilità dell'azione nonché il difetto di legittimazione attiva di Tassara).
Alla successiva udienza del 26 gennaio 2016 di precisazione delle conclusioni, dedicate prettamente a sviluppare le citate eccezioni, il giudice ha trattenuto la causa in decisione assegnando alle parti i termini per il deposito delle comparse conclusionali e delle memorie di replica.
Il Gruppo, avendo adempiuto a quanto previsto dalle norme in essere, non ritiene il rischio probabile per cui non ha stanziato alcun fondo.
* * *
In merito allo stato dei principali contenziosi fiscali si segnala quanto segue:
Il 19 gennaio 2016 la Guardia di Finanza – Nucleo Polizia Tributaria di Chieti - ha aperto nei confronti della società Abruzzoenergia S.p.A., per i periodi di imposta 2014 e 2015, una verifica generale ai fini IRES, IRAP e IVA. La verifica si è conclusa il 25 maggio u.s.. La società sta valutando di presentare osservazioni al processo verbale di constatazione elevato dai verificatori. È stato iscritto un fondo rischi di 1,2 milioni di euro.
Il 4 aprile 2016 la Direzione Provinciale I di Milano – Ufficio Territoriale di Milano 1 – ha notificato l'invito a comparire per fornire chiarimenti sull'operazione di conferimento di azienda nella società Chi.na.co. S.r.l. e la successiva cessione della partecipazione in essa detenuta oggetto di controllo ai fini dell'imposta di registro. L'invito è stato seguito da un contraddittorio con l'Ufficio e dalla successiva notifica, da parte di quest'ultimo, dell'avviso di liquidazione alla controparte acquirente. La società sta valutando le azioni conseguenti.
È stato iscritto un fondo rischi di 1,4 milioni di euro.
Il 27 dicembre 2011 il Comune di Milano ha notificato gli avvisi di pagamento del COSAP per gli anni dal 2003 al 2011. Avverso tali avvisi è stata presentata istanza di annullamento in autotutela degli avvisi in questione che il Comune ha respinto. Avverso tale diniego, l'11 luglio 2012 la società ha presentato atto di citazione avanti al Tribunale di Milano e il 25 settembre 2012 ha presentato ricorso al TAR. Nel mese di dicembre 2014, sono stati notificati avvisi di pagamento per gli anni dal 2012 al 2014 e, nel mese di febbraio 2016, è stato notificato avviso di accertamento per l'anno 2015. Nel mese di febbraio 2015 è stato stipulato un accordo transattivo con il Comune di Milano a definitiva conclusione del contenzioso COSAP per gli anni dal 2003 al 2011 e presentato ricorso avanti al TAR di Milano avverso gli avvisi di pagamento per gli anni dal 2012 al 2014. Nel mese di aprile 2016 è stato presentato ricorso al TAR per l'anno 2015. La società si è iscritta un fondo rischi per 2,4 milioni di euro.
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Il 4 settembre 2014 l'Agenzia delle Entrate - Direzione Provinciale di Brescia - ha aperto nei confronti della società Partenope Ambiente S.p.A. (ora A2A Ambiente S.p.A.), per il periodo di imposta 2011, una verifica fiscale generale ai fini IRES, IRAP e IVA. La verifica si è conclusa il 6 ottobre 2014. I rilievi emersi attengono a violazioni inerenti, prevalentemente, alle imposte dirette. Il 7 luglio 2015 è stato notificato avviso di accertamento per l'anno 2011. In data 5 ottobre 2015, la società ha presentato all'Ufficio accertatore istanza di accertamento con adesione. Il 22 dicembre 2015, la società e l'Ufficio hanno sottoscritto il verbale di contraddittorio definendo la pretesa tributaria. La società si è iscritta un fondo rischi per 0,3 milioni di euro.
Il 7 marzo 2013 l'Agenzia delle Dogane di Brescia ha iniziato una verifica tecnica sul termovalorizzatore di Brescia di proprietà della società Aprica S.p.A. (ora di proprietà di A2A Ambiente S.p.A.). La verifica si è conclusa il 16 gennaio 2014 con la notifica del processo verbale di constatazione per gli anni dal 2008 al 2011. Per gli anni 2008 e 2009, l'Agenzia delle Dogane, il 7 e il 21 maggio 2014 ha notificato gli avvisi di pagamento e i relativi atti di irrogazione sanzioni. Nel mese di luglio 2014 la società ha presentato ricorso avverso i due procedimenti. Relativamente all'anno 2009, il 10 dicembre 2014, la società ha sottoscritto un atto di conciliazione con l'Agenzia delle Dogane di Brescia per la chiusura definitiva della controversia e conseguente estinzione del giudizio. Per il 2008 il contenzioso di primo grado si è chiuso favorevolmente per la società. In data 24 settembre 2015, l'Ufficio ha proposto appello. La società ha depositato le controdeduzioni in data 17 novembre 2015. Il 5 agosto 2014, l'Agenzia delle Dogane ha notificato i processi verbali di constatazione per gli anni 2012 e 2013. Nel mese di marzo 2016, la società ha definito con l'Agenzia delle Dogane di Brescia gli anni dal 2010 al 2013 con il versamento delle somme dovute sulla base dei medesimi criteri individuati nell'atto di conciliazione per l'anno 2009. Per effetto degli accordi transattivi, il fondo è stato liberato per l'eccedenza e residua un fondo rischi di 0,3 milioni di euro per l'annualità 2008.
A inizio 2006, la Guardia di Finanza – Nucleo Regionale Polizia Tributaria Lombardia di Milano – ha effettuato una verifica fiscale a carico di AMSA Holding S.p.A. (ora A2A S.p.A.) ai fini dell'IVA per gli anni dal 2001 al 2005.
La verifica si è conclusa con un processo verbale di constatazione con il quale è stata contestata la legittimità dell'applicazione dell'aliquota IVA ordinaria, in luogo di quella agevolata, da parte di fornitori per prestazioni di smaltimento rifiuti e di manutenzione impianti e la conseguente deduzione operata a seguito del regolare pagamento delle fatture per tali prestazioni.
Il processo verbale di constatazione è stato seguito dall'emissione di avvisi di accertamento da parte dell'Agenzia delle Entrate – Ufficio di Milano 3 – per tutte le annualità avverso i quali sono stati proposti i ricorsi in Commissione Tributaria Provinciale nei termini di legge.
In data 25 gennaio 2010 e in data 17 febbraio 2010 sono stati, rispettivamente, discussi il ricorso relativo all'annualità 2001 e i ricorsi relativi alle annualità 2004 e 2005, tutti con esito favorevole per la società. L'Ufficio ha proposto appello avverso tutte le sentenze dei primi giudici. La Commissione Tributaria Regionale ha respinto l'appello dell'Ufficio per il 2001, il 2004 e il 2005.
Per l'annualità 2001 l'Agenzia delle Entrate ha presentato ricorso in Cassazione a fronte del quale AMSA Holding S.p.A., il 9 novembre 2012, ha proposto controricorso.
Anche per le annualità 2002 e 2003 gli esiti dei contenziosi sono stati favorevoli per la società, ma l'Agenzia delle Entrate ha proposto appello avverso entrambe le sentenze. Il 30 novembre 2010 è stato discusso l'appello per il 2002 e con sentenza, depositata il 2 febbraio 2011, la Commissione Tributaria Regionale di Milano ha riformato la sentenza dei primi giudici accogliendo l'appello dell'Ufficio per quasi tutte le fattispecie contestate ad esclusione della categoria dei rifiuti pericolosi. La società ha proposto ricorso per Cassazione per l'anno 2002. Per l'anno 2003 il 7 novembre 2011 è stato discusso l'appello proposto dall'Ufficio avanti la Commissione Tributaria Regionale, che lo ha rigettato con sentenza depositata l'11 novembre 2011. L'Ufficio non ha proposto ricorso per Cassazione per le annualità 2003, 2004 e 2005 e le sentenze sono passate in giudicato chiudendo definitivamente il contenzioso. Per le annualità 2001 e 2002 non risultano ancora fissate le udienze di trattazione avanti la Corte di Cassazione. La società si è iscritta un fondo rischi per 1,6 milioni di euro.
L'Agenzia delle Entrate di Milano ha notificato ad A2A Trading S.r.l. in data 23 dicembre 2009 un avviso di accertamento IVA per l'anno 2004 contestando l'omessa fatturazione di operazioni imponibili con conseguente richiesta della maggiore imposta sul valore aggiunto, oltre sanzioni e interessi, per complessivi 3,3 milioni di euro.
In particolare, con l'accertamento in oggetto l'Agenzia delle Entrate ha sanzionato A2A Trading S.r.l. per aver omesso di fatturare nei confronti del Tollee (Edipower S.p.A.) presunte cessioni di Certificati Verdi.
Dopo gli opportuni approfondimenti, effettuati anche congiuntamente agli altri Tollers, si ritiene che le conclusioni dell'Agenzia delle Entrate non siano condivisibili. Infatti, nel regime del contratto di Tolling, i Tollers sono da un lato proprietari delle materie prime, compreso il combustibile, che forniscono al Tollee per la produzione di energia elettrica, dall'altro titolari "ab origine" dell'energia elettrica prodotta. La consegna dei Certificati Verdi al Tollee da parte dei Tollers non è quindi in alcun modo configurabile come trasferimento della proprietà degli stessi.
Nessuna violazione, pertanto, può essere imputata ad A2A Trading S.r.l. e, conseguentemente, non si è provveduto ad effettuare accantonamenti a fondo rischi.
Per le stesse ragioni, l'Agenzia delle Entrate di Milano ha notificato il 16 dicembre 2010 l'avviso di accertamento IVA per l'anno 2005 e il 31 ottobre 2011 l'avviso di accertamento IVA per l'anno 2006 con conseguente richiesta della maggiore imposta sul valore aggiunto, oltre sanzioni e interessi, rispettivamente per complessivi 5,2 milioni di euro e 11,2 milioni di euro. Come per il 2004, anche per il 2005 e per il 2006 nessuna violazione può essere imputata ad A2A Trading S.r.l. e, conseguentemente, non si è provveduto ad effettuare accantonamenti a fondo rischi.
A2A Trading S.r.l. ha presentato ricorso nelle opportune sedi avverso i suddetti avvisi di accertamento chiedendo il totale annullamento della pretesa impositiva.
Per le controversie relative a tutte le annualità contestate la Commissione Tributaria Provinciale di Milano ha accolto i ricorsi proposti dalla società.
Il 12 marzo 2013 l'Agenzia delle Entrate ha dichiarato, per il 2006, acquiescenza alla sentenza nella parte relativa al contenzioso sui Certificati Verdi e ha proposto appello per i restanti rilievi (283.454,16 euro). L'appello è stato respinto dalla Commissione Tributaria Regionale e l'Ufficio ha proposto ricorso avanti la Corte di Cassazione il 5 agosto 2014 a cui è seguito controricorso della società. Il 6 maggio 2013 l'Agenzia delle Entrate ha notificato la rinuncia all'appello e istanza di estinzione di giudizio per gli anni 2004 e 2005.
Si fa presente che a seguito della richiesta di documentazione relativa ai Certificati Verdi nell'ambito del medesimo contratto di Tolling per i periodi d'imposta dal 2007 al 2010, in data 28 ottobre 2011, la Guardia di Finanza – Nucleo di Milano – ha notificato il processo verbale di constatazione evidenziando le medesime violazioni di omessa fatturazione di operazioni imponibili per gli anni 2007, 2008 e 2010. Ad oggi non è stato notificato alcun avviso di accertamento.
Non è mai stato stanziato un fondo poiché la società ha ritenuto non fondate le pretese dell'amministrazione finanziaria.
Il Gruppo presenta al 30 giugno 2016 un'eccedenza di certificati ambientali (Certificati Verdi e Certificati Bianchi).
161
L'applicazione della Delibera n. 447/13 dell'AEEGSI potrebbe produrre benefici per il Gruppo A2A nei futuri esercizi, tuttavia ad oggi il relativo ammontare non è ancora determinabile.
A seguito della Raccomandazione Consob n. 61493 pubblicata nel mese di luglio 2013, il Gruppo A2A ha effettuato approfondite analisi che hanno individuato nel settore della produzione idroelettrica l'ambito di applicazione per il Gruppo.
Per l'esercizio 2016 gli investimenti inerenti tale settore sono stati marginali e dovuti all'ordinaria manutenzione.
Si precisa altresì che il Gruppo A2A prevede di effettuare investimenti nel comparto idroelettrico nei prossimi esercizi e in particolare interventi di manutenzione e di incremento dell'efficienza energetica di impianti situati in Lombardia e in Calabria.
* * *
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.
Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale
| Immobilizzazioni materiali | Valore | Variazioni del periodo | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | residuo al 31 12 2015 |
Investimenti/acquisizioni | Variazioni di | |||
| Effetto primo consolidamento LA BI.CO DUE S.r.l. |
Investimenti | Totale investimenti/ acquisizioni |
categoria | |||
| Terreni | 266 | - | ||||
| Fabbricati | 913 | 1 | 3 | 4 | 1 | |
| Impianti e macchinari | 3.608 | 35 | 35 | 40 | ||
| Attrezzature industriali e commerciali | 24 | 3 | 3 | |||
| Altri beni | 56 | 7 | 7 | 6 | ||
| Discariche | 23 | - | 4 | |||
| Immobilizzazioni in corso ed acconti | 103 | 31 | 31 | (52) | ||
| Migliorie beni di terzi | 72 | 1 | 8 | 9 | 1 | |
| Impianti in leasing | 2 | - | ||||
| Totale immobilizzazioni materiali | 5.067 | 2 | 87 | 89 | - |
| Immobilizzazioni materiali | Valore | Primo | Variazioni dell'esercizio | |||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | residuo al 31 12 2014 |
consolidamento Bellisolina/Sed e Bergamo Servizi |
Investimenti | Variazioni di categoria |
Attività destinate alla vendita (IFRS5) |
|
| Terreni | 270 | 2 | (4) | |||
| Fabbricati | 949 | 2 | 3 | 21 | (21) | |
| Impianti e macchinari | 4.136 | 1 | 81 | 109 | (135) | |
| Attrezzature industriali e commerciali | 20 | 3 | 1 | |||
| Altri beni | 52 | 6 | 12 | |||
| Discariche | 30 | |||||
| Immobilizzazioni in corso ed acconti | 109 | 146 | (149) | (6) | ||
| Migliorie beni di terzi | 57 | 14 | 9 | |||
| Impianti in leasing | 2 | |||||
| Totale immobilizzazioni materiali | 5.625 | 5 | 253 | 3 | (166) |
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
1 - Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali
165
| Variazioni del periodo | Variazioni del periodo | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Investimenti/acquisizioni Variazioni di |
Altre variazioni | Svalutazioni | Smobilizzi/Cessioni | Ammortamenti Totale |
residuo al 30 06 2016 |
||||
| categoria Investimenti Totale Effetto primo consolidamento investimenti/ |
Valore lordo |
Fondo ammortamento |
Valore cespite |
Fondo ammortamento |
variazioni del periodo |
||||
| LA BI.CO DUE acquisizioni S.r.l. |
|||||||||
| - | - | 266 | |||||||
| 1 | (3) | 1 | (19) | (16) | 897 | ||||
| 40 | 18 | (1) | (35) | 33 | (135) | (45) | 3.563 | ||
| (3) | - | 24 | |||||||
| 6 | 1 | (5) | 5 | (8) | 6 | 62 | |||
| 4 | 19 | (3) | 20 | 43 | |||||
| (3) | (24) | 79 | |||||||
| (4) | 6 | ||||||||
| (1) | (1) | ||||||||
| 35 | - | (1) | (43) | 39 | (173) | (54) | 5.013 |
| Valore | Variazioni dell'esercizio | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| residuo al 31 12 2015 |
Totale | Ammortamenti | Smobilizzi/Cessioni | Svalutazioni | Altre variazioni | ||
| variazioni dell'esercizio |
Fondo ammortamento |
Valore lordo |
Fondo ammortamento |
Valore lordo |
|||
| (6) | (2) | ||||||
| (38) | (39) | 1 | (2) | (1) | 28 | (28) | |
| (529) 3.608 |
(269) | 7 | (11) | (358) | 137 | (90) | |
| 4 | (5) | 5 | |||||
| 4 | (15) | 4 | (4) | 1 | |||
| (7) | (5) | (2) | |||||
| (6) | 3 | ||||||
| 15 | (6) | (2) | |||||
| - | 2 | (2) | |||||
| (563) 5.067 |
(341) | 12 | (17) | (359) | 167 | (115) |
| Immobilizzazioni immateriali | Valore | Variazioni del periodo | Variazioni del periodo | Valore | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | residuo al 31 12 2015 |
Acquisizioni | Variazioni di categoria |
Riclassificazioni/Altre variazioni Valore lordo |
Fondo ammortamento |
Smobilizzi/Cessioni Valore cespite |
Rettifiche Fondo ammortamento |
Svalutazioni | Ammortamenti del periodo |
residuo Totale al 30 06 2016 variazioni |
|
| Diritti di brevetto industriale e ut.op. dell'ingegno | 26 | 2 | (7) | (5) | |||||||
| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | 799 | 25 | 11 | (1) | (3) | 2 | (16) | 18 | |||
| Avviamento | 482 | - | |||||||||
| Immobilizzazioni in corso | 20 | 13 | (11) | (1) | 1 | ||||||
| Altre immobilizzazioni immateriali | 21 | (14) | (1) | (15) | |||||||
| Totale immobilizzazioni immateriali | 1.348 | 40 | - | (16) | - | (3) | 2 | - | (24) | (1) |
| Immobilizzazioni immateriali | Valore | Primo | Variazioni dell'esercizio | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Milioni di euro | residuo al 31 12 2014 |
consolidamento Bellisolina/Sed e Bergamo Servizi |
Acquisizioni | Variazioni di categoria |
|
| Diritti di brevetto industriale e ut.op. dell'ingegno | 34 | 4 | 3 | ||
| Concessioni, licenze, marchi e diritti simili | 766 | 68 | 5 | ||
| Avviamento | 482 | ||||
| Immobilizzazioni in corso | 15 | 16 | (11) | ||
| Altre immobilizzazioni immateriali | 21 | ||||
| Totale immobilizzazioni immateriali | 1.318 | - | 88 | (3) |
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
2 - Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali
167
| Valore | Variazioni del periodo | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| residuo al 30 06 2016 |
Totale | Ammortamenti | Svalutazioni | Smobilizzi/Cessioni | Riclassificazioni/Altre variazioni | |||
| variazioni del periodo |
Rettifiche Fondo ammortamento |
Valore cespite |
Fondo ammortamento |
Valore lordo |
||||
| (5) 21 |
(7) | |||||||
| 18 817 |
(16) | 2 | (3) | (1) | ||||
| - 482 |
||||||||
| 1 21 |
(1) | |||||||
| (15) 6 |
(1) | (14) | ||||||
| (1) 1.347 |
(24) | - | 2 | (3) | - | (16) |
| Immobilizzazioni immateriali Valore Primo Variazioni dell'esercizio |
Variazioni dell'esercizio | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| residuo consolidamento Acquisizioni Variazioni di al 31 12 2014 Bellisolina/Sed e |
Riclassificazioni/Altre variazioni | Smobilizzi/Cessioni | Svalutazioni | Ammortamenti | Totale | residuo al 31 12 2015 |
||
| categoria Bergamo Servizi |
Valore | Fondo | Valore | Fondo | variazioni dell'esercizio |
|||
| lordo | ammortamento | lordo | ammortamento | |||||
| 34 4 3 |
(15) | (8) | 26 | |||||
| 766 68 5 |
(11) | 9 | (38) | 33 | 799 | |||
| 482 | - | 482 | ||||||
| 15 16 (11) |
5 | 20 | ||||||
| 21 | 1 | (1) | - | 21 | ||||
| - 88 (3) |
1 | - | (11) | 9 | - | (54) | 30 | 1.348 |
| Denominazione | Sede | Divisa | Capitale sociale (migliaia) |
|
|---|---|---|---|---|
| Area di consolidamento | ||||
| Unareti S.p.A. (ex A2A Reti Gas S.p.A.) | Brescia | Euro | 965.250 | |
| A2A Calore & Servizi S.r.l. | Brescia | Euro | 150.000 | |
| A2A Smart City S.p.A. (ex Selene S.p.A.) | Brescia | Euro | 3.000 | |
| A2A Energia S.p.A. | Milano | Euro | 2.000 | |
| A2A Trading S.r.l. | Milano | Euro | 1.000 | |
| A2A Ciclo Idrico S.p.A. | Brescia | Euro | 70.000 | |
| A2A Ambiente S.p.A. | Brescia | Euro | 220.000 | |
| Aspem Energia S.r.l. | Varese | Euro | 2.000 | |
| A2A Montenegro d.o.o. | Podgorica (Montenegro) | Euro | 100 | |
| A2A Energiefuture S.p.A. | Milano | Euro | 50 | |
| Mincio Trasmissione S.r.l. | Brescia | Euro | 10 | |
| A2A gencogas S.p.A. (ex Abruzzoenergia S.p.A.) | Gissi (CH) | Euro | 130.000 | |
| Retragas S.r.l. | Brescia | Euro | 34.495 | |
| Aspem S.p.A. | Varese | Euro | 174 | |
| Varese Risorse S.p.A. | Varese | Euro | 3.624 | |
| Ostros Energia S.r.l. in liquidazione | Brescia | Euro | 350 | |
| Camuna Energia S.r.l. | Cedegolo (BS) | Euro | 900 | |
| A2A Alfa S.r.l. | Milano | Euro | 100 | |
| Plurigas S.p.A. in liquidazione | Milano | Euro | 800 | |
| Proaris S.r.l. | Milano | Euro | 1.875 | |
| Edipower S.p.A. | Milano | Euro | 905.711 | |
| Ecofert S.r.l. in liquidazione | S. Gervasio Bresciano (BS) | Euro | 100 | |
| Unareti Servizi Metrici S.r.l. (ex A3A S.r.l.) | Brescia | Euro | 100 | |
| Ecodeco Hellas S.A. in liquidazione | Atene (Grecia) | Euro | 60 | |
| Ecolombardia 18 S.r.l. | Milano | Euro | 120 | |
| Ecolombardia 4 S.p.A. | Milano | Euro | 13.515 | |
| Sicura S.r.l. | Milano | Euro | 1.040 | |
| Sistema Ecodeco UK Ltd | GBP | 250 | ||
| Vespia S.r.l. in liquidazione | Canvey Island Essex (Regno Unito) Milano |
Euro | 10 | |
| A.S.R.A.B. S.p.A. | Cavaglià (BI) | Euro | 2.582 | |
| Nicosiambiente S.r.l. | Milano | Euro | 50 | |
| Bioase S.r.l. | Sondrio | Euro | 677 | |
| Montichiariambiente S.r.l. | Brescia | Euro | 10 | |
| Aprica S.p.A. | Brescia | Euro | 20.000 | |
| Amsa S.p.A. | Milano | Euro | 10.000 | |
| Bellisolina S.r.l. | Montanaso (LO) | Euro | 10 | |
| SED S.r.l. | Robassomero (TO) | Euro | 1.250 | |
| Bergamo Servizi S.r.l. | Brescia | Euro | 10 | |
| LA BI.CO DUE S.r.l. (*) | Lograto (Bs) | Euro | 96 | |
| Elektroprivreda Cnre Gore AD Niksic (EPCG) | Niksic (Montenegro) | Euro | 907.108 | |
| EPCG d.o.o. Beograd | Beograd (Serbia) | Dinar RSD | 3.101 | |
| Zeta Energy d.o.o. | Danilovgrad (Montenegro) | Euro | 14.240 | |
| CRNOGORSKI ELEKTRODISTRIBUTIVNI SISTEM D.O.O. PODGORICA | Podgorica (Montenegro) | Euro | 278.102 | |
| Partecipazioni destinate alla vendita SEASM S.r.l. |
Brescia | Euro | 700 | |
(*) La percentuale non tiene conto dell'esercizio delle put.
3 - Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato
| % di partecipazione consolidata di Gruppo al 30 06 2016 |
Quote possedute % |
Azionista | Criterio di valutazione |
|---|---|---|---|
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Energia S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 91,60% | 91,60% | A2A S.p.A. (87,27%) Unareti S.p.A. (4,33%) |
Consolidamento integrale |
| 90,00% | 90,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | Aspem S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 80,00% | 80,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 74,50% | 74,50% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 70,00% | 70,00% | A2A Trading S.r.l. | Consolidamento integrale |
| 70,00% | 70,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 60,00% | 60,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 47,00% | 47,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | Unareti S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 68,58% | 68,58% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 96,80% | 96,80% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 99,90% | 99,90% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 70,00% | 70,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 99,90% 70,00% |
99,90% 70,00% |
A2A Ambiente S.p.A. A2A Ambiente S.p.A. |
Consolidamento integrale Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 80,00% | 80,00% | A2A Ambiente S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | Aprica S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 64,00% | 64,00% | Aprica S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 41,75% | 41,75% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | EPCG | Consolidamento integrale |
| 57,86% | 51,00% | EPCG | Consolidamento integrale |
| 100,00% | 100,00% | EPCG | Consolidamento integrale |
| 67,00% | 67,00% | A2A S.p.A. | Consolidamento integrale |
| Denominazione | Sede | Divisa | Capitale sociale |
|
|---|---|---|---|---|
| (migliaia) | ||||
| Partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto | ||||
| PremiumGas S.p.A. | Bergamo | Euro | 120 | |
| Ergosud S.p.A. | Roma | Euro | 81.448 | |
| Ergon Energia S.r.l. in liquidazione | Milano | Euro | 600 | |
| Metamer S.r.l. | San Salvo (CH) | Euro | 650 | |
| SET S.p.A. | Toscolano Maderno (BS) | Euro | 104 | |
| Azienda Servizi Valtrompia S.p.A. | Gardone Val Trompia (BS) | Euro | 6.000 | |
| Ge.S.I. S.r.l. | Brescia | Euro | 1.000 | |
| Centrale Termoelettrica del Mincio S.r.l. | Ponti sul Mincio (MN) | Euro | 11 | |
| Serio Energia S.r.l. | Concordia sulla Secchia (MO) | Euro | 1.000 | |
| Visano Soc. Trattamento Reflui S.c.a.r.l. | Brescia | Euro | 25 | |
| LumEnergia S.p.A. | Lumezzane (BS) | Euro | 300 | |
| Sviluppo Turistico Lago d'Iseo S.p.A. | Iseo (BS) | Euro | 1.616 | |
| ACSM-AGAM S.p.A. | Monza | Euro | 76.619 | |
| Futura S.r.l. | Brescia | Euro | 2.500 | |
| Prealpi Servizi S.r.l. | Varese | Euro | 5.451 | |
| COSMO Società Consortile a Responsabilità Limitata | Brescia | Euro | 100 | |
| G.Eco S.r.l. | Treviglio (BG) | Euro | 500 | |
| Bergamo Pulita S.r.l. | Bergamo | Euro | 10 | |
| Tecnoacque Cusio S.p.A. | Omegna (VB) | Euro | 206 | |
| Rudnik Uglja Ad Pljevlja | Pljevlja (Montenegro) | Euro | 21.493 | |
| Totale partecipazioni |
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
4 - Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto
171
| Sede Divisa Capitale sociale (migliaia) |
Quote possedute % |
Azionista | Valore di carico al 30 06 2016 (migliaia) |
Criterio di valutazione |
|---|---|---|---|---|
| Partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto | ||||
| PremiumGas S.p.A. Bergamo Euro 120 |
50,00% | A2A Alfa S.r.l. | 2.914 | Patrimonio netto |
| Roma Euro 81.448 |
50,00% | A2A S.p.A. | - | Patrimonio netto |
| Ergon Energia S.r.l. in liquidazione Milano Euro 600 |
50,00% | A2A S.p.A. | - | Patrimonio netto |
| San Salvo (CH) Euro 650 |
50,00% | A2A Energia S.p.A. | 1.796 | Patrimonio netto |
| Toscolano Maderno (BS) Euro 104 |
49,00% | A2A S.p.A. | 847 | Patrimonio netto |
| Gardone Val Trompia (BS) Euro 6.000 |
49,15% | A2A S.p.A. (48,77%) Unareti S.p.A. (0,38%) |
5.885 | Patrimonio netto |
| Brescia Euro 1.000 |
47,00% | A2A S.p.A. | 2.359 | Patrimonio netto |
| Ponti sul Mincio (MN) Euro 11 |
45,00% | A2A S.p.A. | 4 | Patrimonio netto |
| Concordia sulla Secchia (MO) Euro 1.000 |
40,00% | A2A S.p.A. | 780 | Patrimonio netto |
| Brescia Euro 25 |
40,00% | A2A S.p.A. | 10 | Patrimonio netto |
| Lumezzane (BS) Euro 300 |
33,33% | A2A Energia S.p.A. | 227 | Patrimonio netto |
| Iseo (BS) Euro 1.616 |
24,29% | A2A S.p.A. | 769 | Patrimonio netto |
| Monza Euro 76.619 |
23,94% | A2A S.p.A. | 39.589 | Patrimonio netto |
| Brescia Euro 2.500 |
20,00% | A2A Calore & Servizi S.r.l. | 638 | Patrimonio netto |
| Varese Euro 5.451 |
12,47% | Aspem S.p.A. | - | Patrimonio netto |
| Brescia Euro 100 |
52,00% | A2A Calore & Servizi S.r.l. | 78 | Patrimonio netto |
| Treviglio (BG) Euro 500 |
40,00% | Aprica S.p.A. | 3.400 | Patrimonio netto |
| Bergamo Euro 10 |
50,00% | A2A Ambiente S.p.A. | - | Patrimonio netto |
| Omegna (VB) Euro 206 |
25,00% | A2A Ambiente S.p.A. | 238 | Patrimonio netto |
| Pljevlja (Montenegro) Euro 21.493 |
39,49% | A2A S.p.A. | 12.067 | Patrimonio netto |
| 71.601 |
| Denominazione | Quote possedute % |
Azionista | Valore di carico al 30 06 2016 (migliaia) |
|---|---|---|---|
| Attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS) | |||
| Infracom S.p.A. | 0,44% | A2A S.p.A. | 155 |
| Immobiliare-Fiera di Brescia S.p.A. | 5,83% | A2A S.p.A. | 280 |
| Azienda Energetica Valtellina e Valchiavenna S.p.A. (AEVV) | 9,39% | A2A S.p.A. | 1.846 |
| Altre: | |||
| AQM S.r.l. | 7,52% | A2A S.p.A. | |
| 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. | |
| Brescia Mobilità S.p.A. | 0,25% | A2A S.p.A. | |
| Consorzio DIX.IT in liquidazione | 14,28% | A2A S.p.A. | |
| Consorzio Ecocarbon | n.s. | A2A Ambiente S.p.A. | |
| Consorzio Italiano Compostatori | n.s. | A2A Ambiente S.p.A. | |
| Consorzio L.E.A.P. | 8,60% | A2A S.p.A. | |
| Consorzio Milano Sistema in liquidazione | 10,00% | A2A S.p.A. | |
| Consorzio Polieco | n.s. | A2A Ambiente S.p.A. | |
| Emittenti Titoli S.p.A. | 1,85% | A2A S.p.A. | |
| E.M.I.T. S.r.l. in liquidazione | 10,00% | A2A S.p.A. | |
| Guglionesi Ambiente S.c.a.r.l. | 1,01% | A2A Ambiente S.p.A. | |
| Isfor 2000 S.c.p.a. | 4,94% | A2A S.p.A. | |
| S.I.T. S.p.A. | 0,26% | Aprica S.p.A. | |
| Stradivaria S.p.A. | n.s. | A2A S.p.A. |
172
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016
5 - Elenco delle attività finanziarie disponibili per la vendita
| Denominazione | Quote possedute % |
Azionista | Valore di carico al 30 06 2016 (migliaia) |
|---|---|---|---|
| Tirreno Ambiente S.p.A. | 3,00% | A2A Ambiente S.p.A. | |
| Prva banka Crne Gore A.D. Podgorica (*) | 19,76% | EPCG | |
| DI.T.N.E. | 1,45% | Edipower S.p.A. | |
| SIRIO S.C.P.A. | 0,02% | Edipower S.p.A. | |
| ORIONE S.C.P.A. | 0,22% | Edipower S.p.A. | |
| Totale altre attività finanziarie | 5.989 | ||
| Totale attività finanziarie disponibili per la vendita | 8.270 |
(*) Si segnala che la partecipazione nella Prva banka Crne Gore A.D. Podgorica, considerando anche le azioni privilegiate prive di diritti di voto risulterebbe essere pari al 24,10% del capitale sociale.
Nota: A2A S.p.A. ha partecipato alla costituzione della Società Cooperativa Polo dell'innovazione della Valtellina sottoscrivendo n. 5 azioni del valore nominale pari a euro 50.
Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A
176
Il meccanismo vigente in Italia per la remunerazione della capacità produttiva è il cd. capacity payment introdotto nel 2003 dal D.Lgs. n. 379 come sistema transitorio di tipo amministrato il cui scopo è garantire l'adeguatezza del sistema elettrico soprattutto in quei giorni, individuati da Terna e definiti critici, in cui la differenza tra offerta e domanda potrebbe essere ai livelli minimi.
Dal 2004 la regolazione dell'Autorità prevede la fissazione di un gettito ex ante raccolto dalle bollette elettriche ed erogato tramite due corrispettivi (denominati CAP1 ed S) agli impianti abilitati alla fornitura di servizi di dispacciamento.
Il D.Lgs. n. 379 stabiliva che, a regime, la remunerazione della capacità dovesse basarsi su un meccanismo di mercato (capacity market) che in seguito fu definito dalla Delibera ARG/elt 98/11.
Il disegno definitivo prevede un'asta in cui gli operatori vincitori acquisiscono il diritto a ricevere un premio (in €/MW/anno) e l'obbligo ad offrire la capacità aggiudicata sui mercati dell'energia e dei servizi e a restituire alla controparte Terna la differenza tra i prezzi di riferimento ed un prezzo strike (in €/MWh). Inizialmente il capacity market prevedeva aste triennali con un orizzonte di pianificazione quadriennale. Con Delibera 95/2015/I/eel l'Autorità ha proposto al MiSE di ridurre ad un anno il periodo intercorrente tra lo svolgimento dell'asta e la consegna, introducendo inoltre contratti di durata annuale (cd. fase di prima attuazione).
Ad agosto 2015 il Governo italiano ha pre-notificato alla DG Competition il meccanismo a regime ma non quello transitorio. In attesa delle verifiche da parte della UE circa la compatibilità del meccanismo italiano con la disciplina degli aiuti di Stato, alcuni provvedimenti dell'Autorità non sono stati ancora attuati (Delibera 320/2014/R/eel e Delibera 95/2015/R/eel).
Ad aprile 2016 la Commissione Europea ha pubblicato un interim report a valle dell'indagine dalla stessa avviata nel 2015 sui meccanismi di remunerazione della capacità in 11 Stati membri. Dalla discussione a Bruxelles emerge l'esigenza di integrare l'attuale disegno di mercato, basato esclusivamente su mercati spot, con strumenti che permettano di fornire anche segnali a termine: il modello del regolatore italiano (che ha profili di maggiore concorrenzialità rispetto a quello inglese già approvato dalla Commissione) risponde a queste caratteristiche e potrebbe essere preso a best practice anche dagli altri Paesi. Anche il Gruppo A2A ha inviato proprie considerazioni sull'interim report relativamente al quale era stata aperta una consultazione.
È prevedibile che ora, coerentemente con le osservazioni dell'interim report, si proceda al rapido avvio del capacity market in Italia i cui effetti, tuttavia, non sono attesi prima del 2018.
Con Delibera 134/2016/R/eel l'Autorità ha imposto a Terna il ricalcolo, entro il 30 aprile 2016, del corrispettivo S per gli anni 2010 e 2011. Il saldo netto di questi conguagli è stato pari a circa 2,1 milioni di euro e sarà corrisposto in 12 rate mensili di uguale importo a partire dal 29 aprile 2016.
Dal punto di vista della cassa Terna ha liquidato al 30 giugno 12 milioni di euro riferiti alla componente CAP1 2015.
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La Legge n. 116/14, di conversione del Decreto Legge n. 91/04, ha previsto, tra le altre misure volte alla riduzione delle bollette elettriche a favore dei clienti finali in bassa e media tensione, che fino all'entrata in operatività dell'elettrodotto 380 kV "Sorgente-Rizziconi" di collegamento tra Sicilia e Continente tutte le unità di produzione di potenza superiore a 50 MW ubicate in Sicilia, con esclusione di quelle rinnovabili non programmabili, siano considerate "essenziali" per la sicurezza del sistema elettrico, con obbligo di offerta sul mercato del giorno prima.
Dal 1° gennaio 2015 le modalità di offerta e remunerazione di tali unità sono state, pertanto, definite dall'Autorità.
Con riferimento alla centrale di San Filippo del Mela (Messina), la Delibera 663/2015/R/eel ha riconosciuto l'essenzialità del gruppo 1 (150 kV) per tutto il 2016 e dei gruppi 2, 5 e 6 (220 kV) fino all'entrata in esercizio del cavo Sorgente-Rizziconi, avvenuta il 28 maggio come da comunicazione di Terna ed ex Delibera 274/2016/R/eel.
Con Delibera 300/2016/R/eel è stato quantificato il saldo 2013 per il reintegro dei costi di San Filippo del Mela per effetto del regime di essenzialità (17,7 milioni di euro) e che è stato liquidato entro il 30 giugno. La determinazione del saldo 2014 è attesa nel 2016.
Il conferimento della capacità di trasporto gas, oggi allocata su base annuale per ciascun anno termico, rappresenta uno dei costi fissi più rilevanti che i CCGT devono sostenere (nel 2015 tale costo è stato nell'ordine dei 6.000 euro/MW).
Con i DCO 409/2015 e 613/2015 l'Autorità ha avviato un progetto pilota di revisione dei criteri di conferimento inizialmente per i soli impianti di generazione elettrica ed eventualmente, in una fase successiva, anche per altre tipologie di clienti. Tale intervento, per stessa ammissione dell'Autorità, è necessario per far fronte alle accresciute esigenze di flessibilità degli impianti termoelettrici legata al forte sviluppo delle rinnovabili.
Seppure inizialmente l'Autorità era propensa ad andare verso un conferimento ex-post, la Delibera 336/2016/R/gas ha previsto un conferimento secondo le seguenti modalità:
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• dal 1° ottobre 2016, le penali verranno riproporzionate applicando un corrispettivo pari 1,1 volte il corrispettivo unitario giornaliero moltiplicato per lo scostamento registrato nel giorno.
La Delibera n. 111/06 definisce le regole e i metodi di calcolo per la valorizzazione degli sbilanciamenti elettrici, ossia degli scostamenti tra i programmi di immissione e di consumo e le effettive produzioni e prelievi.
La minimizzazione degli sbilanciamenti è auspicabile perché consente una riduzione dei costi che ricadono sulla bolletta dei clienti finali in quanto Terna - a fronte di più accurate previsioni da parte degli utenti del dispacciamento - utilizza minori risorse per il bilanciamento in tempo reale del sistema. Per tale ragione la disciplina degli sbilanciamenti è stata oggetto di diversi interventi di modifica da parte dell'Autorità al fine di allineare la regolazione alla necessità di un'efficiente configurazione di mercato così da spingere gli operatori ad effettuare sempre migliori previsioni di produzione e consumo, evitando fenomeni di arbitraggio tra i prezzi sui diversi mercati.
A seguito di ricorso proposto da parte di alcuni operatori le Delibere 342/2012, 239/2013 e 285/2013 di modifica della suddetta disciplina sono state annullate dal giudice amministrativo per il periodo luglio 2012-agosto 2014 (escluso giugno 2014) per difetto di motivazione sull'urgenza e per difetto di consultazione.
Terna ha effettuato i ricalcoli secondo la disciplina previgente alle delibere annullate e le fatture di conguaglio - nonostante le contestazioni da parte delle società del Gruppo A2A sono state direttamente compensate al 30 giugno 2015 (per un controvalore lordo di circa 6,8 milioni di euro).
L'Autorità, rispondendo alle sollecitazioni di alcuni utenti del dispacciamento, con Delibera 333/2015/R/eel ha avviato un procedimento per la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi tra il 2012 e il 2014.
A2A Trading S.r.l., Edipower S.p.A. e A2A Energia S.p.A. hanno presentato ricorso al TAR Lazio contro Terna perché non ha tenuto conto nei conguagli di questo avvio di procedimento (Terna ritiene, infatti, che la delibera non abbia modificato il quadro regolatorio per cui non ha ancora restituito le partite compensate in attesa della fine del procedimento).
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Con la Delibera 333/2016/R/eel l'Autorità ha concluso il procedimento di valorizzazione degli sbilanciamenti per il periodo 2012-2014 disponendo entro il prossimo 1° novembre 2016 la restituzione da parte di Terna alle società del Gruppo A2A dell'ammontare compensato lo scorso giugno 2015 (6,4 milioni di euro) e la possibilità da parte dei soggetti ricorrenti di scegliere (a livello di gruppo societario) una soluzione alternativa che li vedrebbe penalizzati solo per 1° semestre sui 4 del periodo in oggetto a seguito di verifiche condotte dell'Autorità.
In attuazione della Direttiva 2009/28/CE con D.Lgs. n. 28/2011 sono stati definiti i regimi incentivanti volti al conseguimento degli obiettivi di produzione da fonte rinnovabile al 2020, poi attuati con Decreto Ministeriale del 6 luglio 2012 che trova applicazione nei confronti degli impianti di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili diversi dagli impianti fotovoltaici.
Il suddetto decreto stabilisce che per gli impianti al di sotto di una certa soglia di potenza siano riconosciute tariffe incentivanti (del tipo feed-in-premium) con accesso diretto o tramite iscrizione ai registri, mentre per quelli con potenze superiori è stabilita una procedura d'asta.
Il decreto prevede, inoltre, relativamente agli impianti da fonti rinnovabili entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e che abbiano maturato il diritto a fruire dei Certificati Verdi (CV), il riconoscimento di un incentivo corrisposto dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) sulla produzione netta per tutto il residuo periodo di diritto ai CV successivo al 2015 e che si somma ai ricavi di vendita della produzione sul mercato.
Tale incentivo (I) è pari a:
Dal 1° gennaio 2016, gli incentivi sono erogati trimestralmente dal GSE entro il secondo trimestre successivo a quello di riferimento e sulla base della sottoscrizione di una Convenzione e previa registrazione degli impianti sul portale GRIN.
Ad oggi solo 2 impianti (Chiavenna e Canavese) hanno ottenuto la validazione da parte del GSE e possono sottoscrivere la Convenzione. I restanti stanno fornendo la documentazione dei dati anagrafici che il GSE ha richiesto.
Il GSE ha pubblicato in data 25 marzo 2016 un'informativa sulle scadenze dei CV 2014 e CV 2015 relativamente ai quali può essere chiesto il ritiro al GSE, rispettivamente, entro il 31 marzo 2017 e il 31 marzo 2018. Questo chiarimento, fortemente auspicato dagli operatori, consente di confermare la possibilità di bancare ed utilizzare il magazzino CV fino alla loro scadenza.
Disponibilità Conto Titoli Industriale Scadenza Totale CV CV 2014 31/03/2017 441.369 CV TLR 2014 31/03/2017 34.313 CV 2015 31/03/2018 581.390 CV TLR 2015 31/03/2018 68.003 Totale 1.125.075
Il Gruppo dispone di CV come di seguito dettagliato:
L'evoluzione della normativa nazionale degli ultimi anni, pur avendo introdotto norme per consentire lo svolgimento delle gare, comporta di fatto una prosecuzione dell'esercizio, da parte degli attuali titolari, delle concessioni idroelettriche di grande derivazione in essere anche qualora formalmente giunte a scadenza, incluse talune di A2A S.p.A. (1).
(1) Le concessioni di Grosotto, Lovero e Stazzona sono scadute al 31/12/2010 mentre quella di Premadio 1 al 28/07/2013 (Premadio 2 ha validità sino al 31/12/2043). La concessione di Grosio scadrà al 16/11/2016 mentre le altre concessioni A2A (Nucleo Calabria) ed Edipower (Friuli e ValChiavenna) scadranno al 31/12/2029 (ex D.Lgs. n. 79/1999).
L'art. 37, comma 4, della Legge 134/2012, di conversione del D.L. "Sviluppo" 83/2012, ha confermato il termine dei 5 anni prima della scadenza della concessione come limite temporale entro cui indire la gara per la riassegnazione e ha previsto per le nuove concessioni una durata di 20 anni, estendibile fino a 30 in relazione all'entità degli investimenti secondo i criteri stabiliti da un Decreto Ministeriale attuativo, non ancora emanato. Inoltre, è stabilito un regime transitorio speciale (acceleratorio) per l'indizione delle gare relative alle concessioni già scadute o in scadenza entro il 31 dicembre 2017 (per le quali era impossibile il rispetto dei 5 anni per l'indizione delle gare). Tali gare dovranno essere indette entro 2 anni dalla data di entrata in vigore del predetto Decreto Ministeriale attuativo.
La mancata emanazione, ad oggi, del "DM Gare" configura inevitabile un'estensione di fatto della gestione da parte degli attuali concessionari anche di queste derivazioni scadute oltre il 2017.
Il Governo, nell'ambito della costituzione in mora ricevuta della Commissione Europea che afferma la contrarietà della legislazione italiana a principi e norme del diritto comunitario, ha ritenuto di prospettare alla Commissione una futura modifica di tali norme, nell'ambito di un complessivo riassetto del settore.
A livello di normativa regionale, la Regione Lombardia, prima con la Legge n. 19/2010 e poi con la Legge n. 35/2014, ha modificato la Legge Regionale n. 26/2003, inserendo l'articolo 53 bis che disciplina la cd. prosecuzione temporanea dell'esercizio per le concessioni scadute e l'imposizione di un canone aggiuntivo.
A seguito dell'entrata in vigore delle citate leggi regionali, la Lombardia ha prorogato con D.G.R. la durata della "prosecuzione temporanea dell'esercizio" delle concessioni di grande derivazione già scadute tra cui quelle di A2A (Grosotto, Lovero, Stazzona e Cancano-Premadio 1) sino al 31 dicembre 2017, salvo precedente (e del tutto improbabile) conclusione della procedura di assegnazione pubblica.
Va segnalato che per la concessione di Cancano-Premadio 1, la Regione Lombardia pretende di cancellare, con effetto sin dalla scadenza del 28 luglio 2013, l'esenzione parziale dal canone demaniale della quale gode tale concessione. Le relative D.G.R. sono state, dunque, impugnate con un ricorso tuttora pendente innanzi al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche.
Infine, con l'art. 62 della Legge 221/2015 (cd. "Collegato Ambientale") il legislatore ha parificato al rialzo l'importo unitario del sovracanone BIM dovuto dai concessionari di piccole derivazioni superiori a 220 kW di potenza nominale, rendendolo identico a quello dovuto dai titolari di grandi derivazioni superiori ai 3 MW.
La Legge di Stabilità 2016 ha previsto, all'art. 1, comma 671, il rimborso dei canoni idroelettrici aggiuntivi versati allo Stato negli anni 2006-2007, a fronte di un rinnovo delle concessioni. Tale previsione fu, infatti, dichiarata incostituzionale dalla Corte Costituzionale.
I canoni aggiuntivi corrisposti da A2A S.p.A. e da Edipower S.p.A. nel 2006 e 2007 sono pari a circa 11,5 milioni di euro tra versamenti allo Stato (9,6 milioni di euro interessi inclusi) e alle amministrazioni comunali (1,9 milioni di euro). Si sta procedendo al recupero delle somme versate allo Stato che utilizzerà i proventi delle aste delle quote CO2 per effettuare i rimborsi auspicabilmente nel 2016.
Con la Delibera di Giunta Regionale 5130/2016 del 9 maggio 2016 la Regione Lombardia ha quantificato in via provvisoria il cd. "canone aggiuntivo" per le concessioni idroelettriche di grande derivazione scadute, introdotto dalla L.R. 19/2010 ma sinora mai attuato, nella misura di 20 euro/kW di potenza nominale media di concessione, con riserva di successivo incremento (e relativo conguaglio) qualora dagli studi che la Regione sta conducendo emergesse che la cd. "rendita" delle concessioni scadute fosse superiore.
Questa D.G.R. è stata adottata nonostante la pendenza del ricorso promosso dal Governo nazionale alla Corte Costituzionale verso la L.R. lombarda 22/2015. La Regione fonda la richiesta sul presupposto che le opere e gli impianti idroelettrici siano già divenuti di sua titolarità, applicando il vecchio art. 25, comma 1, del T.U. 1775/33, superato dall'art. 37 della Legge 134/2012. Il canone aggiuntivo rappresenterebbe, pertanto, il corrispettivo per il godimento di tali beni da parte degli "ex concessionari", che però sui medesimi continuano a pagare IMU e altri oneri.
Sono in corso valutazioni in merito all'opportunità di impugnare il provvedimento che ha un impatto negativo nell'ordine di 8,8 milioni di euro di arretrati (al riguardo è stato accantonato un fondo) e di 3 milioni di euro/anno dal 2017.
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I Sistemi Efficienti di Utenza (SEU e SEESEU) sono Sistemi Semplici di Produzione e Consumo costituiti da almeno un impianto di produzione e da un'unità di consumo direttamente connessi tra loro mediante un collegamento privato senza obbligo di connessione a terzi e collegati, direttamente o indirettamente, tramite almeno un punto, alla rete pubblica.
L'ottenimento della qualifica di SEU o SEESEU, rilasciata dal GSE, consente il riconoscimento di condizioni tariffarie agevolate sull'energia elettrica consumata e non prelevata dalla rete, limitatamente alle parti variabili degli oneri generali di sistema, come previsto dal D.Lgs. n. 115/08.
Il D.L. 91/14, la Legge 116/14 e la Delibera dell'Autorità 578/2013/R/eel definiscono il quadro dei SEU che possono essere ricondotti ad uno schema in cui vi è un'unica Unità di Consumo e Unità di Produzione che, se riconosciute come tali, consentono il pagamento di oneri generali pari al 5%.
Per poter beneficiare di tale vantaggio a partire dal 1° gennaio 2014 i SEU entrati in esercizio prima del 31 dicembre 2014 devono ottenere la qualifica dal GSE secondo una delle possibili tipologie entro il 30 settembre 2015. È, altresì, possibile qualificare il sistema dopo tale data ma i benefici si calcoleranno a partire dal mese successivo la qualifica. Per i sistemi entrati in esercizio dopo il 1° gennaio 2015 occorrerà fare richiesta di qualifica dopo l'entrata in esercizio.
Con chiarimento del 12 giugno 2015 l'Autorità ha specificato che all'interno dei servizi ausiliari di generazione si intendono i servizi ausiliari di cui alla definizione Unipede (ora Eurelectric) e, quindi, anche gli impianti asserviti alla produzione quali, ad esempio, gli impianti di movimentazione del combustibile, il riscaldamento, l'illuminazione e gli uffici direttamente connessi con l'esercizio della centrale. La valenza delle SEU ed il chiarimento dell'Autorità sui servizi ausiliari è duplice perché consente:
Si segnala, tuttavia, che sono possibili revisioni della normativa SEU - e dei benefici connessi alla luce delle Linee Guida UE sugli Aiuti di Stato.
In particolare, con il DCO 255/16 l'Autorità, ai sensi dell'art. 3 del D.L. 210/2015 (Milleproroghe), ha proposto, con decorrenza 1° gennaio 2016, una riforma degli oneri generali del sistema elettrico applicati ai clienti non domestici secondo tre diverse opzioni di ripartizione degli stessi tra componente fissa (€/anno), componente capacità (€/kW) e componente variabile (€/kWh).
Il Regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio del 25 ottobre 2011 (REMIT) sull'integrità e la trasparenza del mercato dell'energia all'ingrosso ha stabilito regole comuni volte a prevenire pratiche abusive nei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e del gas naturale. Tale regolamento impone l'obbligo in capo agli operatori di mercato di:
a) pubblicare le informazioni privilegiate di propria pertinenza;
b) trasmettere ad ACER (Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia),
direttamente o tramite soggetti terzi, i dati inerenti le operazioni effettuate su prodotti energetici all'ingrosso sia ordini di compravendita che transazioni concluse (obbligo di reporting).
In tema di informazioni privilegiate già dal 2011 A2A Trading S.r.l. ed Edipower S.p.A. pubblicano sui siti web le indisponibilità degli impianti di generazione maggiori di 100 MW. Si sta procedendo all'adesione alla piattaforma P.I.P. implementata dal Gestore dei Mercati Energetici (GME).
In tema di reporting, la Commissione, in attuazione del REMIT, ha adottato il Regolamento di esecuzione n. 1348/2014 (Implementing Acts) che ha stabilito modalità e tempistiche per l'adempimento. I dati da segnalare riguardano i contratti standard conclusi su mercati organizzati e quelli non standard conclusi bilateralmente, i contratti relativi al trasporto di energia elettrica e gas e i dati fondamentali relativi ai sistemi di stoccaggio. Gli operatori di mercato coinvolti devono inviare i dati ad ACER tramite i mercati organizzati dove è stata effettuata l'operazione (es. GME) o tramite le piattaforme di brokeraggio dove figurano scambi di energia elettrica e gas.
Per poter effettuare le comunicazioni ad ACER occorre registrarsi presso il Registro nazionale degli operatori di mercato istituito presso l'Autorità. Sono iscritte al Registro dell'Autorità:
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È prevista una sanzione amministrativa pecuniaria da 10.000 a 200.000 euro per ciascun operatore che agisce nei mercati energetici all'ingrosso oggetto dell'obbligo senza essere registrato. L'art. 22 della Legge 30 ottobre 2014, n. 61, attribuisce, inoltre, all'Autorità poteri di indagine e di sanzione sull'applicazione del REMIT.
Con Delibera 342/16/E/eel l'Autorità ha disposto l'avvio di un procedimento per l'adozione di misure volte a inibire condotte lesive poste in essere da parte degli utenti del dispacciamento nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica che potrebbero configurarsi come:
Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2016 Business Unit Generazione e Trading
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In particolare, tra i comportamenti anomali descritti rilevano, la sovraprogrammazione/ sottoprogrammazione in immissione e prelievo nei mercati dell'energia, da parte degli utenti del dispacciamento, con sbilanciamenti volontari e in tempo reale, al fine di trarre vantaggio da un prezzo di sbilanciamento elevato oppure al fine di arbitrare tra i prezzi zonali o di poter trarre vantaggio dall'applicazione, agli sbilanciamenti effettivi, dei corrispettivi di non arbitraggio correlati alle differenze tra i prezzi zonali.
Nella seduta del 7 ottobre 2015 la Camera ha approvato il Disegno di Legge annuale per il mercato e la concorrenza (cosiddetto DdL Concorrenza), tuttora in discussione al Senato nell'ambito del processo di conversione in Legge.
È previsto il superamento del regime di tutela (gas) e maggior tutela (elettrica) dal 1° gennaio 2018 (si sta valutando l'ipotesi di un rinvio a giugno 2018). L'assetto operativo di tale superamento sarà delineato da un successivo Decreto MiSE.
Tema cruciale è il trattamento dei clienti «pigri» che alla data prevista non avranno scelto il fornitore sul mercato libero e si troveranno ancora «allacciati» al loro fornitore storico. Nella seduta della Commissione Industria del 9 giugno è stato ritirato un subemendamento relativo alla previsione di aste per l'uscita dalla tutela, il quale però è stato trasformato in un ordine del giorno di cui dovrà tenere conto il sopra citato Decreto MiSE.
Al momento il cliente «che non ha scelto» ovvero che è rimasto «senza fornitore» finirà in regime di salvaguardia attraverso procedure concorsuali per aree territoriali e a condizioni che incentivino il passaggio al mercato libero secondo disposizioni definite dall'Autorità.
L'Autorità in parallelo ha portato avanti un proprio percorso di riforma al fine di promuovere il superamento del regime di maggior tutela elettrico. Dopo un lungo processo di consultazione (DCO 421/2015 e DCO 75/2016) con Delibera 369/2016/R/eel ha riformato i meccanismi di tutela nei confronti dei clienti domestici e dei clienti BT altri usi (si tratta di circa 25 milioni di POD per 58 TWh) istituendo:
il meccanismo transitorio della Tutela SIMILE (TS Simile ad una fornitura di Mercato Italiano Libero dell'Energia elettrica) a partire dal 1° gennaio 2017, offerto da venditori selezionati dall'Acquirente Unico, a cui potranno aderire volontariamente i clienti ancora forniti in maggior tutela;
Acquirente Unico come Amministratore: svolgerà la selezione dei venditori ammessi alla fornitura della TS individuati sulla base di certi requisiti di solidità economica e finanziaria, oltre che operativi (portafoglio clienti già serviti di una certa dimensione);
L'Autorità con Delibera 296/2015/R/com ha adottato disposizioni in materia di brand unbundling per i venditori del mercato libero esercenti anche il servizio di maggior tutela disponendo:
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A2A Energia S.p.A. ha impugnato l'art. 17.9 della Delibera 296/2015/R/com che introduce l'obbligo, per i venditori, di utilizzare canali informativi, spazi fisici e personale separati tra vendita sul mercato libero e servizio di maggior tutela senza prevederne la copertura dei costi. Si è proceduto a chiedere un rinvio dell'udienza (in precedenza fissata per il 12 maggio), tenuto conto che la Delibera 659/2015/R/eel ha previsto che, nell'ambito del primo aggiornamento annuale della RCV (dal 2017), si terrà conto dei costi connessi al debranding tra mercato libero e maggior tutela. In attuazione di tale previsione, l'Autorità ha chiesto di fornire indicazione sugli eventuali costi sostenuti nel 2015 dalle imprese di vendita esercenti il servizio di maggior tutela per l'adempimento agli obblighi di brand unbundling.
Il 17 maggio è stata trasmessa un'istanza all'Autorità per richiedere, limitatamente ad Aspem Energia, una deroga in merito alle previsioni di brand unbundling tra distribuzione e vendita in considerazione del fatto che entro la fine del 2016 (con effetti contabili retroattivi dal 1° gennaio 2016) tale società sarà incorporata in A2A Energia S.p.A.. Tale istanza è stata formalmente accettata dall'Autorità con comunicazione del 27 giugno 2016.
Da ultimo si segnala che Enel, Enel Distribuzione e Enel Servizio Elettrico, con tre separate istanze, avevano presentato ricorso contro la Delibera 296/2015/R/com, contestando la competenza dell'Autorità in materia di separazione del marchio. Il TAR Lombardia a fine aprile ha respinto tali ricorsi sia su brand unbundling tra distribuzione e vendita che tra mercato libero e servizio maggior tutela, riconoscendo la competenza dell'Autorità a legiferare in materia, potere conferitole dal D.Lgs. 193/11 in coerenza con la normativa comunitaria.
La Legge n. 208/2015 recante "Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato" (cd. Legge di Stabilità 2016), ai commi 152-164 dell'articolo 1 ha disciplinato l'addebito del canone RAI per il tramite delle fatture emesse dalle imprese elettriche ai propri clienti.
L'importo complessivo del canone sarà suddiviso in 10 rate mensili che verranno addebitate nell'ambito delle fatture destinate ai clienti a cui vengono applicate tariffe per residenti (se non esenti) a partire dal mese di luglio.
Per l'attuazione di quanto sopra il MiSE, di concerto con il Ministero delle Finanze, ha emanato il Decreto recante il "Regolamento recante attuazione dell'articolo 1, comma 154, della Legge 28 dicembre 2015, n. 208 (Canone RAI in bolletta)".
Alle imprese investite dall'attività di riscossione del canone saranno riconosciuti i costi nella misura di 14 milioni di euro per il 2016 e altri 14 milioni di euro per il 2017. Tali costi verranno rimborsati dall'Agenzia delle Entrate (AdE) e saranno ripartiti tra gli operatori sulla base di criteri definiti dall'Autorità che dovrà anche stabilire i contenuti e le modalità attraverso cui le imprese devono rendere disponibili le informazioni sui costi/investimenti sostenuti.
Nell'ambito di un Tavolo ad hoc, costituito tra le associazioni degli operatori, l'Acquirente Unico e l'AdE, sono state individuate le modalità operative ed i flussi informativi funzionali all'implementazione delle disposizioni del Decreto, ed in particolare le modalità e tempi per la comunicazione da parte dell'AdE dell'elenco dei cittadini ai quali dovrà essere addebitato il canone. Nel mese di maggio l'Acquirente Unico ha emanato le Specifiche Tecniche di processo di trasmissione dei dati relativi all'applicazione del Canone RAI tramite SII.
All'inizio del mese di luglio, a seguito di una richiesta avanzata congiuntamente dalle associazioni degli operatori, l'AdE ha provveduto a fornire alcuni chiarimenti in materia fiscale ed in merito alla corretta dicitura da riportare nelle fatture (quest'ultima disposizione non coerente con quanto disposto dall'Autorità con Delibera 610/2015/R/com e, quindi, rettificata successivamente con Delibera 378/2016/R/eel).
La Delibera 166/2016/R/gas ha stabilito le modalità di determinazione delle condizioni economiche del servizio di tutela gas per il periodo ottobre 2016-dicembre 2017 (data oltre la quale, ai sensi del DdL Concorrenza, potrebbe essere prevista la cessazione delle tutele di prezzo).
La componente a copertura dei costi di approvvigionamento all'ingrosso (Cmem) rimarrà definita in base all'attuale formula di aggiornamento, ossia sulla base delle quotazioni forward trimestrali OTC rilevate presso l'hub TTF, mantenendo le attuali modalità di riconoscimento dei costi di logistica.
La componente CCR a copertura dei costi relativi alle attività connesse all'approvvigionamento all'ingrosso ad alla copertura di alcuni rischi è stata rivista al rialzo rimodulando il riconoscimento di alcuni rischi. Viene, infine, prevista l'estensione al 31 dicembre 2017 dell'applicazione della componente GRAD, rimodulata al fine di mantenere invariato il gettito atteso.
La revisione delle componenti CCR e GRAD ha un impatto positivo di circa 730.000 euro sul biennio 2016/2017. Infine si prevedono benefici indiretti sui contratti a mercato libero a partire dal 2018 per l'innalzamento del benchmark di prezzo.
Con Delibera 447/2013/R/gas l'Autorità ha introdotto un meccanismo per promuovere la rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento di gas naturale in base al quale i venditori ammessi al meccanismo acquisiscono il diritto al riconoscimento di un importo «compensativo» che sarà quantificato a fine 2016 e riconosciuto sui volumi forniti ai clienti in tutela serviti con contratti di lungo termine nel corso degli anni termici 2010- 2011 e 2011-2012 (APR).
Il valore unitario dell'elemento APR è stato inizialmente quantificato pari a 0,856801 €/GJ; esso è soggetto ad aggiornamento annuale da parte dell'Autorità in ragione dell'andamento dello spread tra Ptop (costo di approvvigionamento da contratti long term) e Cmem (prezzo spot).
A2A Energia S.p.A. e Aspem Energia S.p.A. sono state ammesse al meccanismo per un totale complessivo massimo di 26,4 milioni di euro. Il valore definitivo sarà disponibile a fine esercizio 2016. Il Gruppo iscriverà il provento a Conto economico una volta accertati a titolo definitivo gli importi.
Al momento sono già stati definiti i primi 2 acconti, pari ciascuno al 40% dell'importo complessivo, ma, come risulta dalla Delibera 556/2015/R/gas, il Conto istituito presso la CSEA per la copertura del meccanismo APR, alimentato dalla componente CPR pagata dai clienti finali, non è capiente per l'erogazione del secondo acconto e l'Autorità ha dato mandato di procedere a pagamenti pro-quota.
Con Delibera ARG/gas 89/10 l'Autorità, a fronte di mutamenti dello scenario di riferimento determinati da una fase congiunturale di riduzione dei consumi, da un eccesso di offerta e da una rinegoziazione al ribasso dei contratti gas di tipo take or pay, ha ritenuto opportuno trasferire ai clienti finali i potenziali benefici introducendo, per l'anno termico 2010-2011, un coefficiente riduttivo k applicato alla componente indicizzata della QE (corrispettivo variabile a copertura dei costi di approvvigionamento).
Tale revisione è stata confermata dalla successiva Delibera ARG/gas 77/11 che ha disposto la proroga fino al 30 settembre 2012 di tale meccanismo, rivedendo leggermente al rialzo il valore del coefficiente k (da 0,925 a 0,935).
A2A Energia (comprese ex ASMEA e ex BAS Omniservizi) e Plurigas hanno presentato ricorso contro la Delibera ARG/gas 89/10 contestando l'arbitrarietà del valore del coefficiente k. Il ricorso è stato esteso anche alla Delibera ARG/gas 77/11.
Nel marzo del 2013 il TAR si è espresso a favore delle società ricorrenti, annullando quanto stabilito dalla delibera ARG/gas 89/10 e dalle successive correlate (233/10, 77/11, 84/11 e 132/11), sentenza poi appellata dinanzi al Consiglio di Stato dall'Autorità.
Con l'Ordinanza collegiale n. 288/2016 il Consiglio di Stato ha richiesto ulteriori informazioni, ritenendo di dover svolgere approfondimenti nei confronti dell'Autorità e degli operatori ricorrenti. L'udienza di merito è stata fissata il 22 settembre 2016.
In ogni caso, anche nell'ipotesi di vittoria delle ricorrenti al Consiglio di Stato è, comunque, prevedibile attendersi un provvedimento dell'Autorità che ridetermini le tariffe per quegli anni.
Il Consiglio dei Ministri il 20 gennaio scorso ha adottato lo schema di D.Lgs. recante "Testo unico sui servizi pubblici locali di interesse economico generale".
Il testo è stato trasmesso al Parlamento per i pareri non vincolanti delle Commissioni (Affari Costituzionali) che dovranno essere rilasciati entro il 27 novembre. Dopodiché il Governo emanerà il decreto finale per la pubblicazione in G.U..
191
L'articolo 16 attribuisce poteri di regolazione, controllo e sanzionatori all'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas ed il Sistema Idrico sul ciclo dei rifiuti, anche differenziati, urbani e assimilati, allo scopo di garantire accessibilità, fruibilità e diffusione omogenee sul territorio nazionale e adeguati livelli di qualità in condizioni di efficienza ed economicità della gestione, armonizzando gli obiettivi economico-finanziari con quelli generali di carattere sociale ambientale e di impiego appropriato delle risorse.
A seguito di tale attribuzione la denominazione dell'A.E.E.G.S.I. varierà in Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA).
A tal fine, con Delibera 78/16/A l'Autorità ha avviato un procedimento per il riassetto organizzativo a seguito dell'attribuzione delle nuove funzioni nell'ambiente.
Il biometano è un gas che contiene almeno il 95% dimetano ed è prodotto da fonti rinnovabili: può, infatti, derivare dal biogas prodotto dalla digestione anaerobica di biomasse in ambiente controllato (digestore) o in discarica, in seguito alla decomposizione dei rifiuti, o dal gas derivante dalla gassificazione delle biomasse. Sottoposto ad un processo di purificazione e di upgrading, raggiunge la qualità del gas naturale e, rispettando le caratteristiche chimicofisiche previste nelle direttive dell'Autorità, è idoneo alla successiva fase di utilizzo.
Per il Gruppo A2A i temi legati agli impieghi del biometano si suddividono in due categorie:
192
È prevista una revisione del D.M. 5 dicembre 2013 che definisce il quadro dell'incentivazione per uso autotrazione tramite il riconoscimento di Certificati denominati CIC (Certificati di Immissione in Consumo del biometano) nella direzione di un allargamento e maggior fruibilità dell'incentivo.
Il presidio delle due tematiche, sia tecnica che ministeriale, è necessario al fine di supportare gli investimenti in via di definizione da parte del Gruppo.
In esito alla chiusura di alcuni procedimenti ispettivi avviati dall'Autorità per il tramite del GSE presso alcuni termovalorizzatori del Gruppo in regime CIP 6/92, è stata richiesta la restituzione di una parte degli incentivi ricevuti, considerati indebitamente percepiti negli anni di vigenza delle relative convenzioni di ritiro con il GSE.
La questione verte sulle modalità di computo dei cd. consumi di energia elettrica destinati ad alimentare i servizi ausiliari di centrale che sono stati ritenuti sottostimati rispetto al forfait definito nella convenzione con una conseguente maggior energia ceduta/pagata al/dal GSE.
Le società interessate hanno presentato ricorso contro le richieste di restituzione, ma sia il TAR Lombardia che il Consiglio di Stato hanno rigettato i ricorsi, confermando l'obbligo di restituire parte degli incentivi CIP 6 già erogati alle controllate Ecodeco S.r.l. - oggi A2A Ambiente S.p.A. - ed Ecolombardia 4 S.p.A..
Per Ecolombardia 4 S.p.A., a seguito di ulteriori approfondimenti effettuati, l'Autorità con la Delibera 94/2016/E/efr ha rideterminato in riduzione (circa – 0,8 milioni di euro) gli importi dovuti dalla società.
Sono, tuttavia, ancora aperte alcune istruttorie:
Il Decreto Legislativo del 3 aprile 2006 n. 152 ("Norme in materia ambientale"), come successivamente modificato ed integrato, in particolare con Decreto Legislativo n. 205/10 che ha dettato disposizioni di attuazione della Direttiva 2008/98/CE relativa ai rifiuti, è il testo normativo di riferimento per il settore ambientale.
La più recente modifica sostanziale alle parti II, III, IV e V del Decreto Legislativo 152/2006 è stata apportata dal D.Lgs. 4 marzo 2014, n. 46, recante disposizioni sulle emissioni industriali in attuazione della Direttiva 2010/75/UE e Prevenzione e Riduzione Integrate dell'Inquinamento (IPPC). In particolare, sono state ampliate le attività AIA e il decreto prevede, come meglio specificato nel D.M. n. 272 del 13 novembre 2014, l'obbligo, qualora la Verifica di Sussistenza preliminare lo preveda, di predisporre una relazione di riferimento ad ogni richiesta di nuova attività o ad ogni modifica sostanziale autorizzativa, che fotografi la situazione degli impatti sull'ambiente e sulla salute dell'attività stessa, in modo da poter valutare lo status del sito produttivo prima, durante e a fine attività. Si evidenzia che in proposito è recentemente stata pubblicata la Nota del Ministero dell'Ambiente 17 giugno 2015, n. 12422 - Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) – "Ulteriori criteri sulle modalità applicative della disciplina alla luce delle modifiche del D.Lgs. 46/2014".
Sulla G.U. 18 gennaio 2016, n. 13 è stata pubblicata la Legge 28 dicembre 2015, n. 221 "Disposizioni in materia ambientale per promuovere misure di green economy e per il contenimento dell'uso eccessivo di risorse naturali" (cd. Collegato ambientale). Per quanto riguarda la gestione dei rifiuti, viene disincentivato il conferimento in discarica e premiata la raccolta differenziata, anche attraverso il "vuoto a rendere", nonché promossa la riduzione dei rifiuti non riciclati.
Il D.Lgs. 4 marzo 2014, n. 46, recante disposizioni sulle emissioni industriali in attuazione della Direttiva 2010/75/UE (detta anche IED – Industrial Emission Directive) ha introdotto norme impattanti su tutti gli impianti industriali, con nuove limitazioni alle emissioni in atmosfera e la previsione di maggiori e più stringenti controlli. In esecuzione di tale disposizione, a decorrere dal 1° gennaio 2016, anche la disciplina dei termoutilizzatori oggi dettata dal D.Lgs. 133/05 sarà introdotta nel D.Lgs. 152/06, nel testo dettato dal D.Lgs. 46/14.
Dal 10 gennaio 2016 si applicano le disposizioni previste dal Titolo III-bis della Parte IV, del D.Lgs. 152/2006, come modificato dal D.Lgs. 46/2014, per l'incenerimento e il coincenerimento dei rifiuti.
La G.U. n. 212 del 12 settembre 2014 ha pubblicato il D.L. 133/2014 (cd. "Sblocca Italia"), recante "Misure urgenti per l'apertura dei cantieri, la realizzazione delle opere pubbliche, la digitalizzazione del Paese, la semplificazione burocratica, l'emergenza del dissesto idrogeologico e per la ripresa delle attività produttive". Tra le norme di interesse si segnala in particolare quanto previsto dall'art. 35 in materia di termovalorizzazione, relativamente al quale si è in attesa del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri che individui gli impianti di recupero energia e smaltimento rifiuti urbani e alcune categorie di rifiuti speciali, esistenti o da realizzare, necessari per attuare un sistema integrato e moderno di gestione di tali rifiuti atto a conseguire la sicurezza nazionale nell'autosufficienza, per il superamento delle procedure di infrazione per mancata attuazione delle norme europee di settore.
Sulla G.U. 11 aprile 2015, n. 84 è stato pubblicato il D.M. 30 marzo 2015 concernente le "Linee guida per la verifica di assoggettabilità a valutazione di impatto ambientale dei progetti di competenza delle regioni e province autonome, previsto dall'articolo 15 del Decreto Legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla Legge 11 agosto 2014, n. 116".
Tali linee guida forniscono indirizzi e criteri per l'espletamento della procedura di verifica di assoggettabilità a VIA (art. 20 del Decreto Legislativo n. 152/2006) dei progetti, relativi ad opere o interventi di nuova realizzazione, elencati nell'allegato IV alla parte seconda del Decreto Legislativo n. 152/2006, al fine di garantire una uniforme e corretta applicazione su tutto il territorio nazionale delle disposizioni dettate dalla Direttiva 2011/92/CE.
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La Delibera dell'Albo Gestori Ambientali 16 settembre 2015, n. 2 "Criteri per l'applicazione dell'articolo 8, comma 2, del Decreto 3 giugno 2014, n. 120, del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, di concerto con i Ministri dello sviluppo economico e delle infrastrutture e dei trasporti" fissa i criteri per l'applicazione delle disposizioni dell'art. 8, comma 2 del D.M. 3 giugno 2014, n. 120.
In data 29 dicembre 2015 sul sito web del Ministero dell'Ambiente è stata pubblicata la Direttiva 16 dicembre 2015, n. 274 "Direttiva per disciplinare la conduzione dei procedimenti di rilascio, riesame e aggiornamento dei provvedimenti di autorizzazione integrata ambientale di competenza del Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare".
Sulla Gazzetta Ufficiale n. 47 del 26 febbraio 2016 è stata pubblicata la Legge 25 febbraio 2016, n. 21 "Conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 30 dicembre 2015, n. 210, recante proroga di termini previsti da disposizioni legislative".
Con tale legge vengono confermati i termini relativi all'applicazione del SISTRI come stabiliti dalle Leggi 122/2012, 6/2014 e 11/2015. Di conseguenza dal 1° gennaio 2016 permane l'obbligo di iscrizione al SISTRI (con le conseguenti sanzioni per gli inadempienti), mentre slittano al 31 dicembre 2016 i termini per l'applicazione delle sanzioni relative al mancato utilizzo del SISTRI.
Tuttavia, con la conversione in legge, del Decreto Legge 210/2015, le sanzioni per la mancata iscrizione al SISTRI sono ridotte del 50%.
La Regione Lombardia, al fine di garantire una uniforme applicazione sul territorio della normativa in materia di AIA e di consentire un'adeguata organizzazione e programmazione dei lavori, ha fornito indicazioni in merito a modalità di trasmissione, tempistiche di presentazione degli esiti della verifica e applicazione degli obblighi connessi alla Relazione di Riferimento.
Regione Lombardia, partendo da quanto disciplinato dall'art.196 del D.Lgs. 152/06 che stabilisce al comma 1 lettera b) che sono di competenza delle Regioni "la regolamentazione delle attività di gestione dei rifiuti, ivi compresa la raccolta differenziata dei rifiuti urbani, anche pericolosi, secondo un criterio generale di separazione dei rifiuti di provenienza alimentare e degli scarti di prodotti vegetali e animali o comunque ad alto tasso di umidità dai restanti rifiuti" ha emanato delle Linee Guida da proporre ai Comuni per la stesura dei regolamenti di gestione dei rifiuti urbani e per l'assimilazione dei rifiuti speciali.
La norma analizza la situazione degli impianti di compostaggio in Italia, individuando gli impianti già in funzione e facendo il bilancio tra capacità attuale, regione per regione, e il fabbisogno teorico (su dati ISPRA). L'ipotesi è quella del raggiungimento degli obbiettivi del 65% di raccolta differenziata e conseguente raccolta della frazione organica, stimata sulla base dei comuni che già sono in linea con gli obbiettivi. Le regioni potranno legiferare ulteriormente in materia individuando esattamente il fabbisogno residuo e la localizzazione degli impianti.
A seguito del parziale annullamento delle precedenti Linee guida approvate con D.G.R. n. 2031/2014 (operato dalle Sentenze del T.A.R. Lombardia n. 2434 del 19 novembre 2015 e n. 195 del 29 gennaio 2016), con la D.G.R. n. 5269/2016, è stato approvato un documento tecnico di integrazione alla D.G.R. 2031/2014 al fine di garantire un uso efficiente dei fanghi sotto l'aspetto agronomico secondo criterio di "buona pratica agricola". Vengono altresì stabiliti i parametri che devono essere obbligatoriamente comunicati all'utilizzatore dei fanghi al fine di una corretta predisposizione dei piani di utilizzo agronomico.
Come previsto dall'art. 205, comma 3-quater, del T.U. ambientale, sono state emanate le «Linee guida relative al calcolo della percentuale di raccolta differenziata dei rifiuti solidi urbani e assimilati» con D.M. 26 maggio 2016. Tali linee guida si propongono di fornire indirizzi e criteri per il calcolo della percentuale di raccolta differenziata dei rifiuti urbani e assimilati raggiunta in ciascun comune, al fine di uniformare, sull'intero territorio nazionale, il metodo di calcolo della stessa. Si precisa inoltre che "I contenuti delle linee guida sono da intendersi come disposizioni alle quali le singole regioni si attengono nella formulazione del proprio metodo per calcolare e verificare le percentuali di raccolta differenziata ai fini del raggiungimento degli obiettivi prefissati dalla norma nazionale vigente".
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L'Autorità con Delibera 296/2015/R/com ha confermato i propri orientamenti in materia di brand unbundling ponendo in capo al Gestore Indipendente la responsabilità della corretta attuazione della regolazione in materia tra cui, in particolare, l'obbligo di separazione del marchio e delle politiche di comunicazione (compresa la denominazione sociale, la ditta, l'insegna e ogni altro elemento distintivo) rispetto all'impresa di vendita (evitando il rischio di confusione nel cliente finale) e l'utilizzo di canali informativi, di spazi fisici e di personale distinti da quelli dell'attività di vendita.
In accordo con quanto previsto dall'art. 8, comma 1, della Delibera 296/2015/R/com che consente la gestione congiunta da parte dell'impresa verticalmente integrata delle attività infrastrutturali svolte in regime di monopolio o affidamento, è stata costituita la società Unareti S.p.A, operativa dal 1° aprile 2016, che ad oggi gestisce le attività di distribuzione e misura di energia elettrica e gas, nonché le attività svolte precedentemente da A2A Servizi alla Distribuzione S.p.A. e A2A Logistica S.p.A..
A seguito della riforma delle modalità di affidamento del servizio di distribuzione di gas naturale, sono stati definiti 177 "Ambiti Territoriali Minimi" (D.M. 19 gennaio 2011 e D.M. 18 ottobre 2011) per i quali saranno indette le gare per l'affidamento del servizio secondo quanto previsto dal cd. Regolamento gare (D.M. 12 novembre 2011, n. 226, come successivamente integrato e modificato). Sono state, altresì, adottate norme a tutela dell'occupazione dei dipendenti degli operatori coinvolti nel riassetto del settore (D.M. 21 aprile 2011).
Nel corso degli ultimi anni diverse disposizioni sono intervenute modificando il D.Lgs. 164/2000 e il D.M. 226/2011 con particolare riferimento alle modalità di determinazione del valore di rimborso da riconoscere al gestore uscente (VIR) e alle tempistiche per l'indizione delle gare.
Il D.M. 22 maggio 2014 ha approvato le Linee Guida relative ai criteri ed alle modalità applicative ai fini della determinazione del VIR mentre il D.M. 20 maggio 2015, n. 106, ha modificato il D.M. 226/11 in modo da recepire le novità normative succedutesi in materia di calcolo del VIR (soprattutto per quel che riguarda il trattamento dei contributi), l'applicazione delle linee guida, la percentuale massima del canone, il riconoscimento dei costi sottesi ai progetti di efficienza energetica da realizzarsi nell'ambito ed offerti in sede di gara.
Il recente D.L. 210/2015 (Milleproroghe 2016) ha concesso un'ulteriore proroga delle scadenze per la pubblicazione dei bandi di gara da parte delle Stazioni Appaltanti e sono state eliminate le penalizzazioni a carico di quelle inadempienti precedentemente previste.
Nell'ambito dei compiti affidati dal legislatore al regolatore, l'Autorità, con la Delibera 571/2014/R/gas ha modificato lo schema di contratto di servizio tipo per la distribuzione del gas naturale, ed infine, con Delibera 407/2015/R/gas, ha modificato le disposizioni adottate con Delibera 310/2014/R/gas in materia di determinazione del VIR, in relazione agli aspetti metodologici per l'identificazione delle fattispecie con scostamento tra VIR e RAB superiore al 10%.
È atteso un D.M. del MiSE sui certificati bianchi che dovrebbe tener conto degli obiettivi derivanti dalle gare gas, condizione che consentirebbe di innalzare al 100% il valore del contributo tariffario percepito dai vincitori a fronte della realizzazione di interventi di efficienza nell'ambito di gara.
A fine 2015 sono stati pubblicati i primi bandi per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale su base d'ambito. Tra questi, alcuni sono relativi ad ambiti in cui A2A è l'attuale gestore ossia l'ambito Milano 1 - Città e Impianto di Milano, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale UE il 26 dicembre.
L'importo contrattuale per l'intero periodo di affidamento riportato nel suddetto bando è pari a 1.369 milioni di euro per 12 anni. Nel bando si rende noto il disaccordo tra la Stazione Appaltante e Unareti S.p.A. (ex A2A Reti Gas S.p.A.) in merito all'ammontare del VIR degli impianti a causa del trattamento dei contributi su cui pende un contenzioso. Unareti S.p.A. (ex A2A Reti Gas S.p.A.) aveva, infatti, impugnato le Linee Guida e tutti gli atti della Stazione Appaltante relativi alla definizione del VIR, oltre che il D.M. 20 maggio 2015, n. 106 (diversamente il ricorso avverso le Linee Guida sarebbe divenuto improcedibile).
La scadenza per il ricevimento delle offerte da parte della Stazione Appaltante era stata fissata per il 13 giugno 2016 con apertura delle buste il 12 luglio 2016. In data 7 maggio 2016 le scadenze sono state prorogate al 17 ottobre 2016 per la presentazione delle offerte e all'11 novembre 2016 per l'apertura delle buste. L'offerta presentata avrà una validità di 360 giorni.
Le offerte saranno valutate in coerenza con i criteri previsti dal D.M. 226/11 e s.m.i.: l'offerta economica avrà un peso di 28 punti su 100, mentre quella tecnica di 72 punti su 100.
La Delibera 646/2015/R/eel (TIQE 2016 – 2023) contiene numerose disposizioni volte alla promozione selettiva degli investimenti nelle reti di distribuzione. Tuttavia, la quasi totalità di tali meccanismi è presente solo in termini di obiettivi generali e le linee guida inerenti il loro funzionamento dovranno essere sviluppate tramite opportuni tavoli di lavoro dove parteciperanno i distributori, l'Autorità e Terna (tra cui si ricorda quello sulla resilienza del sistema elettrico, avviato in data 1° aprile 2016).
In particolare, l'art. 134 del TIQE prevede l'ammodernamento delle colonne montanti vetuste nelle aree urbane con impianti progettati secondo una logica «future proof» in grado di sostenere eventuali aumenti della contemporaneità d'uso della potenza a seguito della modifica della tariffa domestica. L'Autorità ha previsto un regime di premi/penalità di tipo output based correlato alla differenza di capacità tra prima e dopo gli interventi di bonifica delle colonne.
A valle degli incontri con l'Autorità per la definizione delle principali caratteristiche del piano e dell'incentivazione, finalizzati alla pubblicazione dei criteri per redazione del piano e il meccanismo premi-penalità validi fino al 2019, è stato pubblicato il DCO 247/2016/R/eel in materia di regolazione incentivante per la riduzione delle interruzioni con preavviso da cui le società particolarmente virtuose (tra cui Unareti S.p.A.) sarebbero escluse.
Gli artt. 129, 130, 131, 132 del TIQE dispongono le funzionalità innovative delle reti di distribuzione in media tensione nelle aree ad elevata penetrazione della generazione distribuita a fonte rinnovabile: "Osservabilità dei flussi di potenza e dello stato delle risorse diffuse su reti MT, Regolazione di tensione delle reti di distribuzione".
In merito alle sperimentazioni «smart city» (art. 135) con funzionalità innovative sulle reti BT, i distributori in aree urbane con minimo 300.000 abitanti potranno accedere a progetti pilota di scala cittadina con logiche innovative di gestione della rete BT, possibilmente in chiave multiservizio (smart water grid, integrazione con sistemi di mobilità avanzata, ecc.). Ad ogni distributore selezionato sarà riconosciuto un contributo per il costo sostenuto.
Con Delibera 87/2016/R/eel l'Autorità ha definito i:
in vista della sostituzione dei misuratori di prima generazione (1G) che avranno completato la vita utile prevista a fini regolatori.
In collaborazione con AGCOM l'Autorità valuterà l'effettiva disponibilità di soluzione tecnologiche standardizzate che consentano di definire funzionalità incrementali per misuratori da installare successivamente alla definizione delle specifiche funzionanti abilitanti la versione 2.1.
Il provvedimento costituisce l'attuazione del D.Lgs. 4 luglio 2014, n. 102, e segue il DCO 416/2015. Il Gruppo A2A intende il contatore come strumento non solo per abilitare una maggiore consapevolezza da parte degli utenti sui propri consumi ma anche in futuro per abilitare nuovi servizi (i.e. Demand Response) e per una miglior gestione della rete (i.e. contatore come sensore della rete).
201
Il processo di installazione degli attuali 37 milioni circa di contatori 1G è iniziato nel 2001 da parte di Enel Distribuzione ed ha coinvolto i distributori per molti anni e con diverse tempistiche. Nel rispetto di quanto previsto dalla Delibera 292/06, A2A Reti Elettriche S.p.A. (ora Unareti S.p.A.) ha realizzato il piano di installazione di circa 1,2 milioni di contatori nel periodo 2004-2014 ed ha un parco con una vita utile residua media di circa 6 anni. La maggior parte dei contatori del Gruppo saranno da sostituire nel periodo 2020-2025.
Il processo di sostituzione prevede che l'installazione dei nuovi contatori avvenga in seguito all'effettuazione di un'analisi costi benefici con esiti positivi, la cui metodologia dovrebbe essere pubblicata nei prossimi mesi.
Con il DCO 267/2016/R/eel l'Autorità propone i propri orientamenti in materia di modalità di riconoscimento dei costi sostenuti per la sostituzione degli attuali smart meter 1G, confermando che non saranno riconosciuti stranded cost (in questo caso, i mancati ammortamenti dei misuratori 1G dismessi prima della fine della propria vita utile perché sostituiti con smart meter 2G).
Gli operatori dovranno presentare i propri piani di messa in servizio degli smart meter 2G che potranno accedere ad una procedura fast track in caso di coerenza dei costi rispetto a quelli dei misuratori 1G, mentre in caso contrario saranno sottoposti ad un'attenta analisi costi/ benefici.
Il riconoscimento dei costi in tariffa potrebbe avvenire mediante: (i) valorizzazione dei misuratori tramite opportuni costi standard e utilizzo di logiche di sharing tra operatore/utente degli eventuali maggiori/minori costi effettivi rispetto ai costi standard; (ii) metodologia TOTEX «parziale» (applicata solo ai costi di capitale); (iii) metodologia TOTEX «completa» (Capex+Opex).
Sono ipotizzati meccanismi per l'ottimizzazione dei piani di messa in servizio degli smart meter 2G in cui nessun misuratore oggi installato presso l'utenza venga dismesso prima della fine della propria vita utile (e, quindi, che i misuratori 2G siano installati solo a sostituzione di misuratori 1G completamente ammortizzati).
Ad agosto 2016 è prevista la pubblicazione di un nuovo DCO contenente gli orientamenti finali in materia dell'Autorità.
In caso di insufficiente incentivo alla sostituzione anticipata dei misuratori, il rischio sarebbe quello di avere un Paese «a 2 velocità» con le principali città (Milano e Brescia, Roma, Torino) escluse dalla possibilità di godere dei vantaggi – anche commerciali – offerti dai nuovi misuratori.
202
In esito alla consultazione referendaria del 12 e 13 giugno 2011, è stata dichiarata l'abrogazione delle disposizioni legislative oggetto dei relativi quesiti, tra cui l'art. 23-bis del Decreto Legge 112/2008 in materia di affidamento dei servizi pubblici locali di rilevanza economica.
In merito alle gestioni esistenti, come sancito dall'art. 34 del Decreto Legge 179/12 convertito in Legge 221/12 ed integrata dalla Legge 29 luglio 2015, n.115, art. 8 comma 1, gli affidamenti dei servizi effettuati da società quotate e controllate da quotate, quali quelli relativi agli affidamenti in capo ad A2A, resteranno attivi fino alla scadenza naturale, fino al massimo al 2036.
Anche in esecuzione delle innovazioni al D.Lgs. 152/06 apportate dall'art. 7 D.L. 133/14 e s.m.i., nella seduta del 17 settembre 2015 il Consiglio di Amministrazione dell'Ente di Governo dell'Ambito (EGA), con Delibera n. 14, ha scelto, quale forma di gestione unica del Servizio Idrico Integrato nell'Ambito Territoriale Ottimale della Provincia di Brescia, la società mista, con il conseguente venir meno (fatte salve le salvaguardie di legge) delle altre diverse forme di gestione medio tempore presenti sul territorio di competenza.
L'Autorità con la Delibera 664/2015/R/idr ha definito i criteri per il periodo regolatorio 2016-2019 (MTI-2) confermando la regolazione asimmetrica in vigore nel precedente periodo (MTI-1):
203
In data 29 febbraio 2016 A2A Ciclo Idrico S.p.A. ha presentato ricorso al TAR Lombardia contro la Delibera 664/2015/R/idr sviluppando i seguenti 3 motivi di diritto:
Con Delibera n. 16/2016 il Consiglio di Amministrazione dell'Ente di Governo dell'Ambito di Brescia ha approvato il riconoscimento di partite tariffarie pregresse ad A2A Ciclo Idrico S.p.A. ai sensi della Delibera dell'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas ed il Sistema Idrico n. 643/2013/R/idr per un importo pari a circa 51,4 milioni di euro. Tali partite:
A fronte di tale riconoscimento A2A Ciclo Idrico S.p.A. dovrà impegnarsi:
204
Con Delibera 655/2015/R/idr l'Autorità, analogamente a quanto già previsto nei settori dell'energia elettrica e del gas, ha introdotto con decorrenza 1° luglio 2016 le disposizioni in merito alla qualità contrattuale nei confronti degli utenti.
Per ciascuna prestazione sono stati definiti livelli di qualità (migliorativi rispetto alla Carta dei Servizi) in termini di standard generali e standard specifici, oltre ai relativi sistemi di monitoraggio e verifica. Sono, inoltre, previsti i canali di comunicazione (sportelli fisici, sito web, email, call center, fax, ecc.) attraverso cui gli utenti potranno richiedere al Gestore le prestazioni.
La nuova normativa impone una revisione organizzativa e «comportamentale» importante.
La Delibera 656/2015/R/idr dispone i contenuti minimi essenziali della "convenzione tipo" per la regolazione dei rapporti tra enti affidanti e Gestori.
Quanto all'ambito di applicazione, l'Autorità precisa che "relativamente ai Comuni e ai segmenti del servizio ove sono operanti gestori – diversi dai gestori d'ambito – e che esercitano il servizio in base ad un affidamento assentito in conformità alla normativa pro tempore vigente e non dichiarato cessato ex lege, si applicano le previsioni della convenzione tipo in quanto compatibili".
La sottoscrizione della convenzione tipo è requisito imprescindibile per l'approvazione delle tariffe 2016-2017.
La Delibera 137/2016/R/com integra l'attuale impianto di separazione contabile previsto dal TIUC (Testo Integrato Unbundling Contabile) per il settore elettrico e del gas con l'introduzione di obblighi di separazione contabile in capo ai gestori del SII, ovvero di ciascuno dei singoli servizi che lo compongono e i relativi obblighi di comunicazione.
In particolare, sono previsti i seguenti regimi di separazione contabile:
La disciplina prevede che i gestori del SII siano tenuti a redigere Conti Annuali Separati (CAS) articolando la separazione contabile per ciascun EGA nelle attività individuate (Acquedotto, Fognatura, Depurazione, Altre attività idriche, Attività diverse) e nei relativi comparti.
Ai primi di maggio sono stati pubblicati gli schemi e la prima comunicazione dati avverrà nel 2017 sull'esercizio 2016.
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Con la Delibera 218/2016/R/idr l'Autorità ha approvato il Testo integrato per la regolazione del servizio di misura nell'ambito del servizio idrico integrato a livello nazionale (TIMSII).
Il provvedimento, confermando l'impostazione generale del DCO 42/2016/R/idr, introduce, con decorrenza 1° gennaio 2017, un primo nucleo di disposizioni relative alla misura di utenza, rinviando a successivi provvedimenti la disciplina relativa alla misura delle utenze industriali autorizzate allo scarico in pubblica fognatura, il tema del Bilancio idrico e l'introduzione a definizione di livelli di performance del servizio di misura.
In particolare, la disciplina pone in capo ai gestori del servizio acquedotto la responsabilità del servizio di misura, declinato in obblighi di installazione dei misuratori e di raccolta periodiche (in base al consumo) delle misure.
Sono, inoltre, introdotti obblighi di raccolta dell'autolettura dei misuratori e di archiviazione (5 anni) e messa a disposizione dei consumi da parte dei soggetti interessati.
La Camera ha approvato la proposta di legge che passa in seconda lettura al Senato recante principi per la tutela, il governo e la gestione pubblica delle acque.
In relazione all'articolo 7, recante diritto all'acqua, morosità incolpevole e risparmio idrico, il testo attuale prevede che venga assicurato, anche in caso di morosità, quale diritto fondamentale di ciascun individuo, l'erogazione gratuita di un quantitativo minimo vitale di acqua da stabilire con DPCM, fino ad un massimo di 50 litri giornalieri per persona.
La disposizione prevede a tal fine che la predisposizione dei livelli tariffari per l'erogazione del SII sia effettuata in modo da assicurare un'adeguata compensazione dei costi del servizio per mezzo, tra l'altro, dell'applicazione del criterio di progressività (a partire dal consumo eccedente il quantitativo minimo vitale giornaliero) nella determinazione del corrispettivo del medesimo. A tal proposito la Commissione Bilancio ha chiesto al Governo di acquisire chiarimenti in merito all'effettiva possibilità di assicurare nell'ambito del gettito tariffario un'adeguata compensazione dei costi del servizio, tenuto conto dei vincoli relativi al rispetto dei diritti riferiti al quantitativo minimo giornaliero, come disciplinati dal citato articolo.
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Sono in fase di definizione anche due D.M. in merito all'introduzione del «bonus sociale idrico» e alle modalità e ai criteri di partecipazione al Fondo di garanzia per le infrastrutture idriche introdotto dall'art. 58 del Collegato Ambientale.
Il D.Lgs. n. 102/2014 di recepimento della Direttiva 2012/27/CE sull'efficienza energetica ha attribuito all'Autorità funzioni anche nel settore del teleriscaldamento/teleraffrescamento per la predisposizione di provvedimenti in tema di: modalità con cui i gestori rendono pubblici i prezzi applicati alla fornitura del calore, allacciamento, disconnessione, nonché in materia di sicurezza, continuità, qualità commerciale, fatturazione dei consumi, anche mediante invio di segnalazioni alle autorità competenti.
Nel 2015 l'Autorità, dopo una prima ricognizione nel 2014 (Delibera 411/2014/R/tlr), ha effettuato 2 raccolte dati relative alle:
• infrastrutture di teleriscaldamento e di teleraffrescamento attraverso l'istituzione di un'Anagrafica Territoriale degli operatori attivi nel settore nonché delle infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffrescamento (Delibera 339/2015/R/tlr);
A febbraio 2016 A2A Calore & Servizi S.r.l. ha ricevuto un'ulteriore richiesta di informazioni sui costi dei sistemi di misura e contabilizzazione del calore. A valle è stato pubblicato il DCO 252/2016/R/tlr con cui l'Autorità delinea:
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• i criteri per la valutazione di fattibilità tecnica ed economica dell'installazione dei contatori individuali di calore e di acqua calda sanitaria.
Unareti S.p.A. è il terzo soggetto obbligato in Italia per il conseguimento di risparmi energetici nell'ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi (CB) con un obbligo di annullamento 2016 pari a 565.231 CB (484.895 CB + 80.336 CB di recupero).
A2A ha presentato al GSE diversi progetti che negli ultimi anni hanno avuto problemi di approvazione e possono essere suddivisi in due macro-tipologie:
Per risolvere tale empasse è stato avviato un tavolo tecnico che a maggio 2016 ha portato allo sblocco della situazione:
a) 4 Progetti Milano: emesse due annualità di CB (3° e 4° anno) per un totale di oltre 200.000 CB. È stata approvata una metodologia di calcolo che considera anche l'energia elettrica prodotta dalla cogenerazione però solo a partire dal termine del periodo di incentivazione ex Provvedimento CIP 6 a cui era soggetto l'impianto di Silla.
b) 2 Progetti Brescia: rimangono pending per le richieste del 4°e 5°anno.
Nel frattempo l'Autorità ha pubblicato il contributo tariffario a consuntivo 2015 riconosciuto ai distributori obbligati e pari a 114,83 €/CB.
Con riferimento ai CB rilasciati a favore del Gruppo, in parte sono già stati utilizzati entro il 30 maggio 2016 per adempiere all'obbligo di Unareti S.p.A., mentre la parte rimanente sarà contabilizzata a Conto economico nel momento in cui sarà venduta a terzi. Nel terzo trimestre 2016 verranno emessi ulteriori CB a favore del Gruppo A2A relativi alla quinta annualità dei 4 progetti su Milano. A fine 2016 il controvalore complessivo dei Certificati Bianchi ancora iscritti ammonterà a circa 28 milioni di euro.
Il Gruppo dispone di CB come di seguito dettagliato:
| Scadenza | Totale CB | |
|---|---|---|
| CB | Senza scadenza | 134.407 |
Sul tema CB TLR si segnala inoltre:
L'aumento dell'utilizzo dell'energia rinnovabile da parte del Paese è tra gli obiettivi del Governo montenegrino in materia di politica energetica.
In particolare, si segnala che nel settembre 2011 il Governo ha introdotto ("Decree on the Tariff System for the Establishment of Preferential Prices of Electricity from Renewable Sources of Energy and Efficient Co-generations") una tariffa incentivante a sostegno della produzione di energia da Fonti Energetiche Rinnovabili (FER). Per l'acquisto dell'energia prodotta sono previsti contratti (Power Purchase Agreements) della validità di 12 anni, con l'operatore di mercato CGES, a prezzi corretti annualmente per l'inflazione.
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Nell'ottobre 2012, con l'approvazione delle disposizioni volte all'implementazione della Direttiva 2009/28/CE da parte della Comunità dell'Energia, il Montenegro ha inoltre accettato di fissare un obiettivo vincolante da raggiungere al 2020, pari al 33%, per la produzione di energia da FER sul consumo totale.
Il secondo periodo regolatorio è iniziato il 1° agosto 2014 ed è terminato a fine 2015 per riallineare il nuovo periodo regolatorio, che sarebbe dovuto iniziare il 1° gennaio 2016, con la decorrenza dell'anno solare.
Alla fine del 2015 la RAE (l'Agenzia di Regolazione) ha determinato le tariffe per un nuovo periodo transitorio della durata di 1 anno, a partire dal 1° gennaio 2016 fino al 31 dicembre 2016. Il livello delle tariffe regolate per i clienti domestici prevede una riduzione di circa l'1%. Successivamente verranno ridefinite le metodologie tariffarie per un periodo regolatorio triennale (dal 2017 al 2019).
Si segnala che a fine dicembre 2013 la RAE ha inaspettatamente approvato una disposizione di modifica della metodologia tariffaria vigente, impattante sulle modalità di determinazione dei corrispettivi per l'utilizzo della rete di trasmissione esclusivamente a carico degli operatori della generazione elettrica, con efficacia inizialmente prevista dal 1° gennaio 2014 alla fine di luglio 2015 e successivamente diventata definitiva.
EPCG ha presentato ricorso per l'annullamento della decisione che si ritiene fondata su presupposti non coerenti con i principi di trasparenza e non discriminatorietà che dovrebbero orientare la regolazione e che risulta fortemente lesiva dell'equilibrio economico-finanziario della società. Il ricorso è stato in prima istanza accolto, anche se la RAE si è opposta a tale giudizio di accoglimento. Si è attualmente in attesa di un pronunciamento definitivo al riguardo, da parte dell'autorità giudiziaria.
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Nel secondo trimestre del 2016 si accentua la debolezza dell'economia globale e del commercio internazionale ma con significative differenze tra aree: negli Stati Uniti e nei paesi avanzati l'espansione prosegue, mentre le economie emergenti rimangono fragili e restano un elemento di rischio per la crescita. Inoltre l'esito del referendum consultivo del 23 giugno nel Regno Unito, che ha visto la prevalenza dei voti a favore dell'uscita del paese dall'Unione Europea, ha prodotto una situazione di incertezza e di maggiore volatilità sui mercati internazionali con ripercussioni sull'economia mondiale.
Il prodotto interno lordo (PIL) degli Stati Uniti è cresciuto dell'1,1% nel primo trimestre del 2016. E' questo il risultato della terza e ultima stima elaborata dal dipartimento del commercio americano.
Il dato è leggermente superiore a quanto stimato in precedenza (+0,8%), ma è ancora uno dei più bassi degli ultimi anni. In Giappone, dopo il calo nell'ultima parte del 2015, nel primo trimestre del 2016 il PIL ha registrato un'espansione superiore alle attese (+1,9%), beneficiando dei contributi positivi dei consumi, delle esportazioni nette e della spesa pubblica.
Il PIL cinese è cresciuto del 6,7% su base annua nel secondo trimestre 2016, allo stesso ritmo del primo trimestre e lievemente sopra le previsioni che stimavano una crescita del 6,6% (fonte: Ufficio Nazionale di Statistica di Pechino). La crescita del PIL è stata trainata dalla produzione industriale e dalle vendite al dettaglio mentre il trend degli investimenti mostra un nuovo rallentamento.
La ripresa economica in Europa sta proseguendo, anche se a ritmi inferiori a quelli attesi agli inizi dell'anno. Il PIL dell'Area Euro, secondo quanto pubblicato dall'Istat, è previsto attestarsi nel secondo trimestre 2016 a + 0,3%, sostenuto, in particolare, dalla domanda interna.
La crescita dell'economia italiana sembra aver rallentato nel secondo trimestre. Secondo quanto previsto dalla Banca d'Italia infatti, il PIL, dopo una crescita dello 0,3% nel primo trimestre, dovrebbe rallentare di 0,1 punti percentuali. La Banca d'Italia ricorda che la crescita archiviata nel primo trimestre 2016 rappresenta il quinto trimestre consecutivo con il segno positivo ma risulta ancora sensibilmente inferiore ai livelli di crescita pre-crisi.
L'inflazione al consumo risente di fattori globali ma anche di determinanti nazionali. Negli Stati Uniti l'inflazione del primo semestre si è attestata intorno all'1%. In Giappone i prezzi al consumo si sono ridotti dello 0,4% a maggio, mentre nel Regno Unito sono lievemente aumentati (0,3%). Per quanto concerne le principali economie emergenti l'inflazione è risultata contenuta in Cina (1,9% a giugno), in linea con l'obiettivo della Banca centrale in India (5,8%), su livelli elevati in Brasile e in Russia (8,8% e 7,5%, rispettivamente).
Relativamente all'Area Euro, l'Eurostat ha comunicato che l'inflazione su base annua è stata dello 0,1% nel mese di giugno 2016, in risalita dal -0,1% di maggio grazie al graduale recupero del prezzo delle commodities energetiche.
In Italia, la caduta dei prezzi al consumo si è ulteriormente accentuata in giugno. L'indice nazionale dei prezzi al consumo per l'intera collettività (NIC), al lordo dei tabacchi, registra nel mese di giugno 2016 un aumento dello 0,1% rispetto a maggio ed una diminuzione pari al -0,4% rispetto allo stesso mese dell'anno precedente. La dinamica complessiva ha risentito dell'attenuazione della crescita dei prezzi per i beni diversi da quelli alimentari ed energetici. L'inflazione media acquisita per il primo semestre 2016 è pari a -0,2% (fonte: Istat).
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Nel secondo trimestre è proseguito il lieve apprezzamento del tasso di cambio dell'euro nei confronti del dollaro (+2,5% la variazione su base trimestrale) anche se l'effetto Brexit e l'incertezza registrata sui mercati finanziari hanno frenato tale tendenza in particolare negli ultimi giorni di giugno (il cambio è passato da 1,14 del 23 giugno a 1,10 del 27 giugno). Il valore medio dell'euro rispetto al dollaro per il primo semestre 2016 è pari a 1,12.
Nella riunione del 21 luglio, la BCE ha mantenuto invariati i tassi, che restano, pertanto, fissati ai livelli decisi lo scorso 10 marzo 2016: 0% per quelli di riferimento, 0,25% per i rifinanziamenti marginali e -0,40% sui depositi overnight.
A fronte dei dati meno favorevoli sull'occupazione osservati in maggio negli Stati Uniti e dell'accresciuta incertezza sui mercati internazionali, il Federal Open Market Committee (FOMC) della Federal Reserve, così come avvenuto nel corso del primo trimestre, ha mantenuto inalterati i tassi ufficiali anche nel secondo trimestre 2016.
Si conferma la debolezza dell'economia globale nelle previsioni sulla dinamica della crescita mondiale (che sono state riviste al ribasso) effettuate dalle principali organizzazioni internazionali.
Gli economisti del Fondo Monetario Internazionale hanno ridotto di qualche decimale le stime sulla crescita mondiale, che si dovrebbe attestare al 3,1% quest'anno e al 3,4% nel 2017. Sul quadro internazionale pesano l'impatto della Brexit, il rallentamento della Cina (al 6,5% nel 2016 e al 6,2% nel 2017), la recessione in Brasile e Russia oltre alle difficoltà dei Paesi esportatori di petrolio colpiti dal basso prezzo del greggio (tra questi da segnalare soprattutto la Nigeria).
Secondo il Fondo Monetario Internazionale l'America quest'anno crescerà un po' meno del previsto: salirà del 2,2% nel 2016, rispetto al 2,4% ipotizzato a marzo, per poi tornare ad accelerare nel 2017 con una previsione del 2,5%.
Il complesso delle economie emergenti rivela una crescente differenziazione al suo interno, a cominciare dai cosiddetti BRIC (Brasile, Russia, India, Cina). L'India si conferma il paese da cui ci si attende la crescita più elevata nel 2016 (7,5%); la Cina prosegue nella sua fase di ristrutturazione con un tasso di espansione che, se pur inferiore ai valori storici, continuerà a mantenersi oltre il 6% (6,5%). In Brasile e Russia, è attesa per il 2016 una contrazione del PIL rispettivamente del 3,8% e dell'1,8%, che riflette gli impatti previsti sulle rispettive economie dall'accresciuto rischio politico.
Il risultato del referendum britannico ha aumentato l'incertezza sulle prospettive economiche dell'Eurozona: mentre gli effetti di breve periodo, riferiti prevalentemente al commercio estero, dovrebbero essere contenuti e limitati al quarto trimestre 2016, gli effetti di medio periodo saranno condizionati dalla natura dei futuri accordi tra il Regno Unito e l'Unione Europea.
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Secondo le stime contenute nell'"Eurozone Economic Outlook" effettuate dall'Istat insieme agli istituti di statistica Ifo e Isaee, il PIL dell'Area Euro è previsto in crescita dello 0,4% nel terzo trimestre 2016 e dello 0,3% nel quarto. I consumi dovrebbero essere la componente di maggior supporto all'espansione, grazie al miglioramento del mercato del lavoro ed al basso livello dei prezzi. Nel medio periodo il Fondo Monetario Internazionale ha rivisto al ribasso le previsioni di crescita dell'Eurozona con un PIL che dal +1,6% del 2016 frenerà all'1,4% nel 2017. I rischi sono aumentati e includono un ulteriore rallentamento dell'economia globale, i timori per la sicurezza, la debolezza delle banche e del settore finanziario.
Secondo il Fondo Monetario Internazionale la Brexit avrà un impatto negativo anche sulla ripresa italiana su cui già gravano l'elevatodebito pubblicononché i problemi del sistema bancario, zavorrato dalle sofferenze ed, in alcuni casi, dalla necessità di rilevanti "ricapitalizzazioni".
Le previsioni di crescita del PIL sono state riviste in diminuzione allo 0,9% nel 2016 (contro il precedente 1,1%) e all'1,0% nel 2017 rispetto al precedente 1,2%. Quest'anno il tasso di disoccupazione italiano si attesterà al 12,6% con livelli significativamente alti in alcune regioni e tra i giovani, per poi scendere all'11,4% nel 2016 ed al 10,9% nel 2017 (fonte: FMI).
Per quanto concerne il livello dei prezzi nell'Eurozona, la recente ripresa del prezzo del petrolio potrebbe portare ad un graduale incremento nell'inflazione: per il terzo e il quarto trimestre si prevedono, rispettivamente, un +0,4% ed un +0,7%, con una crescita media dello 0,3% per l'intero 2016 (fonte: Istat).
Secondo la stima contenuta nelle "Proiezioni macroeconomiche per l'economia italiana" della Banca d'Italia l'inflazione dovrebbe rimanere prossima allo zero nella media del 2016, per poi risalire solo gradualmente allo 0,9% nel 2017 ed all'1,5% nel 2018.
Il cambio euro-dollaro, secondo le stime della maggior parte degli istituti finanziari, potrà registrare nei prossimi mesi un trend ribassista. Risulteranno determinanti per il cambio gli andamenti dei livelli di tasso di interesse e dunque i ruoli delle banche centrali. Nella riunione del 21 luglio, la BCE ha annunciato che manterrà i tassi ai livelli attuali per un periodo prolungato, ben oltre l'orizzonte del piano di acquisto di titoli che ha come scadenza indicativa il marzo 2017. Il Quantitative easing è stato confermato a 80 miliardi al mese e il suo periodo d'azione potrebbe esser esteso per riportare l'inflazione all'obiettivo vicino al +2%. Sui prossimi passi della Fed si rafforzano le aspettative di una proroga del rialzo dei tassi di interesse a fronte del rischio di una ulteriore contrazione della crescita globale.
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Nel primo semestre del 2016 il prezzo del Brent ha evidenziato un trend rialzista dai minimi registrati nel mese di gennaio attestandosi ad un valore medio di 41,0 \$/bbl (corrispondente a 36,7 €/bbl). Tale valore risulta in calo di circa il 31% nel confronto con il medesimo periodo del 2015.
Al rafforzamento delle quotazioni dei corsi petroliferi hanno contribuito prevalentemente il calo dell'offerta statunitense e l'interruzione temporanea della produzione in importanti paesi esportatori. Secondo le più recenti stime dell'Agenzia Internazionale dell'Energia (International Energy Agency, IEA) nel 2016 l'eccesso di offerta dovrebbe ridursi di circa il 60%, in larga misura a causa del ridimensionamento della produzione dei paesi non OPEC, mentre la domanda dovrebbe registrare un graduale recupero. I contratti futures delineano un aumento contenuto dei prezzi del greggio nel prosieguo dell'anno e nel 2017.
Il carbone risente di un quadro di domanda ancora debole. Il prezzo medio del carbone con delivery nei porti di Amsterdam-Rotterdam-Anversa (Coal Cif ARA) è stato pari a 47,0 \$/ tonn nel primo semestre 2016, in calo del 21% circa rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. Da osservare che nel secondo trimestre si è assistito ad un trend di crescita, prevalentemente imputabile alla risalita delle commodities petrolifere, che ha portato le quotazioni di giugno oltre i 52 \$/tonn.
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Per quanto attiene lo scenario del mercato elettrico nazionale, il fabbisogno netto di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2016 è stato pari a 151.005 GWh (fonte: Terna), con una diminuzione del 2,0% rispetto al primo semestre 2015.
La produzione netta di energia elettrica rimane debole, attestandosi a 129.688 GWh, in calo dell'1,9% su base annua. La normalizzazione dell'idraulicità ha determinato una sensibile diminuzione della produzione da fonte idroelettrica, che si attesta a 21.505 GWh, registrando una diminuzione dell'8,9% rispetto al medesimo periodo del 2015. Di tale riduzione ha beneficiato solo parzialmente la produzione termoelettrica, che nel periodo gennaio-giugno rimane stabile rispetto al corrispondente periodo dell'anno precedente.
Per quanto concerne le fonti rinnovabili, si osserva un andamento discordante: il fotovoltaico registra un calo del 13,1% rispetto al primo semestre 2015; per contro risultano in aumento sia la produzione eolica (+13,9%) che geotermoelettrica (+2,7%).
La produzione nazionale, al netto dei consumi da pompaggio, ha coperto l'85,2% della richiesta di energia elettrica, mentre le importazioni nette hanno soddisfatto la parte restante.
Sul fronte prezzi, il PUN (Prezzo Unico Nazionale) Base Load del periodo gennaio-giugno è sceso del 26%, attestandosi a 37,0 €/MWh contro i 49,9 €/MWh del primo semestre 2015.
Andamento in diminuzione anche per il prezzo nelle ore di alto carico (-25% per il PUN Peak Load attestatosi a 40,9 €/MWh). Il prezzo nelle ore a basso carico registra una diminuzione del 24% nel primo semestre 2016 rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (-26% per il PUN Off-Peak attestatosi a 34,9 €/MWh). Per il secondo semestre 2016, le curve forward indicano prezzi in lieve risalita con valori lievemente superiori ai 43 €/MWh.
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Nel corso del primo semestre 2016 la domanda di gas naturale è aumentata dell'1,3% rispetto allo stesso periodo del 2015, attestandosi a 35.713 Mmc (fonte: Snam Rete Gas). Anche nel mese di giugno si evidenzia un incremento nella domanda di gas che, confermando la tendenza dell'intero semestre, segna un aumento del 2,1% rispetto al 2015.
La ripresa ha interessato soprattutto i consumi del settore termoelettrico che segnano un +10,1% rispetto al primo semestre 2015, beneficiando anche della contrazione della produzione rinnovabile. Anche il settore industriale mostra segnali di ripresa attestandosi a 6.802 Mmc, con un incremento del 2,7% rispetto al corrispondente periodo del 2015. Nel primo semestre 2016 i consumi del settore residenziale e commerciale registrano per contro una diminuzione del 3,4% rispetto al medesimo periodo del 2015, per effetto delle temperature più miti registratesi nei mesi invernali.
L'import ha rappresentato circa il 92% del fabbisogno al netto dell'andamento dello stoccaggio, mentre la produzione nazionale ha coperto la restante parte. Dal lato dell'offerta cala ai minimi storici la produzione nazionale, attestandosi a 2.705 Mmc (-16,1% rispetto al primo semestre del 2015).
Sul fronte delle quotazioni, il prezzo del gas al PSV, ha fatto registrare nel corso del primo semestre i valori minimi nel mese di febbraio (in concomitanza con la partenza delle esportazioni di shale gas statunitense via GNL) a valle dei quali ha evidenziato un trend in costante recupero. Nello specifico, il prezzo per il semestre è stato pari a 14,6 €/MWh, in calo del 37,4% rispetto al primo semestre del 2015. Nel mese di giugno le quotazioni si sono attestate ad un valore pari a 15,7 €/MWh. Per il secondo semestre 2016, le curve forward indicano prezzi in risalita con valori medi lievemente superiori ai 17 €/MWh. Il prezzo del gas al TTF è stato pari a 13,0 €/MWh, in diminuzione del 38,6% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.
L'andamento delle quotazioni registrato ha determinato un differenziale PSV-TTF, per il primo semestre 2016, pari a 1,6 €/MWh, in sensibile calo rispetto al differenziale 2015, pari a 2,1 €/MWh. I principali fattori che caratterizzeranno il valore dello spread saranno legati all'andamento degli approvvigionamenti di gas dal Sud (attesi in aumento per la rinnovata disponibilità algerina) nonché alle logiche di ottimizzazione di portafoglio adottate dai principali importatori italiani e legate alle aspettative sui differenziali di prezzo per i prossimi mesi (Fonte: Ref).
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Risultati per settore di attività
I settori di attività in cui opera il Gruppo A2A sono riconducibili alle seguenti "Business Units":
L'attività della Business Unit Generazione e Trading è relativa alla gestione del portafoglio impianti di generazione(1) del Gruppo. Il comparto "Generazione" ha lo specifico obiettivo di massimizzare la disponibilità e l'efficienza degli impianti, minimizzando i costi di esercizio e manutenzione (O&M). Il comparto "Trading" ha invece il compito 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).
L'attività della Business Unit Commerciale è finalizzata alla vendita al dettaglio di energia elettrica e di gas naturale ai clienti del mercato libero e alla commercializzazione ai clienti serviti in regime di tutela.
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.
Infine, 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.
L'attività della Business Unit Reti e Calore riguarda prevalentemente la gestione tecnicooperativa delle reti di distribuzione di energia elettrica, di trasporto e distribuzione di gas naturale e la gestione dell'intero ciclo idrico integrato (captazione delle acque, gestione degli acquedotti, distribuzione idrica, gestione di reti fognarie, depurazione). Inoltre è 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 comprese le attività relative al servizio di gestione di impianti di riscaldamento di proprietà di terze parti (servizi di gestione calore) e all'illuminazione pubblica, agli impianti di regolazione del traffico, alla gestione delle lampade votive e servizi di progettazione impianti.
La Business Unit Estero comprende nel semestre in esame le attività svolte dalla partecipata Elektroprivreda Crne Gore AD Nikšic' (EPCG)(2) in relazione alla produzione e vendita di energia elettrica in Montenegro e la gestione tecnica operativa delle relative reti di distribuzione elettrica.
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Gli Altri Servizi includono le attività relative ai servizi di videosorveglianza, trasmissione dati, telefonia e accessi ad internet.
I servizi di Corporate, invece, 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 etc.) i cui costi, al netto di quanto riaddebitato per competenza alle singole Business Unit in base ai servizi resi, rimangono in carico alla Corporate.
Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Generazione e Trading.
| GWh | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| FONTI | ||||
| Produzioni nette | 5.985 | 5.993 | (8) | (0,1%) |
| - produzione termoelettrica | 3.722 | 3.713 | 9 | 0,2% |
| - produzione idroelettrica | 2.262 | 2.278 | (16) | (0,7%) |
| - produzione fotovoltaica | 1 | 2 | (1) | (50,0%) |
| Acquisti | 21.494 | 19.261 | 2.233 | 11,6% |
| - borsa | 4.847 | 3.783 | 1.064 | 28,1% |
| - grossisti | 1.863 | 2.806 | (943) | (33,6%) |
| - portafoglio di Trading/Service | 14.784 | 12.672 | 2.112 | 16,7% |
| TOTALE FONTI | 27.479 | 25.254 | 2.225 | 8,8% |
| USI | ||||
| Vendite a Retailer del Gruppo | 3.041 | 2.727 | 314 | 11,5% |
| Vendite ad altri grossisti | 3.122 | 4.373 | (1.251) | (28,6%) |
| Vendite in borsa | 6.532 | 5.482 | 1.050 | 19,2% |
| Portafoglio di Trading/Service | 14.784 | 12.672 | 2.112 | 16,7% |
| TOTALE USI | 27.479 | 25.254 | 2.225 | 8,8% |
I dati relativi alle vendite sono riportati al lordo delle perdite.
Nel primo semestre 2016 la produzione di energia elettrica del Gruppo è stata pari a 5.985 GWh, a cui si aggiungono acquisti per 21.494 GWh, per una disponibilità complessiva di 27.479 GWh.
Le produzioni evidenziano complessivamente un sostanziale allineamento (sia produzioni idroelettriche che produzioni termoelettriche) rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente.
Gli acquisti di energia elettrica si sono attestati a 21.494 GWh (19.261 GWh al 30 giugno 2015): i minori acquisti effettuati sui mercati all'ingrosso sono stati più che compensati dalle maggiori quantità intermediate in borsa e nell'ambito dell'attività di trading.
Nello stesso periodo le minori vendite sui mercati all'ingrosso (-28,6%), sono state più che compensate dalle maggiori quantità vendute sui mercati spot (+19,2%) e alla Business Unit Commerciale (+11,5%).
Le quantità di energia elettrica intermediate nell'ambito dell'attività di trading registrano un incremento del 16,7%.
Complessivamente nel primo semestre le vendite di energia elettrica della Business Unit Generazione e Trading si sono attestate a 27.479 GWh (25.254 GWh al 30 giugno 2015).
| Milioni di mc | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| FONTI | ||||
| Approvvigionamenti | 1.252 | 1.136 | 116 | 10,2% |
| Prelievi da magazzino | 97 | 114 | (17) | (14,9%) |
| Autoconsumi/GNC | (6) | (7) | 1 | (14,3%) |
| Portafoglio di Trading/Service | 1.524 | 585 | 939 | n.s. |
| TOTALE FONTI | 2.867 | 1.828 | 1.039 | 56,8% |
| USI | ||||
| Usi Business Unit Commerciale | 679 | 638 | 41 | 6,4% |
| Usi termoelettrici | 393 | 343 | 50 | 14,6% |
| Usi Business Unit Calore e Ambiente | 48 | 58 | (10) | (17,2%) |
| Grossisti | 223 | 204 | 19 | 9,3% |
| Portafoglio di Trading/Service | 1.524 | 585 | 939 | n.s. |
| TOTALE USI | 2.867 | 1.828 | 1.039 | 56,8% |
Le quantità sono esposte a mc standard riportati al PCS di 38100 MJ alla riconsegna.
Nel primo semestre del 2016 i volumi di gas venduti si attestano a 2.867 milioni di metri cubi, in aumento del 56,8% rispetto allo stesso periodo del 2015 (1.828 milioni di metri cubi).
Sono risultati in aumento soprattutto i volumi di gas intermediati nell'ambito del Portafoglio di Trading (+939 milioni di metri cubi) a seguito di un incremento delle attività relative, i volumi venduti per usi termoelettrici (+14,6%), i volumi venduti sui mercati all'ingrosso (+9,3%), nonché i volumi di gas venduti alla Business Unit Commerciale (+6,4%), mentre si registra una lieve riduzione delle vendite nei confronti delle altre Business Unit del Gruppo (-17,2%).
224
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 1.225 | 1.381 | (156) | (11,3%) |
| Margine Operativo Lordo | 170 | 192 | (22) | (11,5%) |
| % su Ricavi | 13,9% | 13,9% | ||
| Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni | (100) | (82) | (18) | 22,0% |
| Risultato Operativo Netto | 70 | 110 | (40) | (36,4%) |
| % su Ricavi | 5,7% | 8,0% | ||
| Investimenti | 8 | 28 | (20) | (71,4%) |
| FTE | 1.135 | 1.250 | (115) | (9,2%) |
| Costo del personale | 47 | 46 | 1 | 2,2% |
I ricavi si sono attestati a 1.225 milioni di euro, in diminuzione di 156 milioni di euro rispetto al primo semestre dell'esercizio precedente sostanzialmente per le minori vendite forward e per la discesa registrata nello scenario energetico che ha determinato una riduzione sia dei prezzi forward che dei prezzi spot.
Il Margine Operativo Lordo è risultato pari a 170 milioni di euro, in riduzione di 22 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi dell'anno precedente.
Nel confronto con il primo semestre del 2015, il risultato del 2016 beneficia di maggiori partite non ricorrenti per circa 10 milioni di euro, mentre risente, per circa 4 milioni di euro, dell'effetto negativo della variazione di perimetro riconducibile all'assegnazione degli impianti idroelettrici del nucleo di Udine (ad eccezione di Ampezzo e Somplago) - il cosiddetto "Ramo Cellina" - a favore di Cellina Energy S.r.l. per effetto della scissione non proporzionale di Edipower S.p.A. con efficacia 1° gennaio 2016. Al netto di tali effetti non ricorrenti, il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading risulta in riduzione di circa 28 milioni di euro. Tale contrazione è prevalentemente riconducibile all'uscita della centrale termoelettrica di San Filippo del Mela dal regime di essenzialità a fine maggio 2016, al segmento gas, penalizzato dall'andamento negativo dello scenario energetico e al minore margine realizzato sulle attività del portafoglio di Trading, dovuto alla compressione degli spread con l'estero e al venir meno di alcune opportunità sul mercato dei certificati ambientali (quale la conclusione del meccanismo dei Certificati Verdi).
Hanno invece parzialmente compensato tali dinamiche la buona perfomance registrata nel mercato dei titoli ambientali, nonché i risultati degli impianti a ciclo combinato a gas, che hanno beneficiato di una maggiore attività sui mercati secondari ed hanno compensato la forte diminuzione dei prezzi di vendita dei nuclei idroelettrici, nonché la flessione degli spread dell'impianto a carbone di Monfalcone.
Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono stati complessivamente pari a 100 milioni di euro (82 milioni di euro al 30 giugno 2015). L'incremento, pari a 18 milioni di euro, è attribuibile prevalentemente ai maggiori accantonamenti per rischi effettuati a copertura di oneri contrattuali.
In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto si è attestato a 70 milioni di euro (110 milioni di euro nel primo semestre 2015).
Nel periodo in esame gli Investimenti sono risultati pari a circa 8 milioni di euro e hanno riguardato principalmente interventi di manutenzione straordinaria presso i nuclei idroelettrici di Mese, Calabria e della Valtellina per 3,2 milioni di euro, e presso gli impianti termoelettrici di Monfalcone, Chivasso e Piacenza per circa 3,3 milioni di euro. Si registrano inoltre investimenti per 0,2 milioni di euro realizzati presso la Società A2A Trading riguardanti principalmente sviluppi ed interventi di manutenzione evolutiva sulle piattaforme Hardware e Software.
La riduzione delle FTE rilevata nel primo semestre 2016 rispetto al corrispondente periodo del 2015 è riconducibile per circa -26 FTE alla cessione del cosiddetto "Ramo Cellina" a favore di Cellina Energy S.r.l., la restante parte (-89 FTE) è invece riconducibile al piano di efficientamento in essere del comparto generazione.
225
Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Commerciale.
| 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Vendite energia elettrica | ||||
| Vendite energia elettrica Mercato Libero (GWh) |
2.973 | 2.639 | 334 | 12,7% |
| Vendite energia elettrica in regime di Maggior Tutela (GWh) |
1.016 | 1.097 | (81) | (7,4%) |
| Totale vendite energia elettrica (GWh) | 3.989 | 3.736 | 253 | 6,8% |
| 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Vendite gas | ||||
| Vendite gas Mercato Libero (Mmc) | 373 | 309 | 64 | 20,7% |
| Vendite gas in regime di Maggior Tutela (Mmc) |
291 | 319 | (28) | (8,8%) |
| Totale vendite gas (Mmc) | 664 | 628 | 36 | 5,7% |
Le quantità di vendita sono esposte al netto delle perdite.
Nei primi sei mesi del 2016 si registra un incremento nelle vendite di energia elettrica (+6,8%) e nelle vendite di gas (+5,7%) rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.
La crescita nel settore elettrico è riconducibile alle maggiori vendite sul mercato libero verso i grandi clienti e verso i clienti diffusi, in parte compensata dal calo delle quantità vendute verso i clienti serviti in regime di tutela.
La crescita nel settore gas è invece attribuibile prevalentemente ad un maggior numero di punti di riconsegna serviti sul mercato libero e ai maggiori volumi venduti ai grandi clienti.
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 669 | 699 | (30) | (4,3%) |
| Margine Operativo Lordo | 73 | 54 | 19 | 35,2% |
| % su Ricavi | 10,9% | 7,7% | ||
| Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni | (9) | (8) | (1) | 12,5% |
| Risultato Operativo Netto | 64 | 46 | 18 | 39,1% |
| % su Ricavi | 9,6% | 6,6% | ||
| Investimenti | 2 | 1 | 1 | 100% |
| FTE | 467 | 430 | 37 | 8,6% |
| Costo del personale | 12 | 13 | (1) | (7,7%) |
I ricavi si sono attestati a 669 milioni di euro (699 milioni di euro al 30 giugno 2015), in contrazione rispetto ai primi sei mesi dell'anno precedente prevalentemente per la riduzione del prezzi unitari sia nel segmento elettrico che in quello del gas.
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Commerciale si è attestato a 73 milioni di euro, in crescita di 19 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015.
Al netto di componenti positive di reddito non ricorrenti rilevate nei primi sei mesi del 2016 pari a circa 6 milioni di euro, il Margine Operativo Lordo della Business Unit risulta in crescita di 13 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del 2015 prevalentemente a seguito della crescita dei risultati registrata nel comparto della vendita di energia elettrica.
Tale andamento ha interessato sia il mercato libero a seguito dell'incremento dei volumi venduti e del maggior numero di punti serviti, sia il mercato della tutela per effetto dell'aumento della quota tariffaria a copertura dei costi di commercializzazione (nonostante il calo delle quantità vendute verso i clienti serviti in regime di tutela sopra menzionato).
Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono stati complessivamente pari a 9 milioni di euro, in linea con quelli del 30 giugno 2015.
In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto si è attestato a 64 milioni di euro (46 milioni di euro nel primo semestre dell'anno precedente).
Nel periodo in esame gli Investimenti della Business Unit Commerciale si sono attestati a circa 2 milioni di euro ed hanno riguardato principalmente sviluppi ed interventi di manutenzione evolutiva sulle piattaforme Hardware e Software a supporto delle attività di marketing e di fatturazione.
Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Ambiente.
| 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Rifiuti raccolti (Kton) | 662 | 648 | 14 | 2,2% |
| Rifiuti smaltiti (Kton) | 1.224 | 1.328 | (104) | (7,8%) |
| Energia elettrica venduta (GWh) | 665 | 665 | - | - |
| Calore ceduto (GWht)* | 692 | 650 | 42 | 6,5% |
(*) Quantità rilevate a bocca di centrale.
Nei primi sei mesi del 2016 le quantità di rifiuti raccolti, pari a 662 migliaia di tonnellate, sono risultate in crescita rispetto al primo semestre 2015 (+2,2%). Le quantità di rifiuti smaltiti evidenziano invece una riduzione (-104 migliaia di tonnellate) rispetto al primo semestre del 2015 principalmente attribuibile ai minori rifiuti speciali smaltiti presso la discarica lotti inertizzati di Corteolona a causa del blocco dei conferimenti, da parte dell'ARPA, per analisi ambientali sulla falda acquifera, ai minori smaltimenti presso la discarica di Cavaglià e di Montichiari (quest'ultima in esaurimento a dicembre 2015). Tale andamento è stato in parte compensato dalle maggiori quantità smaltite presso la discarica di Giussago (avvio nel mese di gennaio 2016).
Le quantità di energia elettrica vendute sono risultate in linea rispetto al primo semestre 2015, mentre la produzione di calore è risultata in crescita (+42 GWh termici) per effetto delle maggiori quantità richieste dal comparto teleriscaldamento.
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 403 | 406 | (3) | (0,7%) |
| Margine Operativo Lordo | 119 | 110 | 9 | 8,2% |
| % su Ricavi | 29,5% | 27,1% | ||
| Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni | (41) | (32) | (9) | 28,1% |
| Risultato Operativo Netto | 78 | 78 | - | - |
| % su Ricavi | 19,4% | 19,2% | ||
| Investimenti | 28 | 23 | 5 | 21,7% |
| FTE | 4.868 | 4.848 | 20 | 0,4% |
| Costo del personale | 130 | 128 | 2 | 1,6% |
Nel corso del semestre la Business Unit ha registrato ricavi per 403 milioni di euro (406 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Ambiente è risultato pari a 119 milioni di euro, in crescita di 9 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.
Al netto delle partite non ricorrenti che hanno caratterizzato i due periodi di confronto, il margine operativo industriale della Business Unit cresce di 3 milioni di euro rispetto ai primi 6 mesi del 2015.
Alla crescita dei risultati del semestre hanno contribuito:
Tale andamento è stato parzialmente compensato da un effetto prezzo negativo (seppur mitigato dalle vendite forward) riconducibile alla vendita di energia elettrica e calore prodotti dagli impianti waste to energy del Gruppo, nonché dalla riduzione delle quantità smaltite presso la discarica di lotti inertizzati di Corteolona (dal mese di maggio 2015) e le discariche di Cavaglià e Montichiari.
Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 41 milioni di euro (32 milioni di euro nel primo semestre dell'anno precedente).
Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto è stato pari a 78 milioni di euro, in linea rispetto ai primi sei mesi del 2015.
Gli Investimenti del semestre si sono attestati a 28 milioni di euro e hanno riguardato principalmente interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti di termovalorizzazione (7 milioni di euro), degli impianti di trattamento e discariche (4 milioni di euro), l'acquisto di mezzi e contenitori per la raccolta (13 milioni di euro), nonché l'acquisto della quota di maggioranza di una società operante nel settore della raccolta (4 milioni di euro).
La crescita delle FTE rilevata nel primo semestre 2016 (+20 FTE) rispetto al corrispondente periodo del 2015 è riconducibile per circa +68 FTE a variazioni di perimetro intervenute nei due periodi di confronto (vincita di nuove gare per la raccolta e l'igiene urbana e acquisizione di una nuova società attiva nel comparto della raccolta nel corso del 2016, compensati da minori FTE per l'evento EXPO 2015) e per circa -48 risorse al contenimento degli organici a parità di perimetro.
230
Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Reti e Calore.
| 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 | |
|---|---|---|---|---|
| Energia elettrica distribuita (GWh) | 5.466 | 5.522 | (56) | (1,0%) |
| Gas distribuito (Mmc) | 1.039 | 1.068 | (29) | (2,7%) |
| Gas trasportato (Mmc) | 195 | 205 | (10) | (4,9%) |
| Acqua distribuita (Mmc) | 31 | 29 | 2 | 6,9% |
L'energia elettrica distribuita nel primo semestre 2016 è stata pari a 5.466 GWh, in riduzione (-56 GWh) rispetto ai primi sei mesi dell'esercizio 2015, a seguito di una flessione dei consumi, imputabile principalmente agli usi in media ed alta tensione.
Le quantità di gas distribuito e di gas trasportato nel semestre si sono attestate rispettivamente a 1.039 milioni di metri cubi (-2,7%) e a 195 milioni di metri cubi (-4,9%).
L'acqua distribuita è, invece, risultata pari a 31 Mmc, in crescita di 2 Mmc rispetto al corrispondente periodo dell'anno precedente.
| GWht | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| FONTI | ||||
| Impianti di: | 613 | 677 | (64) | (9,5%) |
| - Lamarmora | 258 | 292 | (34) | (11,6%) |
| - Famagosta | 59 | 87 | (28) | (32,2%) |
| - Tecnocity | 42 | 42 | - | - |
| - Altri impianti | 254 | 256 | (2) | (0,8%) |
| Acquisti da: | 915 | 846 | 69 | 8,2% |
| - Terzi | 211 | 186 | 25 | 13,4% |
| - Altre Business Units | 704 | 660 | 44 | 6,7% |
| TOTALE FONTI | 1.528 | 1.523 | 5 | 0,3% |
| USI | ||||
| Vendite ai clienti finali | 1.332 | 1.334 | (2) | (0,1%) |
| Perdite di distribuzione | 196 | 189 | 7 | 3,7% |
| TOTALE USI | 1.528 | 1.523 | 5 | 0,3% |
Note:
I dati fanno riferimento alla sola attività di teleriscaldamento. Non sono incluse le vendite relative alla gestione calore.
Sono incluse tra gli acquisti le quantità di calore acquistate dalla Business Unit Ambiente.
Nei primi sei mesi del 2016 le vendite di calore ai clienti finali sono risultate in linea con il primo semestre dell'anno precedente: le minori vendite dovute all'andamento climatico mite registrato nel periodo in esame sono state interamente compensate dalle maggiori quantità di vendita derivanti dallo sviluppo commerciale in essere.
Le produzioni di calore sono diminuite di 64 GWh termici, mentre gli acquisti sono aumentati di 69 GWh termici.
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 499 | 491 | 8 | 1,6% |
| Margine Operativo Lordo | 227 | 183 | 44 | 24,0% |
| % su Ricavi | 45,5% | 37,3% | ||
| Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni | (60) | (60) | - | - |
| Risultato Operativo Netto | 167 | 123 | 44 | 35,8% |
| % su Ricavi | 33,5% | 25,1% | ||
| Investimenti | 77 | 71 | 6 | 8,5% |
| FTE | 2.182 | 2.157 | 25 | 1,2% |
| Costo del personale | 53 | 60 | (7) | (11,7%) |
I ricavi della Business Unit Reti e Calore nei primi sei mesi del 2016 si sono attestati a 499 milioni di euro (491 milioni di euro al 30 giugno 2015). Tale andamento è prevalentemente attribuibile all'iscrizione nel primo semestre 2016 di 51,4 milioni di euro di ricavi non ricorrenti per la società A2A Ciclo idrico S.p.A..
Infatti, con la Deliberazione n. 16/2016 il Consiglio di Amministrazione dell'Ente di Governo dell'Ambito di Brescia ha approvato il riconoscimento di partite tariffarie pregresse (per gli esercizi 2007-2011) ad A2A Ciclo Idrico S.p.A. ai sensi della deliberazione dell'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas ed il Sistema Idrico n. 643/2013/R/idr.
Tale andamento è stato tuttavia quasi interamente riassorbito dai minori ricavi registrati nei comparti della distribuzione elettrica e gas (a seguito prevalentemente della revisione del WACC a partire dal 2016, nonché del nuovo assetto regolatorio della distribuzione elettrica), nella vendita di titoli ambientali, nonché dalla forte contrazione dei prezzi medi di vendita del calore e dell'energia elettrica nel comparto teleriscaldamento e gestione calore.
Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Reti e Calore è risultato pari a 227 milioni di euro, in crescita di 44 milioni di euro rispetto ai primi sei mesi del 2015.
Si segnala tuttavia che tale crescita, come sopra menzionato, è riconducibile in prevalenza alla registrazione di tali partite di ricavo non ricorrenti per il ciclo idrico e relative agli anni 2007-2011.
Al netto delle partite non ricorrenti positive registrate nei due periodi di confronto (rispettivamente circa 51 milioni di euro nel primo semestre 2016 e circa 2 milioni di euro nel primo semestre dell'anno precedente), il margine operativo della Business Unit risulta in flessione di 4 milioni di euro rispetto al primo semestre dell'anno precedente.
Tale andamento è sostanzialmente riconducibile a:
minori ricavi ammessi attesi per le attività di distribuzione di energia elettrica e gas complessivamente per circa 12 milioni di euro riconducili prevalentemente, nella distribuzione gas, all'aggiornamento a partire dal 2016 del WACC (Weighted Average Cost of Capital) da parte dell'AEEGSI e, nella distribuzione di energia elettrica, al cambio del periodo regolatorio, all'aggiornamento del WACC sopracitato, nonché ai minori ricavi per allacciamenti e prestazioni;
minori margini relativi alle attività di teleriscaldamento e gestione calore per circa 6 milioni di euro riconducibili in prevalenza alla riduzione dei prezzi unitari di vendita di calore, nonché ai minori ricavi registrati nel mercato dei titoli ambientali;
I margini relativi all'attività di illuminazione pubblica risultano invece complessivamente in linea rispetto a quelli del primo semestre dell'anno precedente.
Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 60 milioni di euro, in linea rispetto ai primi sei mesi dell'anno precedente (60 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato Operativo Netto si è attestato a 167 milioni di euro (123 milioni di euro nel primo semestre del 2015).
Gli Investimenti nel periodo in esame sono risultati pari a 77 milioni di euro e hanno riguardato:
• nel comparto distribuzione energia elettrica, interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti ed in particolare, l'allacciamento di nuovi utenti, il mantenimento delle cabine secondarie, l'ampliamento e il rifacimento della rete in media e bassa tensione, nonché interventi di mantenimento e potenziamento degli impianti primari (26 milioni di euro);
234
Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Estero. Nel semestre in esame, la Business Unit Estero coincide con EPCG, per la quale si riportano i dati quantitativi ed economici.
| GWh | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| FONTI | ||||
| Produzioni | 1.494 | 1.494 | - | - |
| - produzione termoelettrica | 412 | 610 | (198) | (32,5%) |
| - produzione idroelettrica | 1.082 | 884 | 198 | 22,4% |
| Import e altre fonti | 401 | 470 | (69) | (14,7%) |
| - import | 348 | 441 | (93) | (21,1%) |
| - altre fonti | 53 | 29 | 24 | 82,8% |
| TOTALE FONTI | 1.895 | 1.964 | (69) | (3,5%) |
| USI | ||||
| Consumi mercato domestico | 1.160 | 1.410 | (250) | (17,7%) |
| Perdite di distribuzione | 205 | 241 | (36) | (14,9%) |
| Perdite di trasmissione | 69 | 67 | 2 | 3,0% |
| Altri usi | 20 | 10 | 10 | 100,0% |
| Export | 441 | 236 | 205 | 86,9% |
| TOTALE USI | 1.895 | 1.964 | (69) | (3,5%) |
Nei primi sei mesi del 2016 la disponibilità complessiva del Gruppo EPCG è risultata pari a 1.895 GWh (1.964 GWh al 30 giugno 2015).
Alla copertura del fabbisogno hanno contribuito gli impianti di EPCG che hanno prodotto complessivamente 1.494 GWh (sostanzialmente in linea rispetto ai primi sei mesi del 2015), di cui 412 GWh da fonte termoelettrica (-32,5%) e 1.082 GWh da fonte idroelettrica (+22,4%): la riduzione delle produzioni termoelettriche dell'impianto di Pljevlja è riconducibile alla mancata fornitura di un grande cliente energivoro (Montenegro Bonus) a partire dal mese di marzo 2016, mentre la produzione idroelettrica evidenzia un recupero consistente registrato soprattutto nel corso del secondo trimestre dell'anno. Nel periodo in esame si è registrato inoltre, una riduzione dell'import (-93 GWh), nonché un incremento delle quantità esportate (+205 GWh).
Le vendite di energia elettrica del gruppo EPCG sul mercato domestico si sono attestate complessivamente a 1.160 GWh, in riduzione del 17,7% rispetto al corrispondente periodo dell'anno precedente, sostanzialmente a seguito dell'interruzione della fornitura di energia elettrica al grande cliente energivoro sopramenzionato.
| GWh | 30 06 2016 | 30 06 2015 | Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Energia elettrica distribuita* | 1.044 | 1.054 | (10) | (0,9%) |
(*) Dati al netto delle perdite di distribuzione.
Nel periodo in esame, inoltre, l'energia elettrica distribuita sulla rete di media e bassa tensione montenegrina, è risultata pari a 1.044 GWh (1.054 GWh al 30 giugno 2015).
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 111 | 118 | (7) | (5,9%) |
| Margine Operativo Lordo | 35 | 32 | 3 | 9,4% |
| % su Ricavi | 31,5% | 27,1% | ||
| Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni | (15) | (17) | 2 | (11,8%) |
| Risultato Operativo Netto | 20 | 15 | 5 | 33,3% |
| % su Ricavi | 18,0% | 12,7% | ||
| Investimenti | 10 | 7 | 3 | 42,9% |
| FTE | 2.388 | 2.527 | (139) | (5,5%) |
| Costo del personale | 22 | 23 | (1) | (4,3%) |
I ricavi si sono attestati a 111 milioni di euro (118 milioni di euro al 30 giugno 2015). La riduzione dei ricavi nel periodo è prevalentemente riconducibile alle minori vendite di energia elettrica al cliente Montenegro Bonus (interruzione fornitura a partire dal mese di marzo 2016) e agli altri clienti finali (minori ricavi di vendita e distribuzione).
Il Margine Operativo Lordo è risultato pari a 35 milioni di euro, in crescita di 3 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. Tale andamento è riconducibile in prevalenza ad un recupero di marginalità del comparto energia nel corso del secondo trimestre dell'anno grazie alle maggiori quantità di energia elettrica esportate e ad una contestuale contrazione delle quantità di import, nonché ad un ulteriore miglioramento della perfomance del comparto distribuzione dovuto principalmente ai minori costi operativi.
Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 15 milioni di euro (17 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto è positivo per 20 milioni di euro, in crescita di 5 milioni di euro rispetto al primo semestre 2015.
Gli Investimenti, pari a 10 milioni di euro, si riferiscono principalmente ad interventi di sostituzione dei contatori tradizionali con contatori telegestiti (6,6 milioni di euro), ad interventi di manutenzione della rete primaria e secondaria di distribuzione (1,5 milioni di euro), ad interventi sui sistemi informativi centrali e all'acquisto di nuovi autoveicoli (circa 0,6 milioni di euro), nonché ad interventi di manutenzione sull'impianto termoelettrico di Pljevlja e sugli impianti idroelettrici di Perucica e Piva (complessivamente circa 1,1 milioni di euro).
| Milioni di euro | 01 01 2016 30 06 2016 |
01 01 2015 30 06 2015 |
Variazioni | % 2016/2015 |
|---|---|---|---|---|
| Ricavi | 89 | 89 | - | - |
| Margine Operativo Lordo | (10) | (9) | (1) | 11,1% |
| % su Ricavi | (11,2%) | (10,1%) | ||
| Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni | (9) | (49) | 40 | (81,6%) |
| Risultato Operativo Netto | (19) | (58) | 39 | (67,2%) |
| % su Ricavi | (21,3%) | (65,2%) | ||
| Investimenti | 4 | 3 | 1 | 33,3% |
| FTE | 1.004 | 982 | 22 | 2,2% |
| Costo del personale | 47 | 44 | 3 | 6,8% |
Nei primi sei mesi del 2016, i ricavi degli Altri Servizi e Corporate sono risultati pari a 89 milioni di euro (89 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Il Margine Operativo Lordo è negativo per 10 milioni di euro, sostanzialmente in linea rispetto a quello rilevato nello stesso periodo dell'esercizio precedente.
Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 9 milioni di euro (49 milioni di euro al 30 giugno 2015). Tale variazione è prevalentemente attribuibile allo stanziamento nel primo semestre del 2015 di maggiori accantonamenti per rischi non ricorrenti per circa 40 milioni di euro.
Al netto di Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni, il Risultato Operativo Netto è stato negativo per 19 milioni di euro (negativo per 58 milioni di euro al 30 giugno 2015).
Gli Investimenti del periodo, pari a 4 milioni di euro, si riferiscono prevalentemente ad interventi sui sistemi informativi e sulle reti di telecomunicazione.
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 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 non è un riferimento statico ma 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 le attività di propria competenza. Questa fase viene condotta con il supporto ed il coordinamento della struttura 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.
Di seguito si procede alla descrizione dei principali rischi e incertezze a cui il Gruppo è esposto.
Si segnala che in termini di maggior impatto stimato sui risultati di Gruppo, i rischi principali risultano essere, in ordine di importanza:
Il Gruppo A2A opera in settori fortemente regolamentati siano essi gestiti in regime di monopolio naturale (quali le infrastrutture di distribuzione e di trasporto dell'energia elettrica e il gas, il ciclo idrico integrato e il teleriscaldamento) o in regime di libero mercato (come l'attività di energy management, trading e vendita di vettori energetici e di altri servizi ai clienti).
Tra i fattori di rischio va, pertanto, considerata l'evoluzione costante e non sempre prevedibile del contesto normativo e regolatorio di riferimento.
A fronte di tali fattori di rischio, il Gruppo adotta 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 (Ministero dello Sviluppo Economico, Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni) e gli organismi tecnici del settore (Gestore dei Servizi Energetici, Gestore dei Mercati Energetici, Terna) nonché la partecipazione attiva ad associazioni di categoria e a gruppi di lavoro istituiti presso gli stessi enti.
Per affrontare tali problematiche, nel corso del 2015, il vertice aziendale ha costituito una apposita struttura organizzativa, denominata "Affari Regolatori e Mercato", a diretto riporto dell'Amministratore Delegato, ampliandone il mandato, rafforzandone il legame con il business e superando la visione per cui il rapporto con il regolatore debba essere interpretato come sola compliance (o litigation).
Anche lo sguardo alla normativa europea, seguendo i lavori di Bruxelles tramite la partecipazione ai tavoli di Eurelectric e Cedec, permette di vedere "in anticipo" quello che sarà oggetto di recepimento nella legge italiana (in alcuni casi automatico come per i regolamenti).
È, inoltre, previsto un costante dialogo con le Business Unit non solo per la simulazione degli impatti sull'attività corrente ma anche per la valutazione delle loro istanze in termini di supporto alle nuove iniziative.
È stato altresì costituito il Comitato Istituzionale e Regolatorio, composto dal Presidente e dall'Amministratore Delegato del Gruppo, oltre che dal Responsabile Relazioni Istituzionali e dalla Responsabile di Affari Regolatori e Mercato. Tale Comitato si riunisce periodicamente coinvolgendo di volta in volta i Responsabili delle Business Units interessati nonché i Responsabili delle strutture di staff al fine di trasferire loro le novità normative, assumere una posizione aziendale sulle norme in evoluzione nonché raccogliere le istanze del business per veicolarle agli stakeholder di riferimento.
Affari Regolatori e Mercato ha implementato strumenti di monitoraggio e controllo costantemente aggiornati (Es. Regulatory Review prodotta trimestralmente), al fine di considerare i potenziali impatti della regolazione sulla società.
Tra le principali materie oggetto di evoluzioni normative in corso, con i maggiori potenziali effetti sul Gruppo, si segnalano in particolare:
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• il conseguimento di risparmi energetici nell'ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi.
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, carbone, olio combustibile) nonché del tasso di cambio ad esse associato. Variazioni significative, inattese e/o strutturali del prezzo delle commodities, soprattutto nel medio periodo, possono comportare una contrazione dei margini operativi della Società.
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 rifermento all'andamento dei prezzi delle commodities energetiche.
In coerenza con quanto previsto dalla Policy, vengono annualmente definiti ed approvati dal CdA i limiti di rischio commodity del Gruppo.
Il rischio di mercato viene gestito monitorando 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 12 mesi e parzialmente a 24 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.
In tutte le Business Units di filiera del Gruppo vengono gestiti siti produttivi tecnologicamente ed operativamente complessi (centrali elettriche, impianti di smaltimento, centrali di cogenerazione, reti di distribuzione, ecc.) il cui malfunzionamento o danneggiamento accidentale potrebbe determinarne l'indisponibilità e, conseguentemente, comportare perdite economiche ed eventuali danni di immagine dovuti all'interruzione dei servizi erogati.
Tali rischi sono legati a diversi fattori che, per alcune tipologie di impianti, potrebbero essere influenzati dalle evoluzioni del contesto competitivo e dei mercati di riferimento. Per quanto i rischi di indisponibilità degli impianti siano da ritenersi intrinseci al business e non del tutto eliminabili, il Gruppo pone in essere presso tutte le Business Units di filiera strategie di mitigazione preventiva volte a ridurne le probabilità di accadimento e strategie di azione finalizzate ad attenuarne gli eventuali impatti.
La salvaguardia degli impianti e delle infrastrutture del Gruppo prevede l'adozione ed il continuo aggiornamento, in linea con le best practices di settore, di procedure di manutenzione programmata, sia ordinaria che preventiva, volta ad identificare e prevenire potenziali criticità, anche sulla base di specifiche analisi ingegneristiche compiute da personale tecnico dedicato. Prevede, inoltre, la revisione periodica degli impianti e delle reti, nonché l'erogazione di corsi di formazione specifica per il personale tecnico. È ampiamente diffuso l'utilizzo di strumenti di controllo e telecontrollo dei parametri tecnici per il monitoraggio e la tempestiva rilevazione delle eventuali anomalie oltre che, ove possibile, il ricorso alla ridondanza delle componenti necessarie a garantire la continuità dei processi produttivi. Il processo di integrazione fra i nuclei ingegneristici specializzati presenti nel Gruppo A2A ha portato ad un rafforzamento delle competenze relative alle analisi diagnostiche e di performance degli impianti.
È inoltre prevista la progressiva adozione, su tutti gli impianti del Gruppo, di software e sensori avanzati per il calcolo del rendimento effettivo degli impianti, volti a permettere un approccio ulteriormente predittivo, rispetto al passato, per la programmazione ed esecuzione delle manutenzioni. La graduale adozione dei presidi sopra elencati è anche prevista nei casi di acquisizione di nuovi siti produttivi per favorirne l'allineamento agli standard di Gruppo.
In considerazione dell'attuale contesto dei mercati dell'energia nel quale si trovano ad operare gli impianti di produzione di energia, con particolare riferimento a quelli termoelettrici, si evidenzia come siano state pianificate ed intraprese attività e progetti mirati a garantirne flessibilità di esercizio, efficienza e disponibilità nei momenti in cui detti requisiti vengano loro richiesti, come ad esempio la programmazione di investimenti di flessibilizzazione degli impianti a ciclo combinato, l'ammodernamento di impianti e macchinari ovvero la riprogettazione di quelle parti di impianto che, nel corso del tempo, abbiano evidenziato problematiche strutturali, la ricontrattazione dei contratti di service con i costruttori delle macchine turbogas, l'integrazione ed il ricorso costante alle risorse specialistiche disponibili all'interno del Gruppo, un programma di riduzione dei costi strutturali degli impianti termoelettrici.
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Inoltre, a presidio dei rischi derivanti dalle attuali modalità di funzionamento degli impianti termoelettrici legate all'andamento dei mercati dell'energia, è in corso un processo di revisione, uniformazione ed adeguamento complessivo dei contratti di manutenzione nonché specifiche azioni di razionalizzazione nella gestione dei magazzini ricambi. Sempre nell'ambito della produzione di energia da fonte termoelettrica da segnalare che il Gruppo pone particolare attenzione, attraverso un dialogo stabile e collaborativo svolto per il tramite della struttura organizzativa Rapporti Istituzionali e Territoriali, con istituzioni, autorità e comunità locali, alle tematiche di rischio riguardanti i siti produttivi che utilizzano combustibili fossili (Monfalcone, Brindisi, S. Filippo del Mela). Tale presidio è volto a favorire una corretta e positiva percezione degli impianti nonché a perseguire la possibilità di una futura realizzazione di progetti di adeguamento e conversione secondo tecnologie innovative e all'avanguardia, garantendo in tale modo livelli occupazionali adeguati e scongiurando il sostenimento di potenziali costi per il decommissioning dei siti.
Con riferimento alla Business Unit Ambiente sono in essere specifiche attività e sono installati strumenti di monitoraggio a prevenzione del possibile manifestarsi del rischio di interruzione dei servizi di conferimento, trattamento e smaltimento dei rifiuti. In particolare, sono posti in essere controlli specifici per individuare la presenza di sostanze non idonee all'interno dei rifiuti destinati alla termovalorizzazione, nonché impianti, sistemi e modalità operative specifiche di caricamento ed uscita dei materiali depositati presso i siti di stoccaggio e trattamento dei rifiuti volti al contenimento del rischio di sviluppo di incendi. La stessa Business Unit sta inoltre attuando operazioni di ottimizzazione della gestione di alcuni siti a supporto dell'efficientamento dei processi di smaltimento. Inoltre si evidenzia come siano stati pianificati e in parte conclusi interventi di carattere strutturale su tutti gli impianti del Gruppo, ed in particolare sui grandi impianti di termovalorizzazione, finalizzati a garantirne una maggior affidabilità e prospettiva di esercibilità nel tempo, quali ad esempio la realizzazione di linee elettriche di backup, la sostituzione di componenti termomeccaniche giunte al termine della loro vita tecnica, rinnovamenti di strutture mirati a contenere fenomeni di ammaloramento, realizzazione di nuovi impianti per il trattamento della frazione organica dei rifiuti urbani per il successivo conferimento agli impianti di termovalorizzazione, manutenzioni straordinarie finalizzate anche all'incremento delle potenzialità termiche dei medesimi impianti. A mitigazione di possibili ripercussioni sull'immagine del Gruppo, dovute alla temporanea impossibilità di conferimento dei rifiuti, è prevista inoltre la possibilità di mutuo soccorso tra gli impianti del Gruppo ed il coordinamento centralizzato delle fermate programmate per manutenzione. Si segnala, infine, la tematica emergente collegata ai potenziali impatti sulla redditività dell'impianto di Acerra in esito a possibili criticità che dovessero emergere, nelle more della convenzione tra Regione Campania e la Società A2A Ambiente, nella definizione dei meccanismi a garanzia dei ricavi dell'impianto a valle della conclusione del regime tariffario CIP/6.
Con riferimento alla tematica dell'interruzione dei servizi di raccolta dei rifiuti e pulizia urbana nei territori dei comuni serviti dalle Società del Gruppo, sono in essere specifiche procedure gestionali e di programmazione delle relative attività, disponibilità di mezzi tenuti a riserva per fronteggiare situazioni di emergenza, controllo e monitoraggio degli automezzi in servizio presso i territori serviti (anche con modalità online attraverso sala controllo dotata di strumentazione tecnica all'avanguardia), magazzini ricambi gestiti e strutturati onde fronteggiare i guasti statisticamente più ricorrenti.
Nell'ambito delle reti di trasporto e distribuzione dell'energia e del gas, si evidenzia come siano stati programmati ed avviati interventi mirati ad incrementare l'affidabilità dei servizi nonché a garantire la costante adeguatezza delle infrastrutture con l'evoluzione ed espansione dei contesti urbani e territoriali serviti dalle diverse società del Gruppo, quali ad esempio l'implementazione ed ampliamento dei sistemi di automazione e telecontrollo di stazioni e cabine, la realizzazione di nuove cabine per l'elettricità ed il gas. Nell'ambito dell'attività di esercizio delle reti elettriche si conferma come particolarmente rilevante la tematica della continuità del servizio nei periodi caratterizzati da particolari condizioni climatiche con potenziali rischi di natura reputazionale conseguenti a possibili interruzioni di erogazione del servizio. Per fare fronte a queste situazioni, oltre alle consuete attività di manutenzione, il Gruppo ha pianificato ed avviato il potenziamento degli interventi di razionalizzazione della magliatura delle reti elettriche e piani straordinari di bonifica dei componenti ritenuti critici ai fini della continuità dell'esercizio. Sono inoltre presenti ed attualmente oggetto di unificazione ed ottimizzazione, nell'ottica delle recenti evoluzioni organizzative, presidi operativi di telecontrollo, avanzati strumenti tecnici di sicurezza, squadre di pronto intervento nonché specifici presidi per quelle infrastrutture che, in occasione di fenomeni eccezionali e difficilmente prevedibili in termini di localizzazione degli stessi e di valutazione dei loro effetti, risultano maggiormente esposti a rischi di interruzione nella erogazione dei servizi.
Ulteriori potenziali rischi per il Gruppo sono riferibili a possibili incidenti nell'ambito della gestione degli impianti semaforici e di pubblica illuminazione che coinvolgessero personale della azienda ovvero persone terze. A mitigazione di tale tematica di rischio sono state pianificate attività di sostituzione dei circuiti elettrici più vetusti, campagne di verifica e, ove necessario, sostituzione dei sostegni di maggiore età, ed è stata completata l'attività di implementazione di nuovi sistemi di telecontrollo dei punti di illuminazione.
Il Gruppo è inoltre attivo in progetti riguardanti lo sviluppo della rete elettrica in ottica "smartgrid", ovvero una rete "intelligente" con la quale è possibile scambiare informazioni sui flussi di energia e gestire in modo più efficiente i picchi di richiesta, riducendo il rischio di interruzioni. In particolare la Business Unit Reti è impegnata nello sviluppo delle nuove soluzioni per le cosiddette reti "smart", dove, attraverso l'introduzione di tecnologia digitale, si realizzano nuove funzionalità necessarie per gestire la crescente complessità derivante dalla diffusione delle fonti di generazione distribuita collegate alle reti in bassa tensione e per meglio rispondere alle richieste del Regolatore e alle attese dei clienti.
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Nel teleriscaldamento sono state sperimentate con successo modalità operative di modulazione dei consumi della clientela in determinate fasce orarie, volte ad evitare eccessivi picchi di utilizzo della potenza installata, con conseguenti possibili criticità per il funzionamento ottimale delle reti. Sono allo studio interventi di potenziamento di quegli impianti di alimentazione della rete del teleriscaldamento che risultano maggiormente sfruttati, nonché interventi di costruzione di nuove vie di trasporto del calore finalizzate al miglioramento dell'assetto strutturale della rete. Tali operazioni vengono integrate, in ambito di manutenzione della rete, da una costante analisi ingegneristica a supporto degli interventi di riparazione. Sono inoltre in corso di esecuzione interventi da realizzarsi nell'arco del prossimo triennio, mirati a garantire la continuità del servizio di teleriscaldamento per le situazioni di temporanea interruzione di conferimento di calore alla rete da parte dei termovalorizzatori del Gruppo. Sono, infine, in corso di valutazione progetti per lo sfruttamento del calore presente nelle acque della rete di approvvigionamento idrico e in quelle trattate presso gli impianti di depurazione.
Una tematica di rischio sempre rilevante è quella relativa agli accessi non autorizzati di personale esterno agli impianti e infrastrutture del Gruppo, che potrebbero ostacolare il corretto svolgimento delle attività di esercizio, con potenziali ripercussioni sulla sicurezza del personale operativo, dei terzi non autorizzati, dei siti e dell'ambiente circostante, nonché impatti di natura economica a fronte della necessità di dover interrompere le attività produttive. A mitigazione di tali possibili evenienze, sono in essere attività di sviluppo di linee guida di gestione della tematica all'interno del Gruppo, onde disciplinare in maniera unitaria le modalità operative di accesso agli impianti e servizi di vigilanza, anche in coordinamento con le forze dell'ordine, per il controllo dei siti maggiormente soggetti ad intrusioni ovvero che possono costituire potenziali obiettivi di atti di sabotaggio. Inoltre, sono in fase di valutazione ed in parte già realizzati ulteriori interventi quali studi sulla situazione degli impianti gas per aumentare il livello di sicurezza degli stessi, l'improvement delle recinzioni passive esistenti, il potenziamento dei sistemi antintrusione e l'installazione di sistemi di controllo degli accessi con badge, telecamere e sistemi all'infrarosso.
Infine, per coprire i rischi residuali il Gruppo ha stipulato polizze assicurative a copertura dei danni diretti e indiretti che potrebbero manifestarsi. Le condizioni contrattuali che caratterizzano tali polizze assicurative sono state oggetto di revisione in coerenza con le modalità di funzionamento degli impianti e con le condizioni dei mercati dell'energia.
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I rischi collegati alle variazioni climatiche fanno riferimento alla possibilità che le produzioni ed i consumi di prodotti (energia elettrica, gas per riscaldamento) e servizi (teleriscaldamento) erogati dal Gruppo possano essere influenzati negativamente da condizioni sfavorevoli, quali ad esempio la scarsità di precipitazioni ovvero temperature particolarmente miti nella stagione termica, con conseguenti riflessi negativi sulla redditività attesa. Con riferimento alla Business Unit Generazione e Trading, scarse precipitazioni comporterebbero una minor disponibilità di risorse idriche rispetto a valori attesi che discendono da valutazioni di natura statistica; onde garantire l'ottimale sfruttamento delle risorse idriche disponibili, si evidenzia un presidio organizzativo costituito dalla presenza di unità aziendali dedicate all'elaborazione di analisi e modelli ingegneristici a supporto della programmazione degli impianti idroelettrici sia di medio che di breve termine; si segnala, altresì, che gli impianti idroelettrici del Gruppo hanno differenti caratteristiche in termini di sfruttamento della risorsa idrica e che sono distribuiti sul territorio italiano. Per quanto riguarda le Business Unit Reti e Commerciale, temperature invernali più miti di quelle attese comporterebbero una minor domanda, da parte dell'utenza finale, di gas e calore destinati al riscaldamento. Il presidio è costituito dalla presenza di unità aziendali dedicate alla formulazione di previsioni della domanda in relazione alle temperature attese, nonché alla conseguente gestione ed ottimizzazione della produzione/fornitura di calore.
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. 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 l'utilizzo di strumenti derivati di copertura che limitino gli effetti delle fluttuazioni dei tassi di interesse.
Per l'analisi e la gestione dei rischi relativi al tasso di interesse è stato sviluppato internamente al Gruppo un modello che permette di determinare l'esposizione al rischio tramite il metodo Montecarlo, valutando l'impatto che le oscillazioni dei tassi di interesse hanno sui flussi finanziari prospettici. Nella sezione "Altre Informazioni/Rischio di tasso di interesse" della Relazione Finanziaria sono illustrati gli effetti sulla variazione del fair value dei derivati conseguente ad una variazione della curva forward dei tassi di interesse di +/- 50 bps.
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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 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.
Nello specifico, per quanto concerne le attività di trading ed in ottemperanza alle procedure in essere (Energy Risk Policy, Risk Management, Deal Life Cicle), Group Risk Management sulla base di sistemi proprietari valuta il Rating delle Controparti, definisce la Probabilità di Default e attribuisce la Massima Esposizione a Rischio, verificando sistematicamente il rispetto dei limiti di Rischio di Controparte e di Rischio di Credito.
Un ulteriore parametro oggetto di monitoraggio, che contribuisce a limitare il rischio di concentrazione sulla singola controparte, è rappresentato dal Credit VaR, ovvero la valutazione della rischiosità in termini di perdita potenziale, con un determinato livello di confidenza, associata all'intero portafoglio di crediti.
Relativamente alle controparti commerciali, ed in ottemperanza alle procedure in essere (Credit Risk Policy), la mitigazione del Rischio avviene tramite la valutazione preventiva, l'ottenimento di garanzie e collaterali, la gestione delle compensazioni, l'ottimizzazione dei processi di sollecito e recupero del credito, nonché l'utilizzo di strumenti di monitoraggio e reporting. Group Risk Management interviene nella gestione del credito commerciale sia direttamente che indirettamente, attraverso un apposito modello proprietario, nella definizione del merito creditizio e del limite di fido dei clienti business, per i quali è richiesta deroga al rilascio di garanzia.
Il rischio di liquidità riguarda la capacità del Gruppo di far puntualmente fronte ai propri impegni di pagamento. A presidio di tale rischio il Gruppo garantisce il mantenimento di adeguate disponibilità finanziarie, nonché di un liquidity buffer sufficiente a far fronte agli impegni inattesi. Al 30 giugno 2016 il Gruppo ha contrattualizzato linee di credito revolving committed per 800 milioni di euro, non utilizzate. Inoltre ha a disposizione finanziamenti bancari a lungo termine non ancora utilizzati per un totale di 135 milioni di euro e disponibilità liquide per complessivi 633 milioni di euro.
La gestione del rischio liquidità è perseguita dal Gruppo anche mantenendo in essere un Programma di Emissioni Obbligazionarie (Euro Medium Term Note Programme) sufficientemente capiente e parzialmente inutilizzato tale da consentire alla Società un tempestivo ricorso al mercato dei Capitali. Alla data odierna tale programma ammonta a 4 miliardi di euro, di cui 1.650 milioni di euro ancora disponibile.
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 rispetto covenants" della Relazione Finanziaria sono illustrati nel dettaglio tali rischi relativi al Gruppo A2A.
Nella medesima sezione sono inoltre elencati i finanziamenti che contengono covenants finanziari.
Al 30 giugno 2016 il valore contabile residuo di tali finanziamenti è pari a 96 milioni di euro.
Al 30 giugno 2016 non vi è infine alcuna situazione di mancato rispetto dei covenants delle società del Gruppo A2A.
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I rischi collegati al verificarsi di potenziali eventi che possano provocare effetti sull'ambiente o sulla salute della popolazione residente nelle zone di influenza delle attività del Gruppo sono oggetto di sempre crescente attenzione da parte dell'opinione pubblica, degli organi regolatori pubblici e di una legislazione sempre più stringente. Questa tipologia di rischi riguarda tutte le attività del Gruppo, con particolare riferimento allo smaltimento dei residui di produzione, alle emissioni conseguenti ai processi produttivi, alla gestione delle attività di raccolta, stoccaggio, trattamento e smaltimento rifiuti, alla fornitura di beni primari quali l'acqua potabile, 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.
A presidio di tali potenziali eventi di rischio, il Gruppo ha posto in essere azioni di diversa natura: modalità di progettazione e costruzione dei siti di deposito e stoccaggio dei materiali di rifiuto, sistemi di monitoraggio e presenza di barriere statiche e dinamiche che consentano di rilevare fenomeni di inquinamento attribuibili ai siti stessi, sistemi di rilievo e monitoraggio in continuo delle emissioni, sistemi di rilievo delle concentrazioni degli inquinanti ed abbattimento degli stessi, impianti di depurazione delle acque destinate agli scarichi degli impianti di trattamento rifiuti. Per quanto attiene alla tematica relativa alla gestione degli invasi, con specifico riferimento alle attività di manutenzione degli stessi ed ai corrispondenti possibili effetti negativi sulle acque e sul territorio locale determinati dalle operazioni di rimozione dei sedimenti, si evidenzia come siano in fase di valutazione svasi parziali dei bacini in relazione alla tipologia degli interventi nonché l'impiego di modalità diverse di asportazione dei sedimenti stessi.
Sono allo studio ulteriori interventi per la realizzazione di impianti per lo stoccaggio e successivo trattamento della frazione umida dei materiali di scarto destinati alla termovalorizzazione.
Con riferimento alla tematica della depurazione delle acque sono in fase di valutazione interventi di miglioramento e potenziamento delle infrastrutture esistenti.
Il Gruppo, fortemente impegnato nella prevenzione di tali rischi, ha adottato un documento di indirizzo sulla "Politica per la Qualità, l'Ambiente e la Sicurezza del Gruppo A2A" che si configura come lo strumento attraverso il quale viene delineato l'approccio a queste tematiche. Tale documento, ampiamente diffuso all'interno e all'esterno del Gruppo, esplicita i valori che sono alla base dell'operatività aziendale e che la Struttura Organizzativa Ambiente, Salute e Sicurezza è impegnata a diffondere e a far condividere così da guidare l'operato quotidiano di ciascun collaboratore.
La Struttura Organizzativa Ambiente, Salute e Sicurezza supporta altresì il vertice aziendale nella definizione delle politiche in materia, verificando la loro corretta attuazione e il rispetto delle normative applicabili in tutte le realtà e nei processi interni. Le principali attività della struttura consistono nella definizione di linee guida, nel presidio della normativa di Ambiente e Sicurezza e nella sua diffusione all'interno del Gruppo e nell'effettuazione di audit periodici, sia di conformità normativa che di rispetto delle procedure aziendali.
L'implementazione operativa della politica adottata avviene attraverso il ricorso ad un Sistema di Gestione Ambientale fatto proprio dalle entità operative del Gruppo che sono maggiormente esposte a possibili impatti diretti o indiretti. Questo sistema prevede un programma di progressiva estensione e adeguamento agli standard di certificazione ISO 14001 per le principali attività del Gruppo, nonché il conseguimento della certificazione EMAS sui principali impianti. Allo scopo di giungere ad un unico modello è in corso un'attività di revisione ed aggiornamento che permetterà a tutte le società operative del Gruppo di riferirsi ad un unico sistema di gestione integrato di Qualità, Ambiente e Sicurezza.
Il Gruppo presidia in maniera diretta le tematiche di rischio in oggetto anche attraverso le Strutture Organizzative Ambiente, Salute e Sicurezza di società e di sito, che forniscono il necessario supporto a dipendenti, funzionari e management nel presidio degli aspetti ambientali significativi, nella presa in carico delle evoluzioni normative e nella gestione del sistema HSE (Health Safety Environment).
Il Gruppo è impegnato ai vari livelli nel dialogo costante e trasparente nei rapporti con gli enti, con le comunità di riferimento e con gli stakeholders, esplicitata anche mediante strumenti quali le Dichiarazioni ambientali (pubblicate per i siti che aderiscono al regolamento EMAS) e il Bilancio di Sostenibilità.
L'attività di aggiornamento del Modello di Organizzazione e Gestione ex D.Lgs. n. 231/2001 con riferimento all'introduzione dei reati ambientali è tuttora in corso con particolare attenzione all'attuazione dello stesso presso le singole società del Gruppo. Nell'ottica di continuo miglioramento del presidio e di allineamento alle best practices di riferimento il Gruppo partecipa, tramite le associazioni di settore, ai tavoli di lavoro per la definizione dei BREF (Best Available Techniques Reference Document) per gli LCP (Large Combustion Plants) e per il waste management.
Nell'ottica di una continua evoluzione dei sistemi a presidio del rischio ambientale, il Gruppo ha dato la propria adesione al Progetto ARPA Lombardia, finalizzato a migliorare l'efficienza del sistema di controllo delle emissioni più significative, anche alla luce dell'evoluzione tecnica del settore, attraverso il collegamento di tutti gli SME (Sistemi di Monitoraggio Emissioni) ad un unico centro di controllo. A copertura del rischio ambientale residuale, il Gruppo A2A ha stipulato un'assicurazione contro i danni da inquinamento, sia di tipo accidentale che graduale ovvero sia per eventi originati da un fatto improvviso ed imprevedibile, sia in caso di danno ambientale connaturato con l'esercizio continuativo delle attività.
Annualmente il Gruppo A2A pubblica il proprio Bilancio di Sostenibilità in cui sono riportate informazioni e dati salienti in merito agli aspetti ambientali e sociali connessi all'attività del Gruppo stesso. Il Bilancio di Sostenibilità è conforme allo standard GRI-G3.1 definito dalla Global Reporting Initiative e dal 2010 è asseverato dalla società di revisione.
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Le attività del Gruppo A2A sono gestite attraverso sistemi informativi che supportano i principali processi aziendali, sia operativi che amministrativi e commerciali. L'inadeguatezza, la frammentazione delle piattaforme esistenti o il mancato aggiornamento di tali sistemi informativi rispetto alle esigenze di business, la loro eventuale indisponibilità, la non adeguata gestione degli aspetti legati all'integrità ed alla riservatezza delle informazioni, rappresentano potenziali fattori di rischio che il Gruppo mitiga attraverso appositi presidi governati dalla Struttura Organizzativa Group ICT.
Il percorso di integrazione e consolidamento dei sistemi informativi all'interno del Gruppo, definito sulla base dei cambiamenti degli assetti societari intervenuti negli esercizi precedenti, ha portato al raggiungimento di alcuni importanti obiettivi. In seguito all'integrazione su un'unica piattaforma dei sistemi a supporto della distribuzione già effettuata, è stato completato anche il programma di convergenza dei principali sistemi a supporto delle attività commerciali. Negli ambiti in cui si rilevano ancora situazioni di inadeguatezza e frammentazione di sistemi e piattaforme utilizzate, in conseguenza delle quali sono possibili inefficienze nell'attuazione dei processi di business quali ad esempio la fatturazione e la gestione del credito, si evidenzia come siano state avviate le attività volte alla definizione e successiva implementazione di piani di integrazione delle piattaforme utilizzate. Lo sviluppo ed efficientamento del complesso di sistemi informativi utilizzati dal Gruppo verranno infine ulteriormente perseguiti attraverso la definizione di un generale piano strategico architetturale dedicato.
Il Gruppo, oltre a definire contratti di affidamento in outsourcing dei servizi ICT che prevedono service level agreement chiaramente definiti, dispone di una procedura di Disaster Recovery che, ancorché non complessivamente testata, in caso di indisponibilità di uno dei due CED (Centro Elaborazione Dati), garantisce il parziale recupero dei dati e delle informazioni inerenti le attività di business sul CED alternativo. Si evidenzia altresì che sono attualmente presenti presidi di reperibilità di fornitori e risorse interne al Gruppo per fare fronte ad attacchi logici, attacchi virali e cadute di sistema. Inoltre sono state avviate ulteriori attività mirate ad incrementare i livelli di affidabilità e continuità di erogazione dei servizi ICT, quali l'implementazione di progetti di miglioramento infrastrutturale del CED di Brescia nonché valutazioni circa la transportation dei Data Center attuali. Si segnala inoltre la strutturazione del Business Continuity Plan, volto a costituire lo strumento attraverso cui il Gruppo si prepara a far fronte a ulteriori scenari di indisponibilità dei servizi per gli ambiti ritenuti più critici, a valle della cui definizione verranno individuate specifiche attività di attuazione, strategie di definizione di futuri contratti di affidamento del supporto ai servizi ICT tipo "Multivendor" e di reinsourcing di responsabilità in ambito ICT. In considerazione della rilevanza delle attività svolte quotidianamente sulla Borsa Elettrica, particolare attenzione viene prestata al presidio dei sistemi di interfacciamento con il Mercato, sono state completate le attività che garantiscono la continuità dell'operatività per le aree generation ed energy bid, in caso di disservizio di uno dei CED. Il Gruppo dispone inoltre di uno specifico presidio a supporto delle attività di trading.
La riservatezza e la sicurezza delle informazioni sono oggetto di presidi specifici da parte del Gruppo, attraverso politiche interne, strumenti di segregazione degli accessi alle informazioni, nonché attraverso specifici accordi contrattuali con i soggetti terzi che eventualmente debbano accedere alle informazioni sensibili. Per migliorare ulteriormente il presidio in essere, è in corso l'attività di verifica dell'allineamento tra il modello dei ruoli organizzativi e il modello dei ruoli tecnici di Segregation of Duties implementato nei sistemi; dalla suddetta attività di verifica, si procederà con l'implementazione dei profili finalizzata al rafforzamento degli aspetti di sicurezza per i sistemi informativi più critici. In linea con questa attività sono previsti, in progressiva adozione, strumenti di Identity Management e Access Control, volti a garantire un sempre più efficace presidio del trattamento di informazioni critiche per il business nonché ulteriori sistemi di controllo degli accessi presso i CED del Gruppo. È stato istituito un team dedicato alla prevenzione e al monitoraggio degli attacchi informatici ai sistemi aziendali e sono state acquisite specifiche soluzioni applicative per la gestione e il controllo della sicurezza informatica.
Ad ulteriore presidio di tale specifica problematica di rischio, il Gruppo esegue annualmente vulnerability assessment interni ed esterni. È infine stato condotto nel 2014, ed aggiornato ed ampliato nel 2015, un masterplan pluriennale di iniziative di sicurezza, approvato dall'Alta Direzione, in cui sono definite le azioni da condurre per migliorare progressivamente il livello di maturità della sicurezza sino a renderlo adeguato ai servizi di business erogati dal Gruppo. In tale ottica è prevista la predisposizione di specifiche policy relative all'utilizzo dei dispositivi mobili, oggi sempre più largamente utilizzati nello svolgimento delle attività di business.
Inoltre è in fase di valutazione un piano di supporto centralizzato, in ambito ICT di Gruppo, dei sistemi per il monitoraggio, controllo infrastrutturale e dei processi industriali (quali ad esempio i sistemi e le reti SCADA) che, in ragione di una sempre più spinta integrazione con i sistemi "IT" (Information Technology) risultano potenzialmente esposti a rischi di sicurezza ed integrità.
Si segnala, infine, che sono in fase di valutazione coperture assicurative specifiche per l'ambito ICT volte alla mitigazione dei potenziali danni indiretti in esito all'indisponibilità di sistemi ed applicativi nonché di quelli collegati a violazioni ed intrusioni nei sistemi aziendali.
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Il Gruppo opera in un contesto di business eterogeneo, caratterizzato da una forte componente tecnologica e dalla presenza di personale sul territorio e sugli impianti.
Alcune attività del Gruppo, per loro natura, sono maggiormente connotate dal rischio di infortuni "tipicamente professionali" legati ai servizi operativi sul territorio e allo svolgimento di servizi tecnici e di attività presso gli impianti.
Attraverso la Politica per la Qualità, l'Ambiente e la Sicurezza (che prevede un programma di adeguamento al Sistema di Gestione della Sicurezza dei lavoratori a norma ISO 14001 e OHSAS 18001) le misure di prevenzione adottate mirano ad un obiettivo di "rischio zero", promuovendo una costante crescita dei livelli di sicurezza nell'ambiente di lavoro. In particolare, in tale ottica, è in avvio l'utilizzo di ulteriori modelli di valutazione del rischio Ambiente, Salute e Sicurezza a livello di singolo impianto.
Al fine di armonizzare gli obiettivi di sicurezza e protezione all'interno delle società del Gruppo e di monitorare il rispetto di tali norme anche da parte delle ditte appaltatrici, sia in fase di prequalifica che in fase di esecuzione dei lavori sui cantieri, è stata costituita una struttura centrale del Servizio di Prevenzione e Protezione nell'ambito della Struttura Organizzativa Ambiente, Salute e Sicurezza. In tal senso è attualmente in fase di ulteriore sviluppo il modello di controllo degli appalti in materia di salute e sicurezza.
È previsto il progressivo potenziamento del presidio organizzativo che, tra le altre attività, svolge ispezioni specifiche volte a monitorare il rispetto delle procedure di attuazione delle normative in materia, nonché attività di aggiornamento formativo del personale. A questo proposito sono stati definiti piani di formazione specifici per ogni ruolo e incarico aziendale ed è stata avviata l'erogazione di tali corsi di formazione.
Prosegue il progetto di revisione dell'attuale modello organizzativo basato sulla definizione di linee guida, metodologie, strumenti e controlli forniti dalla Struttura Organizzativa Ambiente, Salute e Sicurezza e coadiuvati dal supporto di specifiche funzioni Ambiente, Salute e Sicurezza interne ad ogni società e dal coinvolgimento attivo delle strutture operative.
È infine in programma, nell'ottica di miglioramento continuo del presidio, un processo di revisione dell'attuale modello di gestione della sorveglianza sanitaria dei dipendenti svolto attraverso l'ausilio di un'equipe di medici competenti dislocati territorialmente che effettuano valutazioni periodiche dello stato di salute del personale. Si prevede nell'ambito di tale processo di revisione di sviluppare specifici strumenti di analisi e reporting relativi alle risultanze delle attività di sorveglianza sanitaria.
A supporto del processo di miglioramento continuo della sicurezza è stato avviato un progetto di affinamento del Sistema di analisi e controllo su incidenti e infortuni. Tale progetto prevede la predisposizione di una reportistica periodica che, attraverso indicatori specifici ed informazioni sempre più dettagliate, fornisca un supporto nell'individuazione delle cause e delle azioni correttive e di mitigazione di incidenti ed eventi infortunistici.
Maggiori informazioni sulla gestione della salute e sicurezza nei luoghi di lavoro sono disponibili, con indicatori di performance e ulteriori dettagli, nell'annuale Bilancio di Sostenibilità del Gruppo A2A.
Gestione responsabile per la sostenibilità
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Al 30 giugno 2016 i dipendenti del Gruppo risultano pari a 12.199, di cui 2.346 appartenenti al Gruppo EPCG (di cui 40 risorse assunte tramite agenzia), in diminuzione di 298 unità rispetto ai 12.497 dipendenti del 30 giugno 2015 (diminuzione pari al 2,4%).
Tale dinamica incorpora gli effetti di alcune operazioni straordinarie effettuate nel corso dell'anno, in particolare:
Pertanto al netto di tali effetti l'organico è diminuito di 168 addetti, pari all'1,3% dell'organico al 30 giugno 2015.
Il costo del lavoro medio unitario, al netto della società EPCG, è aumentato dello 0,1% rispetto al consuntivo del primo semestre 2015, confermando il trend di riduzione dell'effetto delle dinamiche di crescita collegate agli automatismi contrattuali (rinnovi CCNL e scatti di anzianità) mediante azioni di efficientamento dei costi.
Nel corso del primo semestre dell'anno 2016 sono stati sottoscritti numerosi accordi sindacali che hanno riguardato una molteplicità di argomenti specifici per singole Business Units.
I principali, distinti per Business Unit, sono relativi a:
duzione che, con particolare riferimento a quelli termoelettrici, continuano a scontare una situazione di particolare criticità. Sono a tal fine proseguiti gli incontri territoriali nei diversi siti produttivi finalizzati a dare attuazione all'Accordo sindacale del 13 ottobre 2015 che, tra le diverse misure di efficientamento individuate, ha nuovamente dato impulso allo strumento della mobilità territoriale infragruppo finalizzata al reimpiego del personale degli impianti termoelettrici, fortemente impattato dai ridotti assetti produttivi, verso aree aziendali meno colpite dalla crisi di mercato.
Con questo accordo, infatti, le parti, al fine di migliorare l'efficienza e la qualità del servizio e tenuto conto dell'evoluzione tecnologica (introduzione nel settore metering di contatori di ultima generazione che hanno, tra le altre funzioni, la possibilità di trasmissione e rilevamento dei dati da remoto) e del mutato scenario normativo, hanno ridefinito la gestione delle modalità operative delle attività di lettura dei contatori. In questa intesa, al fine di incentivare la produttività, è stato previsto il riconoscimento di un importo unitario aggiuntivo in occasione del superamento di determinate soglie di attività.
Infatti, in linea con l'obiettivo di semplificazione della struttura societaria del Gruppo definito dal Piano industriale è stata costituita la società unica per la gestione dei servizi a rete, Unareti S.p.A., operativa a far data dal 1° aprile 2016.
Unareti S.p.A. ha integrato le società controllate al 100% da A2A che operavano nel settore della distribuzione di gas ed elettricità, oltre alle società dei servizi alla distribuzione e della logistica, con il vantaggio di accorciare la catena decisionale e favorire sinergie intra-gruppo, con effetti positivi sui costi operativi. La nuova società, costituita da oltre 1.500 dipendenti e compresa nell'ambito delle società coordinate dalla Business Unit Reti e Calore del Gruppo A2A, sarà in grado, attraverso la professionalizzazione e valorizzazione delle competenze, di conseguire un utilizzo più flessibile delle risorse, ottenendo sinergie gestionali sul modello multiservizio con minori costi e migliori servizi. La società unica delle reti permetterà inoltre una maggior capacità d'investimento, un più agevole acceso ai mercati finanziari oltre ad una maggiore facilità di sviluppo del business.
All'interno dell'accordo sindacale succitato è stata prevista altresì la scissione del ramo di azienda "Organismo di Ispezione" dalla società A2A Servizi alla Distribuzione S.p.A. alla Società Unareti Servizi Metrici S.r.l., Organismo dedicato all'esecuzione di verificazioni periodiche dei dispositivi di conversione del volume del gas.
Le attività di verifica periodica sono eseguite secondo una procedura tecnica definita nella piena ottemperanza alle prescrizioni normative e rivolta ad accertare il rispetto di tutti gli specifici requisiti imposti, ottimizzando i processi operativi nel pieno rispetto dei ruoli e delle funzioni in capo all'Organismo.
Con questa intesa le Parti, hanno disciplinato alcuni istituti gestionali al fine di assicurare il miglior presidio della rete di distribuzione dell'energia elettrica della città di Milano, garantire un servizio efficiente e nel contempo fornire un supporto operativo alle attività di Pronto Intervento in caso di necessità eccezionali occasionate da ondate anomale di caldo e conseguenti straordinarie richieste di energia elettrica.
• Business Unit Ambiente
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Con riferimento ai CCNL del comparto "elettrico", "gas acqua" e "ambiente", si evidenzia che, nel periodo in considerazione, sono state attivate le trattative per il loro rinnovo.
In particolare, con riferimento al contratto "elettrico", il negoziato si dimostra estremamente complesso sia per la mancanza di una cornice di regole condivise sulle modalità con le quali procedere ai rinnovi dei CCNL nazionali (Confindustria e CGIL, CISL, UIL debbono ancora dare avvio al negoziato per la definizione di un nuovo modello di relazioni sindacali), sia per la perdurante crisi del settore elettrico che impone un rinnovo contrattuale che si caratterizzi per la discontinuità rispetto al passato sia in termini di riduzione dei costi del rinnovo e aumento della produttività/il miglioramento della flessibilità e dell'efficienza operativa.
Relativamente ai CCNL del settore ambientale, i cui contratti sono scaduti il 31 dicembre 2013, si è posta la necessità di innovare alcuni istituti che regolano il rapporto di lavoro nel settore, a partire dall'incremento dell'orario di lavoro settimanale da 36 a 38 ore, ed i contenuti economico-normativi dei due contratti collettivi. Questo ha ulteriormente procrastinato i tempi dei negoziati. Da registrare due giornate di astensione dal lavoro, il 30 maggio 2016 ed il 15 giugno 2016, che hanno determinato un'accelerazione al confronto.
Si segnala infine che nel mese di aprile 2016 hanno preso formalmente avvio le trattative in merito al Progetto Armonizzazione con l'obiettivo di individuare trattamenti uniformi, nell'ambito della Corporate e delle Business Units "Generazione e Trading" e "Reti e Calore", in materia di orario di lavoro, trasferte, istituti feriali, istituti sociali e permessistica.
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Per quanto riguarda le attività di Comunicazione Interna del Gruppo, nel primo semestre del 2016 sono proseguite le azioni e i progetti volti a promuovere e realizzare iniziative trasversali e di change management per accompagnare l'evoluzione della cultura aziendale.
In particolare è stata incrementata la comunicazione interna del Gruppo, anche attraverso il miglioramento del linguaggio, la realizzazione e lo sviluppo di nuovi strumenti di comunicazione interni e il potenziamento del coordinamento con le strutture che gestiscono la Comunicazione Istituzionale e Territoriale e con le diverse Business Units.
A maggio 2016 è stata organizzata la Convention "Piano Industriale un anno dopo" dedicata al Management e Middle Management per aggiornare sul Piano Industriale e sugli obiettivi raggiunti dal Gruppo. Durante l'incontro si è affrontato inoltre il tema del change management in A2A.
Nel corso del semestre sono continuate le azioni di comunicazione che hanno visto:
la realizzazione del Progetto Space nella sede di Brescia attraverso la rivisitazione non invasiva degli spazi dedicati ai dipendenti. Sono stati effettuati interventi di riqualificazione degli spazi comuni, con un bilanciamento tra passato, presente e futuro e creati diversi percorsi di attenzione dedicati a dipendenti, visitatori, ospiti. Attenzione alla Persona e al Business Awareness i pilastri dell'iniziativa;
la realizzazione di un nuovo numero del Nuovo House Organ Aziendale con l'obiettivo di costruire un dialogo e un confronto con i dipendenti attraverso il miglioramento della comunicazione e della circolazione delle informazioni tra gli uffici.
Sono state inoltre realizzate numerose campagne di comunicazione interna, trasversali a tutte le funzioni e alle Business Units del Gruppo, a supporto di iniziative di formazione e di change management, al fine di coinvolgere i diversi cluster individuati con diverse modalità di comunicazione e rafforzare così anche il senso di appartenenza al Gruppo. Tra queste si segnala AD Incontra (il ciclo di incontri che porta l'Amministratore Delegato a conoscere tutti i dipendenti di A2A e le sedi del Gruppo); MiA2A (l'offerta luce e gas dedicata ai dipendenti del Gruppo A2A), la convenzione Nissan-A2A (un'offerta green per tutti i dipendenti); Banco dell'Energia (iniziativa promossa da A2A e dalle Fondazioni AEM ed ASM, con lo scopo di raccogliere ed erogare fondi per sostenere tutti coloro che, sempre più di frequente, hanno difficoltà a pagare le bollette); la Campagna di Comunicazione Interna dedicata ai colleghi operativi di Amsa "Dire fare Pensare" (iniziativa interna per scegliere gli slogan da mettere sulle nuove pettorine Amsa); la Campagna per il lancio e l'avvio dello Smart Working (la nuova modalità di lavoro agile che permette di lavorare da casa o da un luogo diverso dal proprio ufficio per un giorno alla settimana) e infine la Campagna di Comunicazione del Progetto ABC-Sviluppo Manageriale (l'importante progetto che ha l'obiettivo di supportare la fase di cambiamento di A2A andando ad individuare i temi chiave sui quali agire e le caratteristiche del manager di domani).
Per quanto attiene alle attività formative a favore dei dipendenti del Gruppo(1), al 30 giugno 2016 sono state erogate nel complesso oltre 69.000 ore di formazione con più di 20.000 partecipazioni.
In particolare, il 49% delle ore è stato dedicato alla sicurezza dei lavoratori; la formazione tecnica e manageriale pesano rispettivamente il 16% e il 24% delle ore complessivamente erogate.
La formazione linguistica ha coinvolto complessivamente più di 170 persone per un totale di circa 3.700 ore.
In un'ottica di vicinanza ai fabbisogni delle diverse Business Units, sono stati realizzati e progettati interventi di formazione "ad hoc" destinati a specifiche popolazioni aziendali per supportare le risorse nel realizzare gli obiettivi di business:
• Change management HSE
Progetto di supporto al change management dedicato ai professionisti e specialisti della famiglia professionale HSE (Health, Safety and Environment). L'evento formativo, volto a creare una maggiore consapevolezza di ruolo e attivare un cambiamento nei comportamenti agiti, ha coinvolto 72 partecipanti, per un totale di 928 ore.
• Contabilità Lavori Business Unit Reti e Calore
Progetto volto ad allineare le diverse professionalità coinvolte nella catena del valore, fornendo strumenti e competenze per una efficace gestione del processo di "contabilità lavori". Percorso progettato e dedicato a quasi 600 persone per oltre 41 sessioni formative, pari a circa 10.800 ore di formazione.
• Master Ambiente
Il percorso formativo dedicato agli HSE del Gruppo è stato avviato a fine 2015 e si è concluso nel primo semestre del 2016. Il master, articolato in 8 sessioni di mezza giornata ciascuna, dedicate a diverse tematiche, aveva l'obiettivo di rafforzare le competenze ambientali all'interno delle strutture Ambiente Salute e Sicurezza delle società del Gruppo. Complessivamente sono stati coinvolti circa 60 partecipanti per un totale di 1200 ore di formazione.
• Nuovo codice degli appalti per A2A S.p.A.
L'iniziativa, rivolta alla struttura Approvvigionamenti e Design to Cost, è stata articolata in 3 giornate di formazione dedicate a Buyer, Quadri e Dirigenti, al fine di consentirne l'aggiornamento sulle novità normative relative ai settori Speciali e Ordinari, con focus sugli aspetti di rilievo per gli Enti aggiudicatori quali le società del Gruppo A2A. L'intervento ha coinvolto 97 persone per un totale di circa 1.100 ore di formazione.
• Progetto competenze ICT per A2A S.p.A. e A2A Smart City S.p.A. Progetto volto a sviluppare ed aggiornare le competenze IT, tecniche e di relazione, allo scopo di abilitare una vera e propria IT transformation, anche attraverso un reale empowerment delle persone coinvolte. Nel primo semestre del 2016 sono state erogate circa 5.800 ore di formazione per 128 partecipanti.
Per quanto riguarda le attività di sviluppo e in continuità con gli anni precedenti si è svolto, sulla base del modello di competenze aziendali rivisto nel 2014, il processo di Performance Management di Gruppo che coinvolge Dirigenti, Quadri e Impiegati con l'obiettivo di sviluppare comportamenti organizzativi in linea con le nuove sfide di business e di semplificare la fase di valutazione delle performance. I responsabili coinvolti nel ruolo di valutatori hanno ricevuto un'adeguata formazione nel corso degli anni, sia sul modello adottato dal Gruppo, sia sulla valutazione delle competenze e sul colloquio di feedback.
Al 30 giugno sono stati pubblicati 44 annunci per ricerca di posizioni interne, mediante Job Posting, con un incremento dell'utilizzo di questo strumento rispetto agli anni precedenti. Ad oggi circa il 25% delle ricerche si è chiuso positivamente, consentendo la rotazione e crescita interna delle risorse.
Sono proseguiti progetti dedicati a specifici business/cluster di popolazione. Si segnala in particolare il progetto "La potenza dell'acqua", finalizzato alla valorizzazione delle competenze e professionalità in ambito Impianti Idroelettrici presenti in Valtellina. Il Progetto, che ha come obiettivo quello di preservare il know-how e garantire il mix generazionale negli anni, ha visto la conclusione della fase di auto-censimento delle competenze da parte dei partecipanti, circa un centinaio.
Nella seconda metà del 2016 verranno analizzati i risultati per definire piani di intervento e azioni di sviluppo.
Il piano strategico A2A rende necessario lo sviluppo di una nuova cultura aziendale capace di produrre energie, valori, relazioni professionali e progettualità coerenti con le sfide da affrontare. Per questo, nel 2016, ha preso avvio il progetto
Nel primo semestre del 2016 è proseguita l'attività di consolidamento delle partnership con gli Atenei e di maggiore presenza del Gruppo sul territorio e la realizzazione di iniziative sperimentali avviate nel 2015.
Nel primo semestre 2016 sono stati realizzati 11 eventi, raggruppabili in due macro aree: eventi open (organizzati dalle Università), ed eventi ad hoc.
Nei mesi di marzo e maggio si è svolta (sia a Milano sia a Brescia) la seconda edizione di UNIversoA2A , l'iniziativa volta ad incontrare giovani laureati e neo-laureati in materie scientifiche ed economiche delle Università della Lombardia. Quest'anno sono stati implementati gli istituti coinvolti (Università Bocconi, Università degli Studi di Brescia, Università Cattolica del Sacro Cuore, Politecnico di Milano, Università degli Studi di Milano Bicocca, Università degli Studi di Bergamo, Università degli Studi di Pavia, Università degli Studi di Padova).
Numerosi gli studenti che hanno accolto l'opportunità di conoscere da vicino la realtà multibusiness del Gruppo A2A e che hanno partecipato agli incontri visitando il Termoutilizzatore di Brescia e il Termovalorizzatore di Milano. In particolare, per l'edizione di Brescia, si è registrato un incremento delle presenze superiore al 60% rispetto all'anno precedente, con una valutazione del gradimento delle iniziative del 4,4 (scala 1-5).
È inoltre proseguito l'impegno allo sviluppo delle attività di comunicazione sui social network per incrementare la visibilità delle iniziative e le opportunità del Gruppo A2A.
Il percorso di dialogo e ascolto degli studenti, avviato con tre "focus group" (Università Bocconi e Università Cattolica del Sacro Cuore) nel 2015, è proseguito con altri due focus group (Università Cattolica di Brescia e Politecnico di Milano) nei primi mesi del 2016. A completamento del percorso volto a comprendere come gli studenti percepiscono A2A e analizzarne il posizionamento e l'attrattività, è stata lanciata una survey on line. I dati emersi verranno utilizzati per pianificare con le Università azioni e attività specifiche mirate sui diversi cluster di studenti.
In ambito Politiche Sociali proseguono le azioni per sviluppare, in collaborazione con altre funzioni del Gruppo, le attività di welfare aziendale a favore dei dipendenti per migliorare la conciliazione vita-lavoro e aumentare il senso di coesione e di appartenenza al Gruppo e di integrazione sul territorio.
In particolare, sono proseguite le attività del "progetto Melograno", dedicato alle tematiche di "gender balance" e volto a favorire lo sviluppo di una cultura aziendale per valorizzare le risorse femminili in azienda e l'implementazione di azioni concrete di welfare per tutta la popolazione aziendale.
Durante i primi mesi del 2016 sono stati presentati al Comitato Guida i progetti delle 5 Challenge per selezionare le migliori idee da implementare nel secondo semestre del 2016.
I progetti individuati che si dovranno realizzare riguardano le tematiche relative a: Benessere organizzativo, Competenze di genere e Smart Working.
In particolare, per quanto riguarda lo Smart Working, il 18 febbraio A2A, ha aderito alla 3° edizione della "Giornata del Lavoro Agile" promossa dal Comune di Milano, attraverso i partecipanti del progetto Melograno e Futura2a.
A fine giugno è partito il progetto pilota Smart Working che terminerà a fine dicembre, a cui ha aderito oltre l'80% dei 300 dipendenti individuati, secondo i criteri stabiliti dall'accordo sindacale e dal regolamento.
Il Progetto Smart Working A2A, nato dalle idee delle colleghe e dei colleghi che hanno fatto parte dei gruppi di lavoro di Futura2a e Melograno è una modalità innovativa di lavoro che prevede, per un giorno alla settimana, di lavorare da casa o da un luogo diverso dal proprio ufficio, utilizzando le dotazioni aziendali per lo svolgimento dell'attività lavorativa.
Nell'arco del secondo semestre saranno realizzate due survey con l'obiettivo di capire aspetti positivi e aree di miglioramento del progetto, in modo da poterne verificare i risultati ed eventualmente valutare come estendere in futuro questa modalità di lavoro anche ad altri colleghi. Il Progetto dello Smart Working è stato accompagnato e supportato da una Campagna di Comunicazione Interna e da una Comunicazione esterna e sui Social Network (Facebook e Linkedin).
In ambito Politiche Sociali proseguono le attività di potenziamento dei servizi di conciliazione Famiglia-Lavoro. Nello specifico è stata rinnovata la convenzione annuale per il servizio di assistenza socio-psicologica e nel mese di febbraio è stato diffuso un breve questionario di valutazione del servizio quale momento di dialogo e di ascolto dei dipendenti; attraverso i questionari raccolti fino ad oggi i dipendenti hanno espresso un altissimo indice di soddisfazione (3,8 sul valore max 4).
In continuità con quanto avviato l'anno precedente, il primo semestre 2016 si caratterizza per un potenziamento della Corporate e della Business Unit Commerciale, attraverso l'ingresso di figure che, con diversi gradi di seniority e specializzazione, supportino le aree maggiormente impattate da sfidanti progetti di change management, di sviluppo business e di ampliamento di perimetro per nuove Delibere, Normative, Operazioni di M&A (Marketing, Fiscale, Commerciale, ICT).
È inoltre proseguita l'attività di ricambio generazionale nelle Operations, attraverso l'ingresso di giovani diplomati/laureati nelle realtà impiantistiche del Gruppo e di figure specializzate a supporto di progetti di innovazione a forte impatto sul territorio e sulla cittadinanza (nuovo sistema di raccolta differenziata a Brescia, Verificatori metrologici, ecc.).
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A2A ha pubblicato il suo ottavo Bilancio di Sostenibilità, che è stato approvato, per la prima volta, il 7 giugno 2016 dall'Assemblea degli Azionisti.
Il documento è stato redatto sulla base delle linee guida "Sustainability Reporting Guidelines G4" del Global Reporting Initiative (GRI); in un'ottica di continuo miglioramento rispetto alle edizioni precedenti, A2A comincia inoltre un percorso di progressiva adesione all'Integrated Reporting Framework (IR Framework), delineato dall'International Integrated Reporting Council (IIRC).
Il percorso di avvicinamento al reporting integrato risponde ad uno degli obiettivi definiti dal Consiglio di Amministrazione di A2A, che, nel novembre 2015, ha deliberato l'avvio di un programma di sviluppo delle attività di Corporate Social Responsibility, in linea con le migliori pratiche internazionali.
Tra gli obiettivi principali del Programma è stata prevista l'elaborazione di una Politica di Sostenibilità con impegni al 2030 e la definizione di un Piano di Sostenibilità, che prevede obiettivi quantificabili in un orizzonte temporale coerente con il Piano Industriale, fino al 2020. La Politica di Sostenibilità è una dichiarazione al management, ai dipendenti, ai clienti e agli altri stakeholder del Gruppo dei valori, degli impegni, al fine di guidare le azioni e i comportamenti di tutti gli stakeholder.
In particolare gli impegni assunti da A2A sono stati declinati attorno a quattro macro trend che caratterizzano il settore:
In relazione alle quattro macro aree, pilastri della Politica e del Piano di Sostenibilità, i principali obiettivi di A2A al 2030 sono:
L'11 luglio 2016 il Presidente, Giovanni Valotti, l'Amministratore Delegato, Valerio Camerano e il Presidente del Comitato Territorio e Sostenibilità, Stefano Pareglio hanno presentato a Milano, nel corso di un evento dedicato ai media e agli stakeholder in genere, i nuovi impegni della Politica e del Piano di Sostenibilità e i risultati conseguiti nel 2015.
Sempre tra gli ambiti del Programma di sviluppo della CSR, nei primi sei mesi del 2016, sono stati realizzati due forum multistakeholder di ascolto:
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Il Sistema di Gestione Ambientale si fonda sui principi esplicitati nella Politica per la Qualità, l'Ambiente e la Sicurezza di Gruppo e nelle Politiche ambientali di settore ed è finalizzato alla promozione del progressivo e continuo miglioramento delle performance aziendali, in termini di efficacia e di efficienza nella gestione degli aspetti ambientali connessi alle proprie attività. Tale Sistema è adottato ed implementato in maniera integrata al più ampio Sistema di Gestione Aziendale, che governa anche le altre tematiche strategiche per la sostenibilità, tra cui quelle relative alla Qualità e alla Sicurezza.
La corretta applicazione del Sistema di Gestione Ambientale si attua attraverso la messa in opera di diverse tipologie di interventi, quali l'individuazione chiara di principi, ruoli e responsabilità, l'identificazione delle attività che coinvolgono aspetti ambientali, la valutazione delle aree nelle quali è possibile intervenire per perseguire miglioramenti dal punto di vista organizzativo o strutturale, la definizione di obiettivi e relative strategie d'azione, la determinazione di idonee modalità di lavoro e di controllo operativo.
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Al fine di verificare l'efficienza e l'efficacia dei Sistemi di Gestione e la loro capacità di assicurare il rispetto dei principi adottati ed il raggiungimento degli obiettivi di miglioramento, vengono programmati ed effettuati periodici audit interni. L'adeguatezza dei Sistemi è confermata attraverso gli audit effettuati da parte di soggetti terzi indipendenti ed è attestata dall'ottenimento delle Certificazioni ISO 14001 e della Registrazione EMAS presso le principali realtà aziendali.
Alla data attuale, gli impianti del Gruppo A2A in possesso della Registrazione EMAS sono 25.
Successivamente all'estensione dell'applicazione del D.Lgs. 231/01 ai reati ambientali, è stata intrapresa dalla capogruppo un'attività di riesame e revisione del Sistema di Gestione Ambientale per allinearlo alle nuove esigenze. Parallelamente, nelle singole realtà operative è stata avviata una revisione delle modalità di gestione interna delle attività collegate al rischio di commissione di questa tipologia di reati, che è tuttora in corso. Il Sistema di Gestione Ambientale allineato con il Modello 231 è quindi in fase di avanzato consolidamento in più realtà del Gruppo.
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Il Gruppo A2A svolge attività di ricerca e innovazione coerentemente con i programmi di sviluppo delle proprie filiere di business. L'organizzazione per Business Units favorisce la focalizzazione delle attività per ambito di lavoro, mantenendo comunque costante attenzione alle opportunità di programmi di ricerca trasversali.
In particolare, la Business Unit Reti è impegnata nello sviluppo di nuove soluzioni per le cosiddette smart grid, in cui attraverso l'introduzione di tecnologie digitali si realizzano nuove funzionalità necessarie sia per migliorare il livello di servizio in risposta alle richieste del Regolatore e alle attese dei clienti, sia per gestire la crescente complessità derivante dalla diffusione delle fonti di generazione distribuita collegate alla rete di distribuzione.
In particolare si è concluso il Progetto Smart Domo Grid, cofinanziato dal Ministero dello Sviluppo Economico che ha visto Unareti S.p.A. (precedentemente A2A Reti Elettriche S.p.A.) capofila insieme al Politecnico di Milano (dipartimento di Energia) e Whirlpool come partner. Il progetto ha compreso il disegno e la realizzazione di una soluzione smart grid con funzionalità demand/response, per consentire alla rete elettrica del Distributore di governare il carico dei clienti in funzione di opportunità di ottimizzazione dei costi e dei servizi a favore di entrambi. La soluzione ha riscosso successo sia per l'interesse e la disponibilità dimostrata dagli utenti, che si sono prestati al test, sia per i benefici raggiunti (se pur in condizioni di sperimentazione in contesto normativo ancora in divenire). In un quartiere di Brescia la sperimentazione ha coinvolto ventuno famiglie dotate di nuovi elettrodomestici, strumenti e formazione per il loro utilizzo potendo quindi prendere coscienza dei propri consumi ed operare scelte per ottimizzare la spesa per energia.
Sono in completamento i Progetti per la Delibera AEEGSI ARG/elt 39/10 avendo Unareti S.p.A. (precedentemente A2A Reti Elettriche S.p.A.) ottenuto l'approvazione da parte dell'AEEGSI per la realizzazione di due progetti pilota: il primo concerne una cabina primaria di Milano (Lambrate), l'altro una cabina primaria di Brescia (Gavardo), con differenti caratteristiche di rete sottesa. Entrambi hanno l'obiettivo di superare le attuali limitazioni della protezione di interfaccia dei generatori connessi alla rete MT, di introdurre funzionalità innovative di regolazione della tensione e, potenzialmente, di effettuare un dispacciamento locale comunicando a Terna S.p.A. dati di sintesi della produzione immessa sulla rete MT. Ciò a favore dello sviluppo della generazione distribuita e quindi dell'utilizzo delle fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica. Inoltre il progetto di Lambrate prevede la sperimentazione della selettività logica e la riconfigurazione automatica di alcune linee della rete MT per ridurre drasticamente i tempi di ripristino in caso di guasto.
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Sono in corso i Progetti WFM e IDMS finalizzati al miglioramento dei processi di gestione operativa della rete attraverso soluzioni informatiche. WFM si concentra sull'integrazione della gestione degli assets fisici con il sistema cartografico, utilizzando anche tecnologie GPS per la localizzazione degli impianti e delle squadre operative disponibili sul territorio, dotate di dispositivi mobili per una più efficace ed efficiente gestione degli interventi. IDMS rappresenta un significativo passo avanti nella gestione di tutti i processi operativi di gestione della rete elettrica, sia in fase di conduzione sia in fase di pianificazione. Include inoltre tra i suoi obiettivi primari l'interoperabilità tra la sala multiservizio di Brescia e la sala controllo elettrica di Milano, garantendo infine il disaster recovery a caldo tra le due in caso di indisponibilità di uno dei due siti. IDMS sovraintenderà anche la gestione della rete di illuminazione pubblica, recentemente coinvolta da Unareti S.p.A. nel massimo rinnovamento dei corpi illuminanti (sostituzione delle tradizionali lampade ad incandescenza con LED) e del sistema di supervisione e controllo, con lo scopo di ridurre i consumi energetici.
Unareti S.p.A. ha in corso il Progetto IDE4L (Ideal Grid for All), cofinanziato dalla UE nell'ambito del programma di ricerca e innovazione FP7, che capitalizza l'esperienza accumulata nel precedente progetto FP7 INTEGRIS e si propone di sviluppare e dimostrare un sistema completo di automazione per la gestione della rete elettrica attiva che tenga conto della generazione distribuita sia in termini di gestione in tempo reale che per la pianificazione a medio-lungo termine.
Il progetto si concentra su varie funzionalità, quali:
Il progetto, di durata triennale, si concluderà a fine agosto 2016. I riscontri forniti dai valutatori della Commissione Europea sono stati altamente positivi, sia in occasione delle revisioni periodiche che della presentazione ufficiale del Progetto tenutasi a Brescia lo scorso maggio.
Si è conclusa la fase implementativa e di sperimentazione del progetto SCUOLA - Smart Campus as Urban Open Labs. Un primo evento per la disseminazione dei risultati si è tenuto a fine giugno 2016 presso il Politecnico di Milano, mentre un secondo incontro si terrà presso l'Università degli Studi di Brescia ad ottobre 2016. Il progetto, presentato nel 2013 al bando Regione Lombardia, ha ottenuto il primo posto nella relativa graduatoria, sia in termini qualitativi che di budget (10 milioni di euro).
SCUOLA sperimenta un sistema Smart Grid evoluto per integrare in modo intelligente varie funzionalità "energetiche" delle aree urbane:
Il cuore del progetto è la rete elettrica, che mira ad accrescere la sua intelligenza mediante l'introduzione di innovativi sistemi di comunicazione, di controllo e gestione, di sensoristica/ automazione/protezione, e di moderni meccanismi di attuazione per supportare il funzionamento efficiente e coordinato del sistema e fornire vantaggi diretti ai cittadini.
Gli obiettivi specifici del progetto sono:
• evoluzione della rete elettrica per garantire una maggiore continuità del servizio e abilitare la partecipazione attiva degli utenti;
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Quanto sviluppato è stato realizzato sui seguenti dimostratori:
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La rete elettrica, cuore della Smart City, è elemento centrale dell'integrazione dei dispositivi e dei sistemi di misura, di controllo e governo delle componenti energetiche non solo elettriche ma anche termiche.
A2A è la capofila di un partenariato che vede la partecipazione del Politecnico di Milano e dell'Università di Brescia, di 3 grandi imprese (ADB, CPL, LuVE), 7 PMI (CEL, Coster, Eclipse, GFM-net, Italdata, SIEL, Thytronic) tutte strettamente legate al tessuto territoriale in cui prevalentemente opera A2A.
Brescia Smart Living, classificatosi al primo posto nella graduatoria di valutazione tra i progetti vincitori del Bando MIUR 2012 (DD591/2012), è un progetto di ricerca cofinanziato dal Ministero dell'Università e della Ricerca e partito a marzo del 2015. Il termine del progetto è previsto a febbraio 2018.
È un progetto con un budget complessivo di circa 10 milioni di euro e che vede A2A S.p.A. coinvolta in prima fila nel governo di un partenariato partecipato da diverse società del Gruppo (Unareti S.p.A., A2A Smart City S.p.A., A2A Calore & Servizi S.r.l., Aprica S.p.A., A2A Ciclo Idrico S.p.A.) e più soggetti tra cui enti di ricerca, università, grandi e piccole e medie imprese (Università degli Studi di Brescia, ENEA, Beretta Fabbrica D'Armi, Cavagna Group, ST Microlectronics, Cauto, Iperelle, TeamWare e FGE Elettronica).
Le attività di sperimentazione del progetto riguardano alcune zone della città di Brescia, sulle quali sarà avviato un percorso sperimentale che unirà tecnologie per il benessere, per l'ambiente e sistemi di tutela di cittadini fragili.
Il partenariato si propone di realizzare un prof of concept di Smart City sostenibile, vivibile e con nuovi e migliori servizi sia per la municipalità, per migliorare il governo della città, sia per i cittadini, per migliorare la qualità della vita.
I temi al centro del miglioramento sono i consumi energetici, l'illuminazione pubblica, l'analisi della qualità dell'aria e del rumore, la raccolta dei rifiuti, l'interazione sociale, la tutela dei più deboli, la sicurezza, le infrastrutture di comunicazione, l'informazione e la trasparenza.
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Il progetto sta terminando la fase di analisi dello stato dell'arte e definizione delle specifiche; a breve entrerà nel vivo della progettazione dei sistemi.
Sharing Cities è un progetto di ricerca cofinanziato dalla UE nell'ambito del programma Horizon 2020, Call Smart Cities & Communities. Il progetto è iniziato a gennaio 2016 e il suo completamento è previsto ad aprile 2020.
La Greater London Authority è capofila di un partenariato costituito da 34 soggetti. A2A S.p.A. partecipa all'iniziativa con Unareti S.p.A. e A2A Smart City S.p.A.. Il budget complessivo è di circa 28 milioni di euro.
Tra i diversi partner, sono coinvolte le municipalità di Milano, Londra e Lisbona (core cities) e quelle di Bordeux, Burgas e Warsaw (followers cities).
Il partenariato, tramite un approccio digitale e guidato dalla raccolta dei dati, mira a superare alcune tra le fondamentali sfide ambientali di una città: l'emissione di CO2 da edifici e trasporti e la qualità dell'aria.
Gli obiettivi sono quelli di coinvolgere attivamente i cittadini per lo sviluppo di meccanismi di partecipazione e co-design delle soluzioni per il retrofit degli edifici, la gestione integrata dei sistemi energetici, la mobilità elettrica e i servizi abbinabili agli smart lampposts. Per raggiungere questi obiettivi, verranno sviluppate delle piattaforme IT in grado di raccogliere le informazioni dal campo e trasformarle in servizi ai cittadini.
Il progetto è attualmente nelle sue primissime fasi.
| Nome progetto | Date | Ente cofinanziatore | Partecipanti per A2A |
|---|---|---|---|
| Sharing Cities | 2016/01 2020/12 | EU-H2020 Smart Cities & Communities SCC-01-2015 innovation Action – Proposal Id: SEP-210271592 |
A2A S.p.A. Unareti S.p.A. A2A Smart City S.p.A. |
| Brescia Smart Living | 2015/03 2018/02 | DD591/2012 Ministero dell'Università e della Ricerca (MIUR) |
A2A S.p.A. Unareti S.p.A. A2A Calore & Servizi S.r.l. A2A Smart City S.p.A. Aprica S.p.A. A2A Ciclo Idrico S.p.A. |
| IDE4L | 2013/09 2016/08 | EU-FP7 ENERGY.2013.7.1.1 grant agreement no. 608860 |
Unareti S.p.A. |
| Delibera 39/10 | 2011/03 2015/12 | Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico |
Unareti S.p.A. |
| SCUOLA | 2014/03 2015/12 | Regione Lombardia | A2A S.p.A. Unareti S.p.A |
| Smart Domo Grid | 2011/08 2014/12 | Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE) |
Unareti S.p.A. |
| ECCOFLOW | 2010/02 2013/12 | EU-FP7 ENERGY.2009.7.3.1 grant agreement no. 241285 |
Unareti S.p.A. |
| INTEGRIS | 2010/02 2012/12 | EU-FP7 ICT-Energy-2009-1 grant agreement no. 247938 |
Unareti S.p.A. |
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Prosegue inoltre la sperimentazione nel campo della Mobilità Elettrica attraverso il progetto E-moving che ha consentito l'installazione di colonnine di ricarica pubblica a Milano, Brescia e Sondrio, oltre che la verifica di funzionamento di veicoli elettrici di molteplici marche. Tale progetto è terminato nella sua attuale forma voluta dalla AEEGSI alla fine del 2015 ed è stata decisa un'estensione ulteriore della convenzione con i Comuni fino a fine 2016.
A maggio 2016 A2A, in partnership con Nissan ed il Comune di Milano ha inaugurano la più grande rete in Italia di infrastrutture pubbliche di ricarica rapida per i veicoli elettrici. L'ambizioso progetto ha consentito di dotare, in occasione della finale di UEFA Champios League, il capoluogo lombardo e lo scalo aeroportuale di Linate di 13 stazioni Fast Charge e ne ha raddoppiato il numero totale ad oggi presente sull'intero territorio nazionale. Le nuove infrastrutture consentono di ricaricare l'80% della batteria dei veicoli elettrici in massimo 30 minuti, rendendo più agevole il loro utilizzo e contribuendo all'abbattimento delle emissioni inquinanti.
Inoltre A2A ha sponsorizzato le prime Isole Digitali che ospitano oltre alla ricarica dei quadricicli elettrici anche servizi di videosorveglianza, Wi-Fi, infopoint, illuminazione LED. A2A ha supportato l'installazione di queste nuove infrastrutture all'interno della città di Milano anche per favorire una mobilità elettrica privata e anche di tipo car-sharing.
Anche nel settore ambiente proseguono i progetti: nel corso del 2015 Amsa S.p.A. ha partecipato al progetto E-waste, partenariato tra le imprese Tecnochimica S.r.l., RE.MEDIA, Stena Technoworld S.r.l., S.E.VAL. S.r.l., Gaser San Giuliano S.r.l., gli organismi di ricerca Politecnico di Milano e Cefriel, in collaborazione con il Comune di Milano ed il Comune di San Donato Milanese. L'obiettivo specifico del progetto è stata l'ottimizzazione del riciclo dei RAEE (rifiuti da apparecchiature elettriche ed elettroniche) e l'aumento della quantità di terre rare e metalli preziosi ricavati dai rifiuti raccolti.
Nel corso del primo semestre del 2016 Amsa ha predisposto dei servizi sperimentali integrativi al fine di migliorare la qualità e incrementare la quantità della raccolta differenziata presso alcune utenze, in particolare: raccolta del cartone su prenotazione (giugno 2016) con le stesse modalità della raccolta ingombranti a bordo strada per tutte quelle utenze domestiche che hanno una produzione sporadica di almeno 10 pezzi di cartone; progetto di riconoscimento di premialità ai cittadini "virtuosi"che avranno aderito all'iniziativa e avranno conferito il maggior numero di rifiuti elettronici mediante il Centro Ambientale Mobile e un nuovo strumento di raccolta denominato "RAEE parking"; questo progetto avrà durata di 10 mesi, con termine gennaio 2017 e si compone di 5 postazioni itineranti in luoghi adeguati e di facile accesso per i cittadini. Il container RAEE parking è un sistema autonomo e completamente automatizzato per l'identificazione e la pesatura del rifiuto, con accesso tramite carta dei servizi regionale.
In tutti i settori di business prosegue l'attenzione e l'impegno a ricercare nuove soluzioni sia per l'ottimizzazione dei processi sia per il miglioramento della qualità dei servizi e l'ampliamento dell'offerta. Tale impegno si concretizza in progetti, che beneficiano in alcuni casi di co-finanziamenti, che scaturiscono anche dal continuo sviluppo ed estensione della relazione con enti di ricerca e università e dalla partecipazione ad iniziative e convegni finalizzati a raccogliere esigenze e nuove idee per cogliere le opportunità.
Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154-bis comma 5 del D.Lgs. 58/98
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