A2a

Interim / Quarterly Report • Aug 4, 2020

2020

Relazione Finanziaria Semestrale

al 30 giugno 2020

Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020

Il presente Bilancio è consultabile sul sito www.a2a.eu

Indice

Organi sociali	5
1 Dati di sintesi del Gruppo A2A Business Units	8
Aree geografiche di attività	10
Struttura del Gruppo	12
Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2020	13
Azionariato	16
A2A S.p.A. in Borsa	17
Indicatori Alternativi di Performance (AIP)	19
2 Risultati consolidati e andamento della gestione
Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria	24
Eventi di rilievo del periodo	32
Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020	37
Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia
sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)	38
3 Prospetti contabili consolidati
Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata	44
Conto economico consolidato	46
Conto economico complessivo consolidato	47
Rendiconto finanziario consolidato	48
Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato	50
Dettaglio della Situazione patrimoniale-finanziaria con evidenza
dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2020	52
Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata ai sensi
della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010	54
Conto economico consolidato ai sensi
della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010	56
4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale
Informazioni di carattere generale	58
Relazione finanziaria semestrale	59
Schemi di bilancio	60
Criteri di redazione	61
Variazioni di principi contabili internazionali Area di consolidamento	62 63
Criteri e procedure di consolidamento	64
Stagionalità dell'attività	69
Sintesi dei risultati per settore di attività	70
Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria	74
Indebitamento finanziario netto	94
Note illustrative alle voci di Conto economico	97
Risultato per azione	105
Nota sui rapporti con le parti correlate	106
Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006	109
Garanzie ed impegni con terzi	110
Altre informazioni	111

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali	140
2. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali	142
3. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato	144
4. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto	150
5. Elenco delle partecipazioni in altre imprese	153
6 Evoluzione della regolazione ed impatti
sulle Business Units del Gruppo A2A
Business Unit Generazione e Trading	156
Business Unit Mercato	167
Business Unit Ambiente	171
Business Unit Reti e Calore	178
Business Unit Estero	193
7 Scenario e mercato
Quadro macroeconomico	196
Andamento del mercato energetico	198
8 Risultati per settore di attività
Risultati per settore di attività	203
Business Unit Generazione e Trading	204
Business Unit Mercato	207
Business Unit Ambiente	210
Business Unit Reti e Calore	212
Business Unit Estero	214
Corporate	215
9 Rischi e incertezze
Rischi e incertezze	218
10 Gestione responsabile della sostenibilità
Gestione responsabile della sostenibilità	228
11 Attestazione del bilancio semestrale abbreviato
ai sensi dell'art. 154-bis comma 5 del D.Lgs. 58/98
Attestazione del bilancio semestrale abbreviato ai sensi dell'art. 154-bis
comma 5 del D.Lgs. 58/98	232
12 Relazione della Società di Revisione	233

Organi sociali

Organi sociali

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

PRESIDENTE

Marco Emilio Angelo Patuano

VICE PRESIDENTE

Giovanni Comboni

AMMINISTRATORE DELEGATO E DIRETTORE GENERALE Renato Mazzoncini

CONSIGLIERI

Stefania Bariatti Vincenzo Cariello Federico Maurizio d'Andrea Luigi De Paoli Gaudiana Giusti Fabio Lavini Christine Perrotti Secondina Giulia Ravera Maria Grazia Speranza

COLLEGIO SINDACALE

PRESIDENTE

SINDACI EFFETTIVI Maurizio Leonardo Lombardi Chiara Segala

Giacinto Gaetano Sarubbi

SINDACI SUPPLENTI

Antonio Passantino

Patrizia Tettamanzi

SOCIETÀ DI REVISIONE

EY S.p.A.

Business Units

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

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

Generazione e Trading • Reti elettriche

• Impianti termoelettrici, idroelettrici ed altre rinnovabili
• Energy Management

Mercato

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

Ambiente

• Raccolta e spazzamento
• Trattamento
• Smaltimento e recupero energetico

Reti e Calore

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

Estero

• Fornitura di know how e tecnologie per la realizzazione impianti di pre-trattamento rifiuti

Corporate

• Servizi corporate

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

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività Struttura del Gruppo Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2020 Azionariato A2A S.p.A. in Borsa Indicatori Alternativi di Performance (AIP)

Aree geografiche di attività

Impianti idroelettrici Impianti termoelettrici Impianti di cogenerazione Impianti di trattamento rifiuti Impianti fotovoltaici Partnership tecnologiche

Aggiornata al 30.06.2020

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività

Struttura del Gruppo Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2020 Azionariato

A2A S.p.A. in Borsa Indicatori Alternativi di Performance (AIP)

Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2020 (**)

milioni di euro milioni di euro

RICAVI

MARGINE OPERATIVO LORDO

milioni di euro 154

RISULTATO DEL PERIODO

Dati economici milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
Ricavi	3.181	3.711
Costi operativi	(2.267)	(2.775)
Costi per il personale	(355)	(354)
Margine operativo lordo	559	582
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(278)	(255)
Risultato operativo netto	281	327
Risultato da transazioni non ricorrenti	-	-
Gestione finanziaria	(38)	(65)
Risultato al lordo delle imposte	243	262
Oneri per imposte sui redditi	(78)	(87)
Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita	(2)	-
Risultato di pertinenza di terzi	(9)	(9)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	154	166
Margine operativo lordo/Ricavi	17,6%	15,7%

(**) I dati valgono quali indicatori di performance come richiesto dal CESRN/05/178/B

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività

Gruppo giugno 2020 Azionariato A2A S.p.A. in Borsa Indicatori

Alternativi di Performance (AIP)

Dati patrimoniali milioni di euro	30 06 2020	31 12 2019
Capitale investito netto	7.015	6.805
Patrimonio netto del Gruppo e di terzi	3.582	3.651
Posizione finanziaria netta consolidata	(3.433)	(3.154)
Posizione finanziaria netta consolidata / Patrimonio netto del Gruppo e di terzi	0,96	0,86
Posizione finanziaria netta consolidata / EBITDA	6,1	2,6

Dati finanziari milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
Flussi finanziari netti da attività operativa	350	527
Flussi finanziari netti impiegati nell'attività di investimento	(337)	(258)
Free cash flow (dato Rendiconto finanziario)	13	269

Indicatori significativi	30 06 2020	31 12 2019
Media Euribor a sei mesi	(0,268%)	(0,302%)
Prezzo medio del Brent (USD/bbl)	42,2	64,1
Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Baseload (Euro/MWh)	32,2	52,3
Media del Prezzo Unico Nazionale (PUN) Peakload (Euro/MWh)	35,6	58,4
Prezzo medio del carbone (Euro/tonn)	41,7	54,4
Prezzo medio del gas al PSV(*) (Euro/MWh)	9,2	16,0
Prezzo medio diritti di emissione EU ETS (**) (Euro/tonn)	22,1	24,9

(*) prezzo del gas di riferimento per il mercato italiano

(**) EU Emissions Trading System

Principali indicatori operativi del Gruppo	30 06 2020	30 06 2019
Generazione e Trading
Produzione termoelettrica (GWh)	4.882	5.767
Produzione idroelettrica (GWh)	1.912	1.857
EE venduta a clienti grossisti (GWh)	6.253	5.177
EE venduta in Borsa (GWh)	6.689	6.404
Mercato
EE venduta a clienti retail (GWh)	6.996	6.500
POD Energia Elettrica (#/1000)	1.192	1.160
Gas venduto a clienti retail (Mmc)	1.235	1.392
PDR Gas (#/1000)	1.495	1.492
Ambiente
Rifiuti raccolti (Kton)	801	852
Residenti serviti (#/1000)	3.669	3.586
Rifiuti smaltiti (Kton)	1.609	1.675
Energia elettrica venduta da WTE (GWh)	955	877
Reti e Calore
EE distribuita (GWh)	5.061	5.833
Gas distribuito (Mmc)	1.618	1.736
Acqua distribuita (Mmc)	36	38
RAB Energia Elettrica (M€)	667	649
RAB Gas (M€)	1.431	1.423
Vendita calore (GWht)	1.568	1.641
Produzione cogenerazione (GWh)	183	195

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività Struttura del Gruppo giugno 2020 Azionariato A2A S.p.A. in Borsa Indicatori Alternativi di

Performance (AIP)

15

Azionariato (*)

(*) Fonte CONSOB per le quote superiori al 3% (aggiornamento al 30/06/2020).

Dati societari di A2A S.p.A.	30 06 2020	31 12 2019
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)	23.721.421	23.721.421

A2A S.p.A. in Borsa

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

Capitalizzazione al 30 giugno 2020 (milioni di euro)	3.949
Capitale sociale al 30 giugno 2020 (azioni)	3.132.905.277

	Primi sei mesi 2020	Ultimi 4 trimestri
Capitalizzazione media (milioni di euro)	4.428	4.803
Volumi medi giornalieri (azioni)	14.174.159	11.896.589
Prezzo medio (euro per azione)	1,41	1,53
Prezzo massimo (euro per azione)	1,90	1,90
Prezzo minimo (euro per azione)	1,00	1,00

Fonte: Bloomberg

Il titolo A2A è scambiato anche sulle seguenti piattaforme: Aquis, BATS, BlockMatch, Chi-X, ITG Posit, Liquidnet, Quotrix, Sigma-X, Tradegate, Turquoise, UBS MTF.

Il 20 maggio 2020 A2A ha distribuito un dividendo pari a 0,0775 euro per azione.

Principali indici in cui è presente il titolo A2A

FTSE MIB
STOXX Europe 600
STOXX Europe Utilities
EURO STOXX
EURO STOXX Utilities
MSCI Europe Small Cap
WisdomTree International Equity
S&P Global Mid Small Cap

Indici etici

FTSE4Good
ECPI Indices
ECPI Low Carbon Italy Equity
Ethibel Sustainability Index Excellence Europe
EURO STOXX Sustainability Index
Euronext Vigeo Index: Eurozone 120
Standard Ethics Italian Index

Fonte: Bloomberg e informazioni societarie

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

Nel 2019 A2A ha ottenuto un rating di A sul questionario MSCI ESG e di B- sui questionari CDP Climate Change e CDP Water.

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività Struttura del Gruppo Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2020 Azionariato

A2A S.p.A. in Borsa

Indicatori Alternativi di Performance (AIP)

A2A: prezzo e volumi

Fonte: Bloomberg

Rating

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

Fonti: agenzie di rating

Indicatori Alternativi di Performance (AIP)

Nella presente Relazione finanziaria semestrale sono stati utilizzati alcuni indicatori alternativi di performance (AIP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo.

Questi indicatori alternativi sono utilizzati dal Gruppo A2A al fine di trasmettere in modo più efficace le informazioni sull'andamento della redditività dei business in cui opera nonché sulla situazione finanziaria, utili per migliorare la capacità complessiva di valutare la performance finanziaria e patrimoniale.

Tali indicatori sono esposti nella sezione "Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo A2A". Per il Conto e per la Situazione patrimoniale-finanziaria i valori comparativi fanno riferimento al 31 dicembre 2019.

Con riferimento agli indicatori alternativi, in data 3 dicembre 2015 la Consob ha emesso la Comunicazione n. 92543/15, che recepisce le Linee Guida riguardanti l'utilizzo e la presentazione di indicatori alternativi di performance nell'ambito di informazioni finanziarie regolamentate, emanate in data 3 ottobre 2015 dall'Autorità Europea degli Strumenti finanziari e dei Mercati (ESMA). Queste Linee Guida – che hanno aggiornato la Raccomandazione del CESR sugli indicatori alternativi di performance (CESR/05 – 178b) – hanno la finalità di promuovere l'utilità e la trasparenza degli indicatori alternativi per migliorare la loro comparabilità, affidabilità e capacità di comprensione.

In conformità con le Linee Guida, le descrizioni, i contenuti e le basi di calcolo utilizzate per la costruzione degli indicatori alternativi di performance adottati dal Gruppo sono di seguito descritte.

Margine operativo lordo

Il Margine operativo lordo è un indicatore alternativo di performance operativa, calcolato come la somma del "Risultato operativo netto" più gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni".

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e rappresenta un utile strumento per la valutazione della performance operativa del Gruppo (sia nel suo complesso che a livello di singola Business Unit), anche mediante la comparazione tra i risultati operativi del periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti. Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.

Risultato da transazioni non ricorrenti

Il Risultato da transazioni non ricorrenti è un indicatore alternativo di performance finalizzato ad evidenziare le plus/minusvalenze derivanti dalla valutazione al fair value delle attività non correnti cedute e i risultati derivanti dalla cessione di partecipazioni in società controllate non consolidate e collegate e altri oneri/proventi non operativi.

Tale indicatore è posizionato tra il Risultato operativo netto e la Gestione finanziaria. In tal modo il Risultato operativo netto non viene "inquinato" da operazioni aventi natura non ricorrente, consentendo una migliore misurazione dell'andamento della normale gestione operativa del Gruppo.

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività Struttura del Gruppo Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2020 Azionariato

A2A S.p.A. in Borsa Indicatori Alternativi di Performance (AIP)

Capitale immobilizzato netto

Il Capitale immobilizzato netto è determinato come somma algebrica di:

• immobilizzazioni materiali;
• immobilizzazioni immateriali;
• partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto e altre attività finanziarie non correnti;
• altre attività e passività non correnti;
• attività per imposte anticipate e passività per imposte differite;
• fondi rischi, oneri e passività per discariche;
• benefici a dipendenti.

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e rappresenta una utile misurazione delle attività immobilizzate nette del Gruppo nel suo complesso, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.

Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.

Capitale di funzionamento

Il Capitale di funzionamento è determinato come somma algebrica di:

• rimanenze;
• crediti commerciali e altre attività correnti;
• debiti commerciali e altre passività correnti;
• attività per imposte correnti/debiti per imposte.

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori); rappresenta una utile misurazione della capacità di generare flussi di cassa dalla gestione operativa entro un arco di dodici mesi, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.

Tale indicatore consente inoltre di condurre analisi sugli andamenti operativi e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.

Capitale investito/Capitale investito netto

Il Capitale investito/Capitale investito netto è calcolato come la somma del Capitale immobilizzato netto, del Capitale di funzionamento e delle Attività/Passività destinate alla vendita.

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori); rappresenta una utile misurazione ai fini della valutazione delle attività nette complessive, sia correnti che immobilizzate.

Fonti di copertura

Le Fonti di copertura sono calcolate sommando il "Patrimonio netto" e la "Posizione finanziaria netta".

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e rappresenta le diverse fonti attraverso cui il Gruppo A2A si finanzia ed il grado di autonomia che il Gruppo A2A possiede nel confronto con le fonti di finanziamento esterne. Tale indicatore consente inoltre di misurare la solidità finanziaria del Gruppo A2A.

Posizione finanziaria netta/Indebitamento finanziario netto

La Posizione finanziaria netta/Indebitamento finanziario netto è un indicatore della struttura finanziaria, calcolato come somma della posizione finanziaria netta oltre l'esercizio successivo e la posizione finanziaria netta entro l'esercizio successivo. Nello specifico, la posizione finanziaria netta totale oltre l'esercizio successivo si ottiene dalla somma algebrica di:

• Totale Indebitamento a medio e lungo termine: la posta include la quota non corrente delle Obbligazioni, dei Finanziamenti bancari, del Leasing finanziario e le Altre passività non correnti;
• Totale Crediti finanziari a medio e lungo termine: la voce include le Attività finanziarie non correnti (comprese quelle con parti correlate) e le Altre attività non correnti.

La Posizione finanziaria netta entro l'esercizio successivo si ricava dalla somma algebrica di:

• Totale Indebitamento a breve termine: la voce comprende la quota con scadenza entro dodici mesi delle Obbligazioni, dei Finanziamenti bancari, del Leasing finanziario, le Passività finanziarie correnti verso parti correlate e le Altre passività correnti;
• Totale Crediti finanziari a breve termine: questa posta comprende le Altre attività finanziarie correnti (comprese quelle verso parti correlate) e le Altre attività correnti;
• Disponibilità liquide e mezzi equivalenti e Disponibilità liquide e mezzi equivalenti inclusi tra le attività destinate alla vendita.

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) ed è utile ai fini della misurazione dell'indebitamento finanziario del Gruppo, anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti.

La Posizione finanziaria netta del Gruppo A2A è calcolata ai sensi della comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 ed in conformità con la Raccomandazione ESMA/2013/319.

Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali

Gli Investimenti in immobilizzazioni materiali ed immateriali sono desumibili dalle informazioni riportate nelle Note illustrative della Situazione patrimoniale-finanziaria.

Questo AIP è utilizzato dal Gruppo A2A quale obiettivo finanziario nell'ambito di presentazioni sia interne al Gruppo (Business Plans) sia esterne (presentazioni ad analisti finanziari e agli investitori) e costituisce una utile misurazione delle risorse impiegate nel mantenimento e nello sviluppo degli investimenti del Gruppo A2A (nel suo complesso e al livello di singola Business Unit), anche attraverso la comparazione tra il periodo oggetto di relazione con quelli relativi a periodi o esercizi precedenti. Questo consente al Gruppo A2A di condurre analisi sugli andamenti degli investimenti e di misurare la performance in termini di efficienza operativa nel corso del tempo.

Gli investitori non dovrebbero fare eccessivo affidamento su questi AIP e non dovrebbero considerare tutti gli AIP come: (i) un'alternativa all'utile operativo o all'utile netto così come calcolati in conformità agli IFRS; (ii) una valutazione della capacità del Gruppo di rispondere alle esigenze di cassa alternativa a quella desumibile dal cash flow da attività operativa, di investimento o da attività di finanziamento (così come determinati in accordo con gli IFRS); oppure (iii) un'alternativa a qualsiasi altro indicatore di performance previsto dagli IFRS.

Questi indicatori alternativi di performance derivano dalla informativa finanziaria storica del Gruppo A2A e non hanno lo scopo di fornire indicazioni relative a future performance finanziarie, posizioni finanziarie o cash flow del Gruppo stesso. Inoltre questi AIP sono stati calcolati in maniera omogenea in tutti i periodi.

1 Dati di sintesi del Gruppo A2A

Business Units Aree geografiche di attività Struttura del Gruppo Principali indicatori finanziari al 30 giugno 2019 Azionariato A2A S.p.A.

in Borsa Indicatori Alternativi di Performance

(AIP)

2 Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

Situazione economica

Il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2020 è variato rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio per effetto delle seguenti operazioni:

• acquisizione e consolidamento integrale da parte di LGH S.p.A. del 100% delle società Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l., società attive nel settore della generazione a biomassa;
• consolidamento integrale di Asm Energia S.p.A., società operante nel mercato della vendita di gas ed energia elettrica, a partire dal 1° febbraio 2020;
• acquisizione e consolidamento integrale del 100% di Areslab S.r.l. e del 90% di Electrometal S.r.l., società attive nel mercato del trattamento ed analisi dei rifiuti industriali, avvenuta da parte di A2A Ambiente S.p.A. a dicembre 2019.

Di seguito si riportano i risultati economici del Gruppo A2A al 30 giugno 2020, confrontati con i dati del periodo precedente.

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	Variazioni
Ricavi	3.181	3.711	(530)
di cui:
- Ricavi di vendita e prestazioni	3.084	3.610	(526)
- Altri ricavi operativi	97	101	(4)
Costi operativi	(2.267)	(2.775)	(508)
Costi per il personale	(355)	(354)	1
Margine Operativo Lordo	559	582	(23)
Ammortamenti e svalutazioni	(264)	(245)	19
Accantonamenti	(14)	(10)	4
Risultato Operativo Netto	281	327	(46)
Risultato da transazioni non ricorrenti	-	-	-
Oneri netti di gestione finanziaria	(39)	(65)	(26)
Quota di risultato di società consolidate ad equity	1	-	1
Risultato al lordo delle imposte	243	262	(19)
Oneri per imposte sui redditi	(78)	(87)	(9)
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte	165	175	(10)
Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita	(2)	-	(2)
Risultato di pertinenza di terzi	(9)	(9)	-
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	154	166	(12)

Nel primo semestre 2020, i Ricavi del Gruppo A2A, sono risultati pari 3.181 milioni di euro, in contrazione del 14,3% rispetto all'anno precedente.

La riduzione ha riguardato prevalentemente il mercato energetico all'ingrosso a seguito sia dei minori prezzi dell'energia elettrica e del gas sia della diminuzione dei volumi venduti del portafoglio industriale gas, nonché i mercati retail gas e teleriscaldamento per i minori prezzi unitari e per le minori quantità vendute, in parte a causa delle misure per il contenimento della diffusione del COVID-19 (con riferimento agli usi commerciali e produttivi) ed in parte a causa di una termicità sfavorevole rispetto alla stagione invernale 2019 (per gli usi domestici). Hanno inoltre contribuito negativamente i ricavi relativi ai contributi tariffari riconosciuti ai distributori per l'annullamento dell'obbligo dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE) a causa del posticipo del relativo termine da maggio a novembre.

Il Margine Operativo Lordo si è attestato a 559 milioni di euro, in calo di 23 milioni di euro rispetto al primo semestre 2019 (-4%).

Al netto delle partite non ricorrenti (6 milioni di euro nel primo semestre 2020; 7 milioni di euro nel primo semestre 2019), il Margine operativo lordo è diminuito di 22 milioni di euro (-4%).

La tabella che segue ne evidenzia la composizione per Business Unit:

milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	Delta	Delta %
Generazione e Trading	98	117	(19)	(16,2%)
Mercato	113	116	(3)	(2,6%)
Ambiente	144	135	9	6,7%
Reti e Calore	220	227	(7)	(3,1%)
Estero	(1)	(1)	-	n.s.
Corporate	(15)	(12)	(3)	(25,0%)
Totale	559	582	(23)	(4,0%)

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading è risultato pari a 98 milioni di euro, in riduzione di 19 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Al netto delle componenti non ricorrenti registrate nei due periodi di confronto (+8 milioni di euro nel 2020 e +3 milioni di euro nel 2019), il Margine Operativo Lordo Ordinario risulta in calo di 24 milioni di euro.

Gli effetti negativi accentuati dalla situazione emergenziale di cui ha risentito il settore della generazione di energia - dovuti allo scenario fortemente penalizzante e alla contrazione della domanda contendibile - sono stati in parte compensati da un'efficace strategia di hedging, dai migliori risultati conseguiti sul mercato dei servizi ancillari ("MSD"), dalle maggiori produzioni idroelettriche, nonchè da un contenimento dei costi operativi.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Mercato si è attestato a 113 milioni di euro (116 milioni di euro nel primo semestre dell'esercizio precedente).

Al netto delle partite non ricorrenti (sostanzialmente nulle nel 2020 e +3 milioni di euro nel 2019), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Business Unit risulta in linea con il medesimo periodo dell'anno precedente.

L'ottima performance del comparto energy retail (+7 milioni di euro) è stata neutralizzata dalla minore marginalità del comparto illuminazione pubblica (-1 milione di euro) e dalla contrazione del settore energy solutions (-6 milioni di euro).

La crescita del comparto energy retail è riconducibile prevalentemente all'aumento del numero di clienti del mercato libero elettrico e gas (76 mila in più rispetto alla fine del 2019) e alle maggiori vendite ai grandi clienti elettricità, nonostante il rallentamento dell'attività commerciale e la riduzione dei consumi unitari conseguenti all'emergenza COVID-19.

Hanno inoltre contribuito positivamente l'aggiornamento della QVD, componente della tariffa applicata ai clienti del servizio di tutela a copertura dei costi di commercializzazione al dettaglio della vendita gas (Delibera 577/2019/R/gas), e una riduzione dei costi operativi (provvigioni canali indiretti, spese di marketing e comunicazione esterna a supporto delle attività di acquisizione dei nuovi clienti, rallentata a seguito della diffusione del COVID-19).

Tali effetti positivi hanno più che compensato l'impatto derivante dalla diminuzione delle vendite gas dovuta sia ad una termicità sfavorevole rispetto all'anno precedente sia, in particolare per i grandi e piccoli clienti industriali, al rallentamento di tutte le attività economiche e commerciali conseguenti alle misure adottate per limitare la diffusione del COVID-19.

Il settore energy solutions ha registrato una riduzione di marginalità riconducibile ai minori introiti dalla vendita e gestione di certificati bianchi delle società operanti nel settore, legati in parte alla diversa tempistica (slittamento da maggio a novembre) di approvvigionamento da parte dei distributori obbligati all'annullamento dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE).

2 Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi patrimoniale e finanziaria

Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36) La minore marginalità del comparto illuminazione pubblica, determinata dalla diversa tempistica di rilascio dei certificati bianchi rispetto all'anno precedente (rilascio previsto nel secondo semestre 2020 rispetto a quello effettuato nel primo semestre del 2019) e al posticipo del termine di annullamento dell'obbligo da parte dei distributori, è stata in parte compensata dalla maggiore marginalità per le attività di manutenzione e per la gestione di nuovi comuni.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Ambiente è risultato pari a 144 milioni di euro (135 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Al netto delle partite non ricorrenti (+1 milione di euro nel 2020; sostanzialmente nulle nel 2019), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Business Unit risulta pari a 143 milioni di euro in aumento di 8 milioni di euro.

Ha contribuito positivamente al risultato del semestre il comparto della Raccolta (+3 milioni di euro) per i minori costi del personale e per il contenimento delle spese per i consumi e la manutenzione degli automezzi a seguito del rallentamento delle attività dovuto al contenimento del COVID-19.

I comparti degli impianti di trattamento urbani e industriali hanno registrato una crescita di marginalità per complessivi 5 milioni di euro determinata dalle maggiori quantità di energia elettrica prodotta, dalla positiva dinamica dei prezzi di conferimento (in particolare dei rifiuti assimilabili agli urbani), dall'aumento dei prezzi di vendita della carta e dal contributo degli impianti di nuova acquisizione per recenti operazioni di M&A (le linee di trattamento di Electrometal, società attiva nel trattamento e recupero di rifiuti provenienti da differenti processi industriali acquisita a fine 2019 e l'impianto di generazione alimentato a biomassa Agritre acquisito nel mese di febbraio 2020) e di recente attivazione (impianto di recupero della plastica di Muggiano avviato nel secondo semestre 2019), nonché dal contenimento dei costi operativi.

Tali effetti positivi hanno più che compensato la riduzione di marginalità legata ai minori prezzi di cessione dell'energia elettrica prodotta dai termovalorizzatori, alla riduzione delle quantità smaltite a seguito del blocco delle attività produttive deliberato su base nazionale per limitare la diffusione del COVID-19 e ai maggiori costi di smaltimento, in particolare scorie.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Reti e Calore del primo semestre 2020 è risultato pari a 220 milioni di euro (227 milioni di euro al 30 giugno 2019).

La riduzione della marginalità è riconducibile soprattutto al comparto teleriscaldamento sia per la diminuzione dei volumi a seguito delle elevate temperature e del blocco delle attività produttive, sia per i minori margini unitari per lo scenario energetico fortemente penalizzante.

Hanno inoltre contribuito negativamente ai risultati della Business Unit la diminuzione dei ricavi ammessi regolati sia per la distribuzione gas sia per la distribuzione di energia elettrica e la diminuzione dei volumi del settore idrico registrata durante il lockdown.

Gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni" sono pari a 278 milioni di euro (255 milioni di euro al 30 giugno 2019), e presentano un incremento complessivo di 23 milioni di euro.

Gli "Ammortamenti e svalutazioni" risultano pari a 264 milioni di euro (245 milioni di euro al 30 giugno 2019) e registrano un incremento complessivo di 19 milioni di euro.

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali risultano pari a 66 milioni di euro (59 milioni di euro al 30 giugno 2019) e registrano un incremento pari a 7 milioni di euro, derivante per 8 milioni di euro da maggiori ammortamenti riferibili all'implementazione di nuovi sistemi informativi e per 1 milione di euro da minori ammortamenti, correlati al piano di sostituzione contatori gas.

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali risultano pari a 198 milioni di euro (186 milioni di euro al 30 giugno 2019) e presentano un aumento di 12 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2019 riconducibile a:

• maggiori ammortamenti, per 8 milioni di euro, riferiti principalmente agli investimenti entrati in produzione successivamente al 30 giugno 2019;
• maggiori ammortamenti, per 4 milioni di euro, conseguenti il ripristino di valore a seguito di Impairment test a fine esercizio 2019 per gli asset relativi agli impianti di Chivasso, Sermide e Mincio;
• maggiori ammortamenti, per 2 milioni di euro, riferiti al consolidamento di Agritre, Tre Stock e Biofor, consolidate a partire dal secondo semestre 2019;

• maggiori ammortamenti, per 2 milioni di euro, riferiti al fondo decommissioning per la messa in sicurezza della centrale di San Filippo del Mela;

• maggiori ammortamenti, per 1 milione di euro, per diritti d'uso;

• minori ammortamenti per 1 milione di euro conseguenti alla completa svalutazione della discarica di Grottaglie;
• minori ammortamenti, per 4 milioni di euro, relativi per 3 milioni di euro alla rivisitazione delle vite utili degli impianti di Corteolona, Giussago, Lacchiarella e Cascina Maggiore a seguito del rinnovo delle autorizzazioni e per 1 milione di euro relativo alla rivisitazione della vita utile della Linea 1 del Termovalorizzatore di Parona che verrà sostituita dalla nuova Linea 3.

Gli "Accantonamenti per rischi" presentano un effetto netto positivo e pari a 2 milioni di euro (negativo per 7 milioni di euro al 30 giugno 2019), riferibili principalmente a canoni di derivazione d'acqua pubblica, dovuto ad eccedenze per 6 milioni di euro, rettificate da accantonamenti di periodo per 4 milioni di euro.

L' "Accantonamento per rischi su crediti" presenta un valore di 16 milioni di euro (3 milioni di euro al 30 giugno 2019). Si segnala che il primo semestre 2019 beneficiava di rilasci di fondi per eccedenze per circa 10 milioni di euro; al netto di tale effetto l'incremento rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio risulta pari a 3 milioni di euro.

Per effetto delle dinamiche sopra esposte, il "Risultato Operativo Netto" risulta pari a 281 milioni di euro (327 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Gli "Oneri netti della gestione finanziaria" sono risultati pari a 39 milioni di euro (65 milioni di euro al 30 giugno 2019) e presentano un decremento pari a 26 milioni di euro. Tale miglioramento è dovuto principalmente a minori oneri su finanziamenti a medio lungo termine rifinanziati oltre che a minori oneri rilevati nel semestre per estinzione anticipata di debiti finanziari relativi alle società rinnovabili acquisite.

La "Quota di risultato di società consolidate ad equity" risulta positiva per 1 milione di euro (nessun valore al 30 giugno 2019) ed è riconducibile principalmente alla valutazione positiva della partecipazione detenuta nella società Metamer.

Gli "Oneri per imposte sui redditi" nel periodo in esame sono risultati pari a 78 milioni di euro (87 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Il "Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita" risulta negativo e pari a 2 milioni di euro (nessun valore al 30 giugno 2019) e si riferisce alla cessione delle quote azionarie, pari al 2% della società Ascopiave S.p.A., nonché alla valutazione delle quote azionarie, pari al 2,16% del capitale sociale di Ascopiave S.p.A., per le quali il Gruppo A2A ha esercitato il diritto di recesso, al netto dei dividendi incassati.

Il "Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo", dedotto il risultato di pertinenza di terzi azionisti, è risultato positivo e pari a 154 milioni di euro (positivo per 166 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Situazione patrimoniale e finanziaria

Si segnala che il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2020 è variato rispetto al 31 dicembre 2019 per le seguenti operazioni:

• acquisizione e consolidamento integrale da parte di LGH S.p.A. del 100% delle società Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l., società attive nel settore della generazione a biomassa;
• consolidamento integrale di Asm Energia S.p.A., società operante nel mercato della vendita di gas ed energia elettrica, a partire dal 1° febbraio 2020.

Capitale immobilizzato netto

Il "Capitale immobilizzato netto", è pari a 6.596 milioni di euro e risulta in aumento di 126 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019.

Le variazioni intervenute sono di seguito dettagliate:

• le Immobilizzazioni Materiali, presentano una variazione in aumento pari a 40 milioni di euro principalmente corrispondente a:
• investimenti effettuati pari a 139 milioni di euro, essenzialmente nella Business Unit Reti e Calore per 59 milioni di euro, nella Business Unit Ambiente per 54 milioni di euro e nella Business Unit Generazione e Trading per 17 milioni di euro. Si segnalano inoltre investimenti per 9 milioni di euro nelle Business Unit Corporate e Mercato.

2 Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi patrimoniale e finanziaria

Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

• primo consolidamento delle società acquisite nel corso del semestre che hanno comportato un incremento di 86 milioni di euro;
• incremento netto di 14 milioni di euro per altre variazioni in aumento, principalmente riferibili ad attività per diritti d'uso IFRS 16;
• diminuzione di 1 milione di euro per smobilizzi del periodo al netto del relativo fondo di ammortamento;
• variazione in diminuzione di 198 milioni di euro dovuta agli ammortamenti di periodo;
• le Immobilizzazioni Immateriali, mostrano una variazione in aumento di 70 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019 attribuibile a:
• incremento di 111 milioni di euro per investimenti effettuati nel periodo, essenzialmente nella Business Unit Reti e Calore per 81 milioni di euro, nella Business Unit Corporate per 14 milioni di euro, nella Business Unit Mercato per 12 milioni di euro e nelle Business Unit Ambiente e Generazione e Trading per complessivi 4 milioni di euro;
• aumento netto di 17 milioni di euro nelle altre variazioni principalmente per incremento dei certificati ambientali del portafoglio industriale;
• primo consolidamento delle società acquisite nel semestre che hanno comportato un incremento di 11 milioni di euro;
• variazione in diminuzione di 66 milioni di euro dovuta agli ammortamenti di periodo;
• decremento di di 3 milioni di euro (al netto del relativo fondo di ammortamento) dovuto principalmente alla cessione a Italgas Reti S.p.A. del ramo d'azienda relativo alla gestione della rete e del servizio di distribuzione di gas naturale nei comuni ricadenti nell'ambito territoriale (Atem) "Alessandria 4";
• le Partecipazioni e le Altre Attività Finanziarie non correnti ammontano a 34 milioni di euro, in diminuzione di 11 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019 principalmente a seguito della variazione del metodo di consolidamento di Asm Energia S.p.A.;
• le Altre Attività e Passività non correnti presentano un incremento pari a 6 milioni di euro riconducibile per 3 milioni di euro agli effetti dei primi consolidamenti avvenuti nel semestre ed altre variazioni in diminuzione delle attività non correnti per 3 milioni di euro;
• le Attività per imposte anticipate ammontano a 266 milioni di euro (277 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e presentano un decremento pari a 11 milioni di euro;
• i Fondi rischi, oneri e passività per discariche registrano una variazione in diminuzione, al netto degli effetti dei primi consolidamenti per 5 milioni di euro, pari a 29 milioni di euro. La movimentazione del periodo è dovuta ad utilizzi di periodo per 23 milioni di euro principalmente relativi al sostenimento di costi decommissioning e discariche per 8 milioni di euro, alla conclusione di alcuni contenziosi legali per 3 milioni di euro e ulteriori utilizzi per 12 milioni di euro. Si evidenziano, inoltre, una variazione in diminuzione derivante dalle eccedenze di fondi rischi rilevate nel periodo per 2 milioni di euro, principalmente connessi a canoni derivazione d'acqua pubblica, ed altre variazioni in diminuzione per 4 milioni di euro;
• i Benefici a dipendenti, presentano una variazione in diminuzione per 20 milioni di euro, riferita principalmente alle erogazioni del periodo, ai versamenti ai fondi previdenziali ed alle valutazioni attuariali, al netto degli accantonamenti del periodo.

Capitale Circolante Netto e Altre attività/passività correnti

Il "Capitale Circolante Netto", definito quale somma algebrica fra crediti commerciali, rimanenze finali e debiti commerciali ammonta a 676 milioni di euro, in aumento di 121 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019. Le poste principali sono di seguito commentate:

• Le "Rimanenze" sono pari a 146 milioni di euro (184 milioni di euro al 31 dicembre 2019), al netto del relativo fondo obsolescenza per 20 milioni di euro, in aumento di 2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019. La variazione in diminuzione è riconducibile principalmente all'effetto combinato della riduzione per 34 milioni di euro dello stock di combustibili (gas), riduzione per 11 milioni di euro delle merci giacenti presso terzi (carbone) e aumento per complessivi 7 milioni di euro nelle giacenze di materiali e altre rimanenze.

• I "Crediti commerciali" risultano pari a 1.616 milioni di euro (1.852 milioni di euro al 31 dicembre 2019), con un decremento, al netto degli effetti dei primi consolidamenti pari a 30 milioni di euro, pari a 266 milioni di euro principalmente riconducibile ad effetto stagionalità.
• Il "Fondo rischi su crediti" è pari a 123 milioni di euro e presenta un incremento netto pari a 15 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, dovuto essenzialmente ad accantonamenti del periodo per 16 milioni di euro, apporto dei primi consolidamenti per 5 milioni di euro ed utilizzi per 7 milioni di euro conseguenti a depennamenti di crediti completamente svalutati.
• I "Debiti commerciali" risultano pari a 1.086 milioni di euro e presentano una variazione in diminuzione per 408 milioni di euro, al netto degli effetti dei primi consolidamenti pari a 13 milioni di euro, principalmente riconducibile ad effetto stagionalità.
• Le "Altre attività/passività correnti" presentano un incremento netto delle passività pari a 57 milioni di euro dovuto principalmente a:
• aumento netto dei debiti per imposte per 73 milioni di euro;
• aumento netto di 4 milioni di euro dei debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali;
• aumento netto del debito verso l'erario per IVA, accise e altre imposte per 44 milioni di euro;
• aumento netto delle attività per strumenti derivati per 22 milioni di euro;
• riduzione degli anticipi a fornitori per 10 milioni di euro;
• aumento dei risconti attivi per 23 milioni di euro, principalmente dovuti al pagamento di canoni annuali avvenuto nel primo semestre del 2020;
• riduzione dei debiti per componenti tariffarie sull'energia per 21 milioni di euro;
• riduzione di 4 milioni di euro nei debiti verso il personale dipendente e istituti di previdenza sociale;
• altre variazioni in diminuzione nelle passività correnti per 4 milioni di euro.

Le "Attività/passività destinate alla vendita" al 30 giugno 2020 risultano pari a 20 milioni di euro (nessun valore al 31 dicembre 2019) e si riferiscono alla quota in possesso, pari al 2,16% del capitale sociale, di Ascopiave S.p.A. per cui il Gruppo ha esercitato il diritto di recesso.

Il "Capitale investito" consolidato al 30 giugno 2020 ammonta a 7.015 milioni di euro e trova copertura nel Patrimonio netto per 3.582 milioni di euro e nella Posizione finanziaria netta per 3.433 milioni di euro.

Patrimonio netto

Il "Patrimonio netto", pari a 3.582 milioni di euro, presenta una movimentazione negativa per complessivi 69 milioni di euro.

Alla variazione ha contribuito la distribuzione dei dividendi per complessivi 241 milioni di euro.

Tale variazione risulta in parte compensata da:

• il risultato del periodo per 163 milioni di euro (154 milioni di euro di competenza del Gruppo e 9 milioni di euro di competenza delle minoranze);
• le riserve derivanti dalla valutazione dei derivati Cash flow hedge e delle riserve IAS 19 che presentano una variazione pari a 19 milioni di euro.

La "Posizione finanziaria netta" si attesta a 3.433 milioni di euro (3.154 milioni di euro al 31 dicembre 2019). Il flusso di cassa generato nel periodo è stato negativo e pari a 157 milioni di euro, dopo il pagamento di dividendi per 241 milioni di euro e investimenti del periodo per 250 milioni di euro.

Le variazioni nel perimetro di consolidamento hanno comportato un peggioramento nella Posizione finanziaria netta per complessivi 122 milioni di euro riconducibili principalmente alle acquisizioni di partecipazioni avvenute nel periodo.

2 Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi patrimoniale e finanziaria

Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

milioni di euro	30 06 2020	31 12 2019	Variazioni
CAPITALE INVESTITO
Capitale immobilizzato netto	6.596	6.470	126
- Immobilizzazioni materiali	4.909	4.869	40
- Immobilizzazioni immateriali	2.449	2.379	70
- Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti (*)	34	45	(11)
- Altre attività/passività non correnti (*)	(123)	(117)	(6)
- Attività/passività per imposte anticipate/differite	266	277	(11)
- Fondi rischi, oneri e passività per discariche	(652)	(676)	24
- Benefici a dipendenti	(287)	(307)	20
di cui con contropartita il Patrimonio netto	(92)	(114)
Capitale Circolante Netto e Altre attività/passività correnti	399	335	64
Capitale Circolante Netto:	676	555	121
- Rimanenze	146	184	(38)
- Crediti commerciali	1.616	1.852	(236)
- Debiti commerciali	(1.086)	(1.481)	395
Altre attività/passività correnti:	(277)	(220)	(57)
- Altre attività/passività correnti (*)	(261)	(277)	16
- Attività per imposte correnti/debiti per imposte	(16)	57	(73)
di cui con contropartita il Patrimonio netto	(10)	(21)
Attività/Passività destinate alla vendita (*)	20	-	20
di cui con contropartita il Patrimonio netto	-	-
TOTALE CAPITALE INVESTITO	7.015	6.805	210
FONTI DI COPERTURA
Patrimonio netto	3.582	3.651	(69)
Totale posizione finanziaria oltre l'esercizio successivo	3.099	3.294	(195)
Totale posizione finanziaria entro l'esercizio successivo	334	(140)	474
Totale Posizione finanziaria netta	3.433	3.154	279
di cui con contropartita il Patrimonio netto	29	24
TOTALE FONTI	7.015	6.805	210

(*) Al netto dei saldi inclusi nella Posizione finanziaria netta.

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALL'INIZIO DEL PERIODO	(3.154)	(3.022)
Apporto primi consolidamenti	(36)	(1)
Prima applicazione IFRS 16	-	(109)
Nuovi contratti IFRS 16	(11)	(12)
Risultato netto (**)	163	175
Ammortamenti	264	245
Svalutazioni/smobilizzi di immobilizzazioni materiali e immateriali	4	2
Risultato da partecipazioni valutate a equity	(1)	-
Svalutazione di attività destinate alla vendita	-	-
Interessi netti di competenza del periodo	39	65
Interessi netti pagati	(49)	(50)
Imposte nette pagate	(5)	-
Variazioni delle attività e delle passività (*)	(65)	90
Flussi finanziari netti da attività operativa	350	527
Investimenti in immobilizzazioni materiali e immateriali	(250)	(252)
Investimenti in partecipazioni e titoli	(105)	(6)
Cessioni di immobilizzazioni e partecipazioni	18	-
Dividendi incassati da partecipazioni	-	-
Flussi finanziari netti da attività di investimento	(337)	(258)
Free cash flow	13	269
Dividendi pagati dalla capogruppo	(241)	(218)
Dividendi pagati dalle controllate a terzi	(9)	-
Altre variazioni non monetarie	10	(15)
Cash flow da distribuzione dividendi e altre variazioni	(240)	(233)
Variazioni delle attività/passività finanziarie con contropartita il Patrimonio netto	(5)	(8)
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA ALLA FINE DEL PERIODO	(3.433)	(3.116)

2 Risultati consolidati e andamento della gestione

Sintesi patrimoniale e finanziaria

Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

(*) Al netto dei saldi con contropartita il Patrimonio netto.

(**) Il risultato netto è esposto al netto delle plusvalenze per cessioni di partecipazioni.

Eventi di rilievo del periodo

Partnership industriale tra A2A S.p.A. e Ambiente Energia Brianza S.p.A.

In data 27 gennaio 2020, i Consigli di Amministrazione di A2A S.p.A. e di Ambiente Energia Brianza S.p.A. (AEB) hanno definito il percorso di studio di fattibilità per la realizzazione del progetto di partnership territoriale che coinvolge le due Multi-utility lombarde, ponendo le basi per la creazione di un nuovo soggetto industriale seguendo il modello della Multi-utility dei Territori.

I Gruppi A2A e AEB, proseguendo nel percorso comunicato il 17 ottobre 2019 ed il 20 dicembre 2019, hanno completato positivamente la fase di studio della partnership industriale con l'approvazione da parte dei Consigli di Amministrazione di Unareti S.p.A. (controllata al 100% da A2A) e di AEB S.p.A. di un progetto di aggregazione da realizzarsi attraverso un'operazione di scissione parziale di Unareti in favore della beneficiaria AEB. Tale progetto è stato approvato anche dalle rispettive assemblee dei soci in data 30 Aprile 2020.

In data 26 giugno 2020 il TAR di Milano ha depositato due ordinanze che sospendono l'efficacia della delibera del 20 aprile 2020 con la quale il Comune di Seregno aveva approvato l'operazione di aggregazione territoriale ed ha fissato al 2 dicembre 2020 l'udienza in merito. I ricorrenti hanno evidenziato presunti vizi dell'operazione chiedendo al Tribunale di sospendere l'efficacia della delibera del Comune, per prevenire la conclusione dell'operazione già approvata dalle assemblee delle società. Le società ricorreranno al Consiglio di Stato per confermare la legittimità dell'operazione.

Secondo questo progetto, AEB arriverebbe a beneficiare di 79.000 Punti di Riconsegna del gas e diventerebbe il polo di sviluppo del Gruppo nel segmento dell'illuminazione pubblica, con oltre 275.000 punti luce.

Si prevede inoltre che, al completamento del percorso di aggregazione, A2A faccia il proprio ingresso nel capitale di AEB con una quota del 33,5% diventando partner industriale della Società, con prerogative di governance e con ruolo di direzione e coordinamento.

Il piano prevede investimenti superiori a 300 milioni di euro in 5 anni ed un EBITDA post aggregazione di AEB di oltre 50M€.

Accordo tra Italgas e A2A per la cessione reciproca di alcuni asset al fine di rafforzare i propri core business

In data 31 gennaio 2020 si è perfezionata, a seguito del verificarsi delle condizioni sospensive previste, l'operazione annunciata ad ottobre 2019 tra Italgas Reti (Gruppo Italgas) ed A2A Calore & Servizi (Gruppo A2A).

In particolare, Italgas Reti ha ceduto ad A2A Calore & Servizi l'insieme delle attività di teleriscaldamento gestite nel comune di Cologno Monzese (Milano); contestualmente, Unareti ha ceduto ad Italgas Reti le attività di distribuzione del gas naturale gestite in sette Comuni appartenenti all'ATEM Alessandria 4.

L'impianto del teleriscaldamento di Cologno Monzese è costituito da una rete di distribuzione di oltre 8 chilometri e serve 52 sottostazioni di scambio termico con vendite di calore per circa 26,1 GWh.

Le sette reti di distribuzione del gas nei Comuni di Castelnuovo Scrivia, Pecetto di Valenza, Bassignana, Rivarone, Guazzora, Montecastello e Pietra Marazzi si estendono complessivamente per oltre 140 chilometri e servono circa 4.200 utenze.

A2A S.p.A.: operazione Ascopiave S.p.A.

In data 31 gennaio 2020, A2A S.p.A. ha acquisito n. 9.758.767 azioni di Ascopiave S.p.A. pari a una quota del 4,16% del capitale sociale.

In data 18 giugno 2020, a seguito del venir meno dei presupposti strategici sulla base dei quali l'operazione era stata realizzata, A2A ha ceduto n° 4.688.231 azioni di Ascopiave S.p.A. ad un prezzo di 3,905 euro ciascuna, pari ad una quota del 2% del capitale sociale. Il Gruppo A2A ha, inoltre, esercitato il diritto di recesso per il restante 2,16% in possesso.

LGH acquisisce l'impianto a biomassa Agritre

Linea Group Holding S.p.A., in data 27 febbraio 2020, ha sottoscritto l'accordo per l'acquisizione dell'impianto di generazione alimentato a biomassa Agritre, situato a Sant'Agata di Puglia (Foggia).

L'impianto, che ha una capacità installata di 25.2 MW ed è una delle più grandi centrali energetiche a biomasse in Italia, è alimentato esclusivamente da biomassa solida di origine vegetale vergine rappresentata prevalentemente da paglia di cereali, principale sottoprodotto agricolo disponibile in provincia di Foggia, oltre che da potature arboree e altri residui agroforestali presenti nel territorio. L'impianto è in grado di colmare il fabbisogno energetico di oltre 46.000 famiglie, inducendo benefici all'ambiente e all'economia locale; la produzione di energia elettrica si attesta a circa 184.000 MWh annui.

Gruppo A2A: approvati i risultati 2019

In data 19 marzo 2020, il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A., ha approvato i progetti di bilancio e la Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2019.

I Ricavi salgono a quota 7,3 miliardi di euro in aumento del 13% rispetto all'esercizio precedente.

Il Margine Operativo Lordo e l'Utile Netto risultano in crescita, rispettivamente a 1.234 milioni di euro (in linea con l'esercizio 2018) e 389 milioni di euro (+13% rispetto all'esercizio 2018).

Gli investimenti sono in forte crescita a 627 milioni di euro , in aumento del 25% rispetto all'esercizio precedente con una Posizione Finanziaria Netta pari a 3.154 milioni di euro. Il rapporto PFN/EBITDA si attesta a 2,56X.

Il Consiglio di Amministrazione propone all'Assemblea degli azionisti un dividendo di 0,0775 euro per azione, in crescita del 10,7% rispetto all'esercizio precedente.

Il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. ha esaminato ed approvato il Piano Strategico 2020 – 2024 del Gruppo A2A

Il Gruppo A2A ha elaborato il nuovo Piano Strategico 2020-2024, che costituisce un'evoluzione del Piano TEC approvato lo scorso anno, con un focus rinnovato su azioni e target di sostenibilità. Il nuovo Piano è stato infatti disegnato partendo dalla definizione di obiettivi ESG sfidanti per ciascuna Business Unit, declinati secondo tre principali pilastri di sostenibilità:

• Climate Action: la nostra visione di lungo periodo è finalizzata alla decarbonizzazione, traguardando la dismissione degli impianti a olio e carbone entro il 2025, con un impegno concreto nel sostenere la transizione energetica mediante lo sviluppo di nuove fonti rinnovabili e soluzioni per migliorare flessibilità e adeguatezza del sistema elettrico;
• Circular Economy: la nostra missione è rendere concreto nei nostri territori il recupero di materia ed energia secondo i migliori standard di gestione dei rifiuti e la gestione del ciclo idrico integrato;
• Smart Solutions: il nostro modello si basa sulla digitalizzazione dei servizi e nell'adozione di soluzioni innovative e all'avanguardia tecnologica per supportare, in particolare, l'efficienza energetica e l'elettrificazione dei consumi.

In ciascuna di queste aree sono stati identificati obiettivi sfidanti da raggiungere entro il 2024, ma impostando anche un percorso di sviluppo più a lungo termine che arriva al 2030.

Il Piano Strategico prevede un EBITDA ordinario in crescita di 434 milioni di euro per raggiungere al 2024 1.626 milioni di euro, con una crescita distribuita tra tutte le diverse Business Unit. Gli investimenti totali sono pari a circa 4,5 miliardi di euro, di cui circa 0,6 miliardi di euro relativi allo sviluppo nel segmento delle FER. La posizione finanziaria netta nel 2024 dovrebbe quindi crescere di 0,6 miliardi di euro rispetto al 2019, con una riduzione del rapporto NFP/EBITDA fino a 2,3x entro il 2024, grazie alla crescita della redditività operativa.

Il nuovo Piano conferma la crescente politica dei dividendi dello scorso anno. Il dividendo è previsto in aumento da 7,75 centesimi di euro per azione del 2019 a 8,00 centesimi di euro nel 2020, confermando la proposta di una crescita media annua minima del dividendo del 5% dal 2021 al 2024.

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Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

A2A ridurrà del 46% le emissioni di gas a effetto serra entro il 2030

In data 26 marzo 2020 il Gruppo A2A risulta la prima multiutility in Italia ad aver ottenuto la validazione del target delle emissioni da parte di Science Based Targets initiative (SBTi). Tale iniziativa nasce dalla collaborazione tra il CDP (Carbon Disclosure Project), il Global Compact delle Nazioni Unite (UNGC), il World Resources Institute (WRI) e il World Wide Fund for Nature (WWF) per verificare l'allineamento dei target di decarbonizzazione delle imprese con le indicazioni dell'Accordo di Parigi (COP21).

Il percorso di decarbonizzazione prevede, al 2030, una riduzione del 46% delle emissioni dirette (Scope1) di gas effetto serra per chilowattora prodotto, rispetto al 2017.

L'obiettivo si basa sullo sviluppo di nuova capacità rinnovabile, pari almeno a 1,6 GW al 2030, sull'ottimizzazione degli impianti a gas a ciclo combinato e sulla dismissione e riconversione delle centrali convenzionali a carbone e olio combustibile.

Negli impegni si annovera anche la riduzione del 100% delle emissioni Scope2 entro il 2024, ed una riduzione del 20% delle emissioni indirette Scope3 entro il 2030 collegate all'acquisto di combustibili per i propri impianti e alle vendite di gas ai clienti finali.

Gruppo A2A: progetto MuVen

Relativamente al progetto di aggregazione "MuVen", A2A S.p.A., AGSM Verona e AIM Vicenza nel corso del primo semestre hanno proseguito lo studio di fattibilità per la realizzazione di un progetto di partnership strategica che coinvolge le Multi-utility con l'obiettivo di creare un player di riferimento nel Triveneto tramite un'operazione di aggregazione industriale.

Contestualmente, AGSM e AIM hanno avviato una c.d. "indagine di mercato" volta a verificare l'infungibilità della proposta di A2A; è atteso a breve, da parte di AGSM e AIM, l'esito delle analisi sulla comparabilità delle offerte ricevute tramite l'indagine di mercato rispetto a quella di A2A.

Si informa inoltre che, in data 29 giugno 2020, il Consiglio di Amministrazione di AGSM Verona e l'Amministratore Unico di AIM Vicenza hanno approvato un progetto di fusione tra i due gruppi; ciò, secondo quanto dichiarato il giorno successivo dai sindaci di Verona e Vicenza, rappresenterebbe un primo passo di un più ampio percorso che potrebbe comportare l'allargamento del processo di aggregazione ad un terzo partner industriale.

A2A accellera ulteriormente sul percorso di decarbonizzazione

In data 16 aprile 2020, il Gruppo A2A rende noto di aver accellerato il percorso di decarbonizzazione del sistema energetico, abbandonando sin da subito l'utilizzo del carbone alla Centrale Lamarmora di Brescia.

Questa importante decisione renderà l'anno in corso la prima stagione termica senza carbone in larghissimo anticipo rispetto alle indicazioni del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima del MISE, che ha sollecitato l'uscita dal carbone in Italia nel 2025.

L'addio al carbone si inserisce nel piano di investimenti da 105 milioni di euro varato per sostituire il calore prodotto dalla Centrale Lamarmora attraverso combustibili fossili (ovvero carbone e gas) con fonti più "green" e a migliorare complessivamente le prestazioni ambientali.

Le principali azioni del piano prevedono presso la Centrale Lamarmora i seguenti investimenti: accumuli termici per il teleriscaldamento, campo solare, potenziamento DeNox e recupero calore dai fumi di termoutilizzazione.

Gli investimenti attualmente in corso per la Centrale Lamarmora e il termoutilizzatore si aggiungono ai 140 milioni di euro stanziati tra il 2005 e il 2017 e finalizzati al continuo aggiornamento degli impianti del sistema energetico bresciano.

ENI ed A2A: Partnership per la gestione dei rifiuti industriali

Eni, attraverso la società ambientale Eni Rewind, e A2A Ambiente hanno siglato un Memorandum of Understanding nell'ambito delle migliori pratiche di economia circolare per l'avvio di una collaborazione per la gestione di rifiuti speciali di natura industriale, l'ottimizzazione dei processi e l'individuazione di innovative soluzioni impiantistiche "End-to-End".

A valle del positivo completamento delle attività previste dall'accordo, Eni Rewind e A2A Ambiente valuteranno un piano di iniziative comuni nel settore dei rifiuti industriali atto a colmare le attuali carenze gestionali e infrastrutturali che caratterizzano il contesto italiano ed europeo.

Il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. ha esaminato ed approvato l'informativa trimestrale al 31 marzo 2020

In data 12 maggio 2020 il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. ha approvato l'informativa trimestrale al 31 marzo 2020.

Il Margine Operativo Lordo si attesta a 331 milioni di euro mentre l'Utile Netto di Gruppo è pari a 112 milioni di euro: entrambi i risultati sono in crescita rispetto al primo trimestre 2019.

Nel periodo sono stati effettuati investimenti per 123 milioni di euro, in crescita del 13% rispetto al primo trimestre 2019. La Posizione Finanziaria Netta si attesta a 3.297 milioni di euro.

A2A S.p.A.: Assemblea ordinaria

In data 13 maggio 2020, l'Assemblea dei Soci ordinaria di A2A S.p.A. ha approvato il bilancio 2019.

Si è approvata, inoltre, la proposta del Consiglio di Amministrazione di distribuire un dividendo per azione ordinaria pari a 0,0775 euro.

Viene nominato, inoltre, per 3 esercizi, con il meccanismo del voto di lista, il Consiglio di Amministrazione costituito dai seguenti 12 componenti: Marco Emilio Angelo Patuano - Presidente; Giovanni Comboni - Vice Presidente; Renato Mazzoncini; Federico Maurizio d'Andrea; Fabio Lavini; Stefania Bariatti; Maria Grazia Speranza; Gaudiana Giusti e Christine Perrotti (tratti dalla lista presentata congiuntamente dagli azionisti di maggioranza Comune di Brescia e Comune di Milano, titolari complessivamente di una partecipazione pari al 50,000000112% circa del capitale sociale) Vincenzo Cariello, Secondina Giulia Ravera e Luigi De Paoli (tratti dalla lista presentata congiuntamente da un gruppo di azionisti di minoranza costituito da società di gestione del risparmio ed investitori istituzionali, titolari complessivamente di una partecipazione pari al 2,33325% circa del capitale sociale).

Nominato per tre esercizi, con il meccanismo del voto di lista, il Collegio Sindacale costituito dai seguenti 3 componenti effettivi e 2 componenti supplenti: Chiara Segala - Sindaco Effettivo; Maurizio Leonardo Lombardi - Sindaco Effettivo e Antonio Passantino - Sindaco Supplente (tratti dalla lista presentata congiuntamente dagli azionisti di maggioranza Comune di Brescia e Comune di Milano, titolari complessivamente di una partecipazione pari al 50,000000112% circa del capitale sociale) Giacinto Gaetano Sarubbi - Presidente e Patrizia Tettamanzi - Sindaco Supplente (tratti dalla lista presentata congiuntamente da un gruppo di azionisti di minoranza costituito da società di gestione del risparmio ed investitori istituzionali, titolari complessivamente di una partecipazione pari al 2,33325% circa del capitale sociale).

Gruppo A2A: Cessazione del rapporto di lavoro con il dottor Luca Valerio Camerano

In data 14 maggio 2020, A2A S.p.A. comunica di aver raggiunto un accordo per la risoluzione consensuale del rapporto di lavoro con il dottor Luca Valerio Camerano, con effetto 31 maggio 2020. Nell'ambito di tale accordo il dottor Camerano ha rinunciato a far data dal 14 maggio 2020 al ruolo di Direttore Generale e ad ogni delega e potere conferitogli.

A2A S.p.A.: Consiglio di Amministrazione

In data 14 maggio 2020, si è riunito per la prima volta sotto la Presidenza di Marco Emilio Angelo Patuano il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. nominato dall'Assemblea dei Soci del 13 maggio 2020.

Il Consiglio ha nominato Renato Mazzoncini quale Amministratore Delegato e Direttore Generale della Società.

Il Consiglio ha conferito al Presidente l'incarico di curare, in coordinamento con l'Amministratore Delegato per quanto di competenza di quest'ultimo, le relazioni istituzionali e le relazioni esterne ad esse connesse, nonché di promuovere operazioni straordinarie di aggregazione territoriale. All'Amministratore Delegato e Direttore Generale sono stati attribuiti ampi poteri per la gestione ordinaria e per l'elaborazione di proposte per operazioni straordinarie della Società.

Il Consiglio di Amministrazione ha, altresì, provveduto alla nomina dei seguenti tre Comitati, indicandone i componenti e precisamente:

• Comitato Controllo e Rischi: Luigi De Paoli (Presidente), Federico Maurizio d'Andrea, Gaudiana Giusti e Christine Perrotti;

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Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

• Comitato per la Remunerazione e le Nomine: Secondina Giulia Ravera (Presidente), Stefania Bariatti e Giovanni Comboni;
• Comitato per la Sostenibilità e il Territorio: Marco Emilio Angelo Patuano (Presidente), Vincenzo Cariello, Fabio Lavini e Maria Grazia Speranza.

A2A S.p.A.: assunzione delibera quadro per emissione prestiti obbligazionari

In data 18 giugno 2020, il Consiglio di Amministrazione di A2A S.p.A. ha assunto una delibera quadro che ha autorizzato l'emissione di uno o più prestiti obbligazionari non subordinati, non garantiti e non convertibili, a valere sul proprio Programma EMTN da 4 miliardi di euro costituito nel 2012 e in corso di rinnovo, sino a un massimo complessivo di 1 miliardo di euro, entro il 30 aprile 2023.

Le emissioni dei prestiti obbligazionari, che potranno, se del caso, anche essere green bond o sustainability linked bond, saranno destinate, tra l'altro, per finanziare e/o rifinanziare gli investimenti del Gruppo e/o per mantenere idonei livelli di liquidità, nonché essere utilizzati per una o più operazioni di liability management.

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Gruppo A2A: Nomina vertici del "Banco dell'energia Onlus"

In data 3 luglio 2020 si è riunito il Consiglio dei Promotori del Banco dell'energia Onlus che ha nominato Marco Patuano, Presidente e Renato Mazzoncini, Consigliere.

Il Banco dell'energia Onlus è un ente senza scopo di lucro, promosso da A2A e dalle Fondazioni Aem e ASM, con l'obiettivo di raccogliere fondi per sostenere le famiglie che si trovano in situazione di difficoltà economica e sociale.

A2A S.p.A: Standard Ethics ha confermato il rating "EE"

Standard Ethics, agenzia di rating indipendente che misura la sostenibilità delle imprese, ha assegnato ad A2A per il secondo anno consecutivo il rating "EE", che corrisponde a "strong".

Secondo il giudizio di Standard Ethics infatti, A2A è fra le società europee del settore che meglio interpretano il percorso di decarbonizzazione, così come delineato dall'Accordo di Parigi sul contenimento dei cambiamenti climatici e dalle successive politiche ambientali europee.

Inoltre, l'agenzia comunica che gli obiettivi del Gruppo per la riduzione delle emissioni appaiono ambiziosi e ben monitorati e l'intera rendicontazione ESG (Environmental, Social e Governance) è valutata come allineata alle buone pratiche europee; la visione di lungo periodo del Gruppo è positiva.

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Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)

Con riferimento all'emergenza COVID-19, A2A ha posto in essere misure di gestione della crisi nonché l'identificazione di adeguate mitigation prospettiche legate al possibile protrarsi di impatti negativi nel futuro.

Il Gruppo A2A si è dotato dal 2018 di un crisis plan di Gruppo finalizzato a gestire eventi di crisi imprevisti attraverso l'identificazione del sistema organizzativo, delle attività e delle procedure necessarie a tutelare le risorse umane interne ed esterne al Gruppo A2A, contenere i danni materiali e immateriali, garantire la corretta gestione dei flussi comunicativi verso l'esterno e la continuità del servizio offerto, ripristinando in tempi rapidi le normali condizioni di operatività e salvaguardando la reputazione e l'immagine aziendale. Il Piano ha trovato applicazione anche nella gestione della crisi COVID-19 definendo le seguenti principali azioni di presidio e mitigazione:

• definizione dei minimi di servizio funzionali da monitorare a cura dei responsabili di impianto e della lista dei responsabili necessari per gestire gli impianti e relativi back-up, anche con riferimento alle ditte appaltatrici;
• definizione dei modelli per consentire la circolazione del personale necessario per garantire i minimi di servizio;
• aumento della periodicità di igienizzazione dei locali comuni (pese, portinerie, refettori) e delle postazioni di lavoro;
• predisposizione di un piano dei fabbisogni di attrezzature e DPI da utilizzare in modalità usa e getta;
• adozione di soluzioni organizzative e tecnologiche per garantire lo svolgimento di alcuni processi critici da remoto e modalità di esecuzione del pronto intervento;
• definizione delle modalità di interscambio tra il personale di centrale.

Effetti della pandemia COVID-19 sui risultati consuntivati al 30 giugno 2020

La diffusione del virus COVID-19 ha causato un impatto netto negativo sulle performance economiche del Gruppo per circa -7 milioni di euro.

L'impatto lordo, prima delle azioni di mitigazione, è stato generato da varie voci riconducibili alle seguenti tre:

• un rallentamento dell'attività commerciale, dell'attività di raccolta e smaltimento e minori consumi di elettricità, gas, calore ed acqua;
• il sostenimento diretto di alcuni costi per far fronte alla situazione di emergenza sanitaria (acquisto generalizzato di DPI, dotazioni massive per Smart Working collettivo, ecc.);
• un accentuarsi del peggioramento dello scenario energetico di riferimento.

Tali impatti lordi, tuttavia, sono stati parzialmente compensati da azioni di contenimento dei costi intraprese dal Management del Gruppo.

In particolare, si sono implementate azioni volte al contenimento del costo del personale, facendo ricorso agli ammortizzatori sociali (cassa integrazione), ripianificando le assunzioni previste e utilizzando le ferie pregresse. Inoltre, è stato adottato un piano di contenimento degli altri costi operativi, assicurando in ogni caso adeguati standard di sicurezza e continuità dei servizi.

Nonostante il contesto critico, lo scenario energetico debole e il rallentamento generalizzato della domanda, i risultati registrati nel periodo dal Gruppo A2A hanno quindi subito nel semestre riduzioni contenute.

La diffusione dell'emergenza sanitaria COVID-19 ha avuto ripercussioni negative anche sul flusso di cassa di Gruppo.

Infatti, oltre agli effetti sull'Ebitda, anche il capitale circolante netto ha impattato negativamente, seppur in via temporanea, sul flusso di cassa di Gruppo principalmente per:

• difficoltà nei pagamenti da parte della clientela retail, per circa 35 milioni di euro;
• slittamento di incassi a causa ritardi amministrativi, per circa 45 milioni di euro.

Per far fronte al rischio di liquidità derivante dalla crisi sanitaria, incluso il temporaneo fabbisogno di capitale circolante netto, il Gruppo ha rafforzato la propria posizione di liquidità con la sottoscrizione nel corso del primo semestre di finanziamenti e linee di credito committed per un importo complessivo pari a 550 milioni di euro, di cui ad oggi 400 milioni di euro risultano ancora non utilizzate.

Di conseguenza, al 30 giugno 2020 il Gruppo ha una posizione di liquidità complessiva pari a 1.354 milioni di euro, costituita da 214 milioni di euro di liquidità e 1.140 milioni di euro di finanziamenti e linee di credito committed non utilizzate.

Di seguito, si fornisce un maggior dettaglio degli impatti per singola BU.

Generazione e Trading

La BU Generazione e Trading rappresenta circa il 24% dell'Ebitda consolidato del Gruppo (dati al 31 dicembre 2019).

La diffusione del virus ha causato sulle performance economiche della BU, un impatto negativo, al netto delle azioni di "recovery", per circa 5 milioni di euro rispetto al 1° semestre 2019 derivanti:

• dall'accentuarsi del peggioramento dello scenario energetico. Per quanto difficilmente enucleabile l'effetto del COVID-19 sull'andamento dello scenario energetico, già debole ad iniziare dal 4° trimestre 2019, è ragionevole ritenere che la contrazione del PIL mondiale a causa della crisi sanitaria abbia influito sulla domanda di commodities e, in particolare, di gas, e quindi sul prezzo dell'energia elettrica (PUN) in Italia che, dal prezzo del gas è fortemente influenzato;
• da una minore produzione di energia elettrica per la riduzione della domanda contendibile.

Le azioni della BU Generazione e Trading volte a contenere gli effetti sopra menzionati sono state relative al costo del personale e ai costi operativi degli impianti.

Escludendo gli effetti derivanti da Ebitda e Capex, il flusso di cassa della BU non ha risentito di alcun deterioramento sul capitale circolante netto.

Mercato

La BU Mercato rappresenta circa il 19% dell'Ebitda consolidato del Gruppo (dati al 31 dicembre 2019).

L'impatto netto negativo sulle performance economiche della BU, pari a circa 4 milioni di euro rispetto al 1° semestre 2019, è stato determinato principalmente da:

• un rallentamento dell'attività commerciale (acquisizione clienti a mercato libero);
• minori consumi di elettricità e gas.

Le azioni della BU Mercato volte a contenere tali impatti hanno riguardato costi del personale e soprattutto una contrazione delle spese di marketing, comunicazione e provvigioni per gli agenti.

In aggiunta agli effetti derivanti da Ebitda e Capex, il flusso di cassa della BU ha risentito di una peggiore performance di incassi dalla clientela retail. Questo rallentamento, osservato a partire dal mese di marzo e in parte dovuto al blocco delle azioni di sollecito e interruzione della fornitura e alla concessione ai clienti di piani rateali di rientro, ha determinato un peggioramento stimato in circa -35 milioni di euro.

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Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

COVID-19 ed Effetti della pandemia attività (IAS 36)

Ambiente

La BU Ambiente rappresenta circa il 22% dell'Ebitda consolidato del Gruppo (dati al 31 dicembre 2019).

La BU Ambiente non ha registrato nel semestre effetti netti negativi derivanti dall'emergenza sanitaria poiché gli impatti negativi sono stati interamente compensati dalle azioni di mitigazione. Gli impatti negativi hanno riguardato:

• un rallentamento dell'attività commerciale, minori servizi svolti per la raccolta e una riduzione dei prezzi e dei volumi smaltiti quale conseguenza diretta del lockdown;
• maggiori costi per DPI;
• un accentuarsi del peggioramento dello scenario energetico di riferimento.

Le azioni della BU Ambiente volte a contenere tali impatti hanno riguardato il costo del personale e minori oneri operativi generati da minori servizi di raccolta erogati durante il lockdown e minori attività sugli impianti.

In aggiunta agli effetti di Ebitda e Capex, il flusso di cassa della BU è stato negativamente impattato da un aumento del capitale circolante netto a causa di slittamenti negli incassi per ritardi amministrativi pari a -45 milioni di euro. Tali crediti sono tuttavia stati incassati nella prima metà del mese di luglio. Al netto di questo singolo effetto, gli impatti COVID-19 sul capitale circolante netto della BU non sono stati rilevanti.

Reti e Calore

La BU Reti e Calore rappresenta circa il 38% dell'Ebitda consolidato del Gruppo (dati al 31 dicembre 2019).

L'impatto netto negativo sulle performance economiche pari a 3 milioni di euro rispetto al 1° semestre 2019 è stato determinato da:

• minori consumi di acqua e di calore (al netto della minore termicità);
• maggiori costi per DPI e altri oneri.

Le azioni della BU Reti e Calore volte a contenere tali impatti hanno riguardato soprattutto i costi del personale.

Il capitale circolante netto della BU ha risentito della concessione dei piani rateali e dell'impossibilità di effettuare interruzioni di fornitura e inviare raccomandazioni per i business di ciclo idrico e calore. L'impatto stimato in termini di minori incassi è stato comunque trascurabile.

Corporate

La diffusione del virus ha generato maggiori oneri relativi a:

• maggiori costi per DPI e altri oneri finalizzati alla gestione dell'emergenza (es. sanificazioni straordinarie, servizio di misurazione della temperatura corporea all'ingresso delle sedi/impianti);
• contributi straordinari ad alcune municipalità a supporto di iniziative a favore della cittadinanza.

Grazie ad azioni di contenimento di altri costi operativi e del personale l'impatto è stato complessivamente neutralizzato.

Effetti della pandemia COVID-19 sui risultati attesi 2020

Le stime sugli effetti del COVID-19 sull'esercizio 2020 dipendono naturalmente dalle ipotesi sottostanti circa la magnitudo, le modalità e la velocità dell'evoluzione della pandemia, nel nostro Paese ma anche, per gli effetti sullo scenario energetico, a livello mondiale.

Nella stima degli effetti di seguito illustrata, il Gruppo ha ipotizzato la conclusione della fase acuta della crisi entro settembre 2020 e successivamente un graduale ritorno alla normalità delle attività economico-sociali. Il 2021 è quindi ipotizzato un esercizio "normale" sia in relazione alle varie attività economiche sia con riferimento allo scenario energetico quale risultato delle curve forward attualmente quotate.

Sulla base di queste ipotesi la stima dell'impatto negativo netto sulle performance economiche, rispetto al 2019, è pari a circa 10-20 milioni di euro derivanti sostanzialmente dalle stesse voci evidenziate precedentemente ovvero:

• 1. rallentamento dell'attività commerciale (in particolare nelle BU Mercato e Ambiente) e minori consumi di elettricità, gas, calore ed acqua;
• 1. sostenimento diretto di costi per far fronte alla situazione di emergenza sanitaria (acquisto di DPI, dotazioni per Smart Working collettivo, contributi straordinari alle municipalità ecc.);
• 1. accentuarsi del peggioramento dello scenario energetico di riferimento.

In conclusione, in relazione all'Ebitda, il Gruppo si attende risultati positivi e soddisfacenti, sostanzialmente in linea con le attese del mercato (circa 1.140 milioni di euro).

Nonostante le difficoltà causate dal COVID-19, gli investimenti previsti nel 2020 sono attesi in crescita rispetto a quelli consuntivati nel 2019, soprattutto grazie a nuovi sviluppi nelle BU Mercato (principalmente sviluppi ICT) e Ambiente (principalmente sviluppo nuovi impianti).

Con riferimento al flusso di cassa il Gruppo si aspetta che il peggioramento del capitale circolante netto, osservato nel corso del primo semestre si protrarrà fino a fine anno (circa 100 milioni di euro) per poi venire progressivamente riassorbito nel corso del 2021.

* * *

Effetti della pandemia COVID-19 sul 2021 e anni seguenti e recuperabilità del valore delle attività (IAS 36)

Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, il Gruppo stima la fine della fase acuta della crisi entro settembre 2020 e successivamente un graduale ritorno alla normalità. Le attese sul 2021 e sugli anni successivi, a meno dell'effetto da scenario energetico, non saranno quindi significativamente impattate dalla diffusione della pandemia COVID-19. In relazione allo scenario, le curve forward di mercato evidenziano solo a partire dal 2021 un trend di ripresa delle quotazioni, sia del gas al PSV che del PUN, per effetto del venir meno delle misure di restrizione al commercio ed alla circolazione di mezzi e persone, con il progressivo recupero dei livelli pre-crisi sulle attività industriali e commerciali. In particolare, attualmente, le curve, nel loro andamento mensile, evidenziano valori che progressivamente si incrementano nel corso dell'anno con quotazioni che negli ultimi mesi del 2021 delineano un significativo recupero.

Con riferimento all'applicazione del principio contabile IAS 36, il Management in aggiunta agli indicatori di impairment interni ed esterni normalmente monitorati, ha proceduto a valutare, sulla base delle informazioni disponibili al 30 giugno 2020, l'effetto della diffusione della pandemia COVID-19 sul valore recuperabile delle CGU oggetto di Impairment Test al 31 dicembre 2019.

Con riferimento alle CGU identificate dal Gruppo e ai relativi avviamenti, ad esclusione della CGU Energia Elettrica di cui si parlerà in seguito, sulla base dei risultati consuntivati nel primo semestre, delle previsioni sul fine anno e delle ipotesi sopra menzionate in merito agli impatti della pandemia per gli esercizi successi al 2020, il Management non ritiene che la diffusione della pandemia COVID-19 possa essere indicatore di perdita di valore e pertanto non ha ritenuto necessario procedere ad una svalutazione da Impairment.

Quanto alla CGU Energia Elettrica, storicamente già interessata da operazioni di svalutazione e ripristino di valore conseguenti all'applicazione dello IAS 36, il Management ha attentamente valutato l'impatto dell'attuale scenario energetico e quello delle proiezioni del 2021 e degli anni successivi così come rappresentato dalle curve forward attualmente quotate.

Inoltre, a seguito delle recenti turbolenze di mercato il Management ha effettuato un aggiornamento del tasso di sconto applicabile alla CGU (WACC) e ha identificato un range compreso tra il 6,0% e il 6,7%, ossia valori simili al WACC utilizzato in sede di Impairment Test al 31 dicembre 2019.

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Sintesi economica, patrimoniale e finanziaria

Eventi di rilievo del periodo

Eventi di rilievo successivi al 30 giugno 2020

COVID-19 ed Effetti della pandemia attività (IAS 36) In relazione agli impatti del COVID-19 sulla CGU, sono state effettuate le seguenti analisi:

• Ebitda: si prevede che il virus COVID-19 impatti, nel 2020 e nel 2021, negativamente sulla CGU, causando una perdita di marginalità relativa al peggioramento generale dello scenario energetico di riferimento, a minori produzioni di energia elettrica conseguenti alla minore domanda e a un rallentamento dell'espansione commerciale nel retail. Tuttavia, si ritiene che il maggior contributo derivante dal favorevole andamento degli spread a partire dal 2021 e le azioni di contenimento costi già implementate nel 2020 possano compensare su un orizzonte temporale di piano l'impatto negativo causato dalla diffusione del COVID-19.
• Capex: gli investimenti previsti nell'anno saranno leggermente inferiori alle attese di Budget principalmente a causa del lockdown imposto a seguito della diffusione della pandemia di COVID-19. Tale diminuzione avrà un impatto positivo sul flusso di cassa del 2020, mentre non avrà ripercussioni rilevanti sulla marginalità del prossimo esercizio.

In conclusione, sulla base delle analisi effettuate la CGU Energia Elettrica risulta la più esposta all'andamento dello scenario energetico. Tuttavia, alla luce delle analisi condotte e sulla base delle evidenze disponibili al 30 giugno 2020 e delle loro evoluzioni ad oggi prevedibili, non sono emerse criticità e non si ritiene al momento che gli effetti della pandemia COVID-19 costituiscano un indicatore di perdita di valore tale da richiedere la svalutazione di attività, inclusi i goodwill.

Coerentemente con le indicazioni dello IAS 36 il Management terrà monitorato l'evolversi delle condizioni macro-economiche e di ogni altro impairment indicator recependo prontamente le variazioni sul valore delle CGU o degli asset, come peraltro fatto nel corso degli ultimi anni.

Infine, alla luce delle analisi condotte e sulla base delle evidenze disponibili al 30 giugno 2020 non sono emerse criticità e incertezze in merito alla continuità aziendale.

* * *

In particolare, al momento, non si ritiene che gli effetti della pandemia COVID-19 costituiscano un elemento di preoccupazione anche in considerazione del fatto che a seguito della diversificazione delle attività, oltre il 60% dell'Ebitda complessivo del Gruppo 2020 (ovvero quello rappresentato dalle BU Ambiente e Reti e Calore) ha, come precedentemente descritto, caratteristiche di buona resilienza alle dinamiche esterne connesse all'emergenza sanitaria.

Parimenti sono mitigati i rischi associati alle tensioni di liquidità derivanti da potenziali incrementi di capitale circolante. Come evidenziato, gli effetti strutturali significativi sono relativi alla sola BU Mercato mentre risultano marginali nelle altre Business Units. Il Gruppo si è tuttavia premurato di sottoscrivere ulteriori linee di credito "committed" ed inutilizzate, con maturity almeno triennale, a tutela di eventuali ulteriori difficoltà.

Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata (1-2) Attività

milioni di euro	Note	30 06 2020	31 12 2019
ATTIVITÀ NON CORRENTI
Immobilizzazioni materiali	1	4.909	4.869
Immobilizzazioni immateriali	2	2.449	2.379
Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto	3	24	38
Altre attività finanziarie non correnti	3	30	27
Attività per imposte anticipate	4	266	277
Altre attività non correnti	5	20	25
Totale attività non correnti		7.698	7.615
ATTIVITÀ CORRENTI
Rimanenze	6	146	184
Crediti commerciali	7	1.616	1.852
Altre attività correnti	8	872	567
Attività finanziarie correnti	9	13	10
Attività per imposte correnti	10	53	63
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11	214	434
Totale attività correnti		2.914	3.110
ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA	12	20	-
TOTALE ATTIVO		10.632	10.725

(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.

(2) 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.

Patrimonio netto e passività

milioni di euro	Note	30 06 2020	31 12 2019
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale	13	1.629	1.629
(Azioni proprie)	14	(54)	(54)
Riserve	15	1.484	1.325
Risultato d'esercizio	16	-	389
Risultato del periodo	16	154	-
Patrimonio netto di Gruppo		3.213	3.289
Interessi di minoranze	17	369	362
Totale Patrimonio netto		3.582	3.651
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	18	3.108	3.307
Benefici a dipendenti	19	287	307
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	20	652	676
Altre passività non correnti	21	154	149
Totale passività non correnti		4.201	4.439
Passività correnti
Debiti commerciali	22	1.086	1.481
Altre passività correnti	22	1.133	844
Passività finanziarie correnti	23	561	304
Debiti per imposte	24	69	6
Totale passività correnti		2.849	2.635
Totale passività		7.050	7.074
PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA		-	-
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		10.632	10.725

3 Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Conto economico consolidato

Conto economico complessivo consolidato

Rendiconto finanziario consolidato

Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto

consolidato Dettaglio della Situazione patrimonialefinanziaria con evidenza

dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2020

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Conto economico consolidato (1-2)

milioni di euro	Note	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
Ricavi
Ricavi di vendita e prestazioni		3.084	3.610
Altri ricavi operativi		97	101
Totale ricavi	26	3.181	3.711
Costi operativi
Costi per materie prime e servizi		2.151	2.660
Altri costi operativi		116	115
Totale costi operativi	27	2.267	2.775
Costi per il personale	28	355	354
Margine operativo lordo	29	559	582
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	30	278	255
Risultato operativo netto	31	281	327
Risultato da transazioni non ricorrenti	32	-	-
Gestione finanziaria
Proventi finanziari		6	5
Oneri finanziari		45	70
Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni		1	-
Risultato da cessione di altre partecipazioni		-	-
Totale gestione finanziaria	33	(38)	(65)
Risultato al lordo delle imposte		243	262
Oneri per imposte sui redditi	34	78	87
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte		165	175
Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita	35	(2)	-
Risultato netto		163	175
Risultato di pertinenza di terzi	36	(9)	(9)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	37	154	166
Risultato per azione (in euro):
- di base		0,0497	0,0534
- di base da attività di funzionamento		0,0502	0,0533
- di base da attività destinate alla vendita		(0,0006)	0,0002
- diluito		0,0497	0,0534
- diluito da attività di funzionamento		0,0502	0,0533
- diluito da attività destinate alla vendita		(0,0006)	0,0002

(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.

(2) 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.

Conto economico complessivo consolidato

milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019
Risultato del periodo (A)	163	175
Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio netto	7	(13)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali	(2)	4
Totale utili/(perdite) attuariali al netto dell'effetto fiscale (B)	5	(9)
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura degli strumenti finanziari ("cash flow hedge")	19	(7)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite)	(5)	2
Totale altri utili/(perdite) al netto dell'effetto fiscale delle società consolidate integralmente (C)	14	(5)
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 )	182	161
Totale risultato del periodo complessivo attribuibile a:
Soci della controllante	173	152
Interessenze di pertinenza di terzi	(9)	(9)

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.

3 Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Conto economico consolidato

Conto economico consolidato

Rendiconto finanziario consolidato Prospetto

delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

Dettaglio della Situazione patrimonialefinanziaria con evidenza dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2020

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Rendiconto finanziario consolidato

milioni di euro	30 06 2020	31 12 2019
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALL'INIZIO DELL'ESERCIZIO	434	624
Apporto primo consolidamento acquisizioni 2020/2019	14	3
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI	448	627
Attività operativa
Risultato netto (**)	163	393
Ammortamenti immobilizzazioni materiali	198	379
Ammortamenti immobilizzazioni immateriali	66	123
Svalutazioni/smobilizzi immobilizzazioni materiali e immateriali	4	18
Risultato di partecipazioni valutate ad equity	(1)	(4)
Interessi netti di competenza dell'esercizio	39	114
Interessi netti pagati	(49)	(100)
Imposte nette pagate (a)	(5)	(235)
Variazione delle attività e delle passività al lordo delle imposte pagate (b)	(65)	244
Totale variazione delle attività e delle passività (a+b) (*)	(70)	9
Flussi finanziari netti da attività operativa	350	932
Attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(139)	(380)
Investimenti in immobilizzazioni immateriali e avviamento	(111)	(247)
Investimenti in partecipazioni e titoli (*)	(105)	(56)
Cessioni di immobilizzazioni e partecipazioni	18	-
Dividendi incassati da partecipazioni valutate ad equity e altre partecipazioni	-	-
Acquisto/cessione di azioni proprie	-	-
Flussi finanziari netti da attività di investimento	(337)	(683)
FREE CASH FLOW	13	249

(*) 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 e immobilizzazioni.

3 Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Conto economico consolidato

Conto economico complessivo

consolidato Rendiconto

Prospetto

delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato Dettaglio della

Situazione patrimonialefinanziaria con evidenza dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2020

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

milioni di euro	30 06 2020	31 12 2019
Attività di finanziamento
Variazioni delle attività finanziarie
Variazioni monetarie:
Nuovi finanziamenti	-	-
Incasso rimborso finanziamenti	-	7
Altre variazioni monetarie	(2)	(2)
Totale variazioni monetarie	(2)	5
Variazioni non monetarie:
Altre variazioni non monetarie	-	3
Totale variazioni non monetarie	-	3
Variazione delle attività finanziarie (*)	(2)	8
Variazioni delle passività finanziarie
Variazioni monetarie:
Nuovi finanziamenti/bond	209	491
Rimborso finanziamenti/bond	(192)	(657)
Rimborso leasing	(3)	(17)
Dividendi pagati dalla capogruppo	(241)	(218)
Dividendi pagati dalle controllate	(9)	(14)
Altre variazioni monetarie	(23)	(26)
Totale variazioni monetarie	(259)	(441)
Variazioni non monetarie:
Valutazioni a costo ammortizzato	2	4
Altre variazioni non monetarie	12	(13)
Totale variazioni non monetarie	14	(9)
Variazione delle passività finanziarie (*)	(245)	(450)
Flussi finanziari netti da attività di finanziamento	(247)	(442)
VARIAZIONE DELLE DISPONIBILITÀ LIQUIDE	(234)	(193)
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI ALLA FINE DEL PERIODO/ESERCIZIO	214	434

Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto consolidato

Descrizione milioni di euro	Capitale Sociale	Azioni Proprie	Cash Flow Hedge
Patrimonio netto al 31.12.2018	1.629	(54)	(7)
Variazioni del primo semestre 2019
Destinazione del risultato 2018
Dividendi distribuiti
Riserva IAS 19 (*)
Riserve Cash Flow Hedge (*)			(5)
Altre variazioni
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di terzi
Patrimonio netto al 30.06.2019	1.629	(54)	(12)
Variazioni dal 1° luglio 2019 al 31 dicembre 2019
Dividendi distribuiti
Riserva IAS 19 (*)
Riserve Cash Flow Hedge (*)			(18)
Altre variazioni
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di terzi
Patrimonio netto al 31.12.2019	1.629	(54)	(30)
Variazioni del primo semestre 2020
Destinazione del risultato 2019
Dividendi distribuiti
Riserva IAS 19 (*)
Riserve Cash Flow Hedge (*)			14
Altre variazioni
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo e di terzi
Patrimonio netto al 30.06.2020	1.629	(54)	(16)

(*) Concorrono alla formazione del Conto economico complessivo.

3 Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Conto economico consolidato

Conto economico complessivo consolidato

Rendiconto finanziario

consolidato Prospetto

delle variazioni Patrimonio netto consolidato

Dettaglio della Situazione patrimonialefinanziaria con evidenza dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni

2020 Situazione patrimonialefinanziaria consolidata ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Totale Patrimonio netto	Interessi di minoranze	Totale Patrimonio netto di Gruppo	Risultato del periodo di Gruppo	Altre Riserve e utili a nuovo
3.523	388	3.135	344	1.223
-			(344)	344
(226)	(8)	(218)		(218)
(9)		(9)		(9)
(5)		(5)
(8)	4	(12)		(12)
175	9	166	166
3.450	393	3.057	166	1.328
	(6)
		4		4
(18)		(18)
	(20)	23		23
218	(5)	223	223
3.651	362	3.289	389	1.355
			(389)	389
(250)	(9)	(241)		(241)
		5		5
		14
163	7	(8)		(8)
	9	154	154
3.582	369	3.213	154	1.500

Dettaglio della Situazione patrimoniale-finanziaria con evidenza dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2020

(NO GAAP MEASURES)

milioni di euro	Note	Consolidato al	Asm Energia S.p.A.
		31 12 2019
ATTIVITÀ
ATTIVITÀ NON CORRENTI
Immobilizzazioni materiali	1	4.869	-
Immobilizzazioni immateriali	2	2.379	11
Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto	3	38	-
Altre attività finanziarie non correnti	3	27	-
Attività per imposte anticipate	4	277	1
Altre attività non correnti	5	25	-
TOTALE ATTIVITÀ NON CORRENTI		7.615	12
ATTIVITÀ CORRENTI
Rimanenze	6	184	-
Crediti commerciali	7	1.852	20
Altre attività correnti	8	567	3
Attività finanziarie correnti	9	10	-
Attività per imposte correnti	10	63	1
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11	434	5
TOTALE ATTIVITÀ CORRENTI		3.110	29
ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA	12	-	-
TOTALE ATTIVO		10.725	41
PASSIVITÀ
PASSIVITÀ NON CORRENTI
Passività finanziarie non correnti	18	3.307	-
Passività per imposte differite		-	3
Benefici a dipendenti	19	307	-
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	20	676	2
Altre passività non correnti	21	149	3
TOTALE PASSIVITÀ NON CORRENTI		4.439	8
PASSIVITÀ CORRENTI
Debiti commerciali	22	1.481	9
Altre passività correnti	22	844	2
Passività finanziarie correnti	23	304	-
Debiti per imposte	24	6	-
TOTALE PASSIVITÀ CORRENTI		2.635	11
TOTALE PASSIVITÀ		7.074	19
PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA	25	-	-
PASSIVITÀ		7.074	19

Si segnala che nella Business Unit Ambiente sono stati acqistati 2 rami d'azienda il cui valore risulta inferiore al milione di euro.

Variazioni del periodo

Consolidato al 30 06 2020

3 Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Conto economico consolidato

Conto economico complessivo consolidato

Rendiconto finanziario consolidato

Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto

consolidato Dettaglio della

Situazione patrimonialefinanziaria dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni 2020

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12

marzo 2010

(46) 4.909		86	83 3
59 2.449		11	- -
(14)		-	- -
2		1	1 -
(13) 266		2	1 -
(5)		-	- -
(17) 7.698		100	85 3
(40) 146		2	2 -
1.616	(266)	30	9 1
296 872		9	6 -
3		-	- -
(11)		1	- -
214	(234)	14	9 -
2.914	(252)	56	26 1
20		-	- -
10.632	(249)	156	4	111
3.108	(250)	51	50 1
(7)		7	4 -
(20) 287		-	- -
(29) 652		5	3 -
2 154		3	- -
	(304)	66	57 1
4.201
1.086	(408)	13	4 -
286 1.133		3	1 -
257 561		-	- -
63		-	- -
198 2.849		16	5 -
	(106)	82	62 1
7.050 -		-	- -

consolidamento acquisizioni 2020

Asm Energia S.p.A. Agritre S.r.l. Tre Stock S.r.l. Totale effetto primo

PASSIVITÀ 7.074 19 62 1 82 (106) 7.050

Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 Attività

milioni di euro	30 06 2020	di cui Parti Correlate (nota n. 39)	31 12 2019	di cui Parti Correlate (nota n. 39)
ATTIVITÀ NON CORRENTI
Immobilizzazioni materiali	4.909		4.869
Immobilizzazioni immateriali	2.449		2.379
Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto	24	24	38	38
Altre attività finanziarie non correnti	30	4	27	4
Attività per imposte anticipate	266		277
Altre attività non correnti	20		25
Totale attività non correnti	7.698		7.615
ATTIVITÀ CORRENTI
Rimanenze	146		184
Crediti commerciali	1.616	139	1.852	107
Altre attività correnti	872	2	567	1
Attività finanziarie correnti	13	1	10	1
Attività per imposte correnti	53		63
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	214		434
Totale attività correnti	2.914		3.110
ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA	20		-
TOTALE ATTIVO	10.632		10.725

3 Prospetti contabili consolidati

Situazione patrimonialefinanziaria consolidata

Conto economico consolidato

Conto economico complessivo consolidato

Rendiconto finanziario consolidato

Prospetto delle variazioni dei conti di Patrimonio netto

consolidato Dettaglio della Situazione patrimonialefinanziaria con evidenza dell'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni

2020 Situazione

patrimonialefinanziaria consolidata ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

Patrimonio netto e passività

milioni di euro	30 06 2020	di cui Parti Correlate (nota n. 39)	31 12 2019	di cui Parti Correlate (nota n. 39)
PATRIMONIO NETTO
Capitale sociale	1.629		1.629
(Azioni proprie)	(54)		(54)
Riserve	1.484		1.325
Risultato d'esercizio	-		389
Risultato del periodo	154		-
Patrimonio netto di Gruppo	3.213		3.289
Interessi di minoranze	369		362
Totale Patrimonio netto	3.582		3.651
PASSIVITÀ
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	3.108		3.307
Benefici a dipendenti	287		307
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	652	1	676	1
Altre passività non correnti	154		149
Totale passività non correnti	4.201		4.439
Passività correnti
Debiti commerciali	1.086	30	1.481	29
Altre passività correnti	1.133	7	844	7
Passività finanziarie correnti	561		304
Debiti per imposte	69		6
Totale passività correnti	2.849		2.635
Totale passività	7.050		7.074
PASSIVITÀ DIRETTAMENTE ASSOCIATE AD ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE ALLA VENDITA	-		-
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ	10.632		10.725

Conto economico consolidato ai sensi della Delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	di cui Parti Correlate (nota n. 39)	01 01 2019 30 06 2019	di cui Parti Correlate (nota n. 39)
Ricavi
Ricavi di vendita e prestazioni	3.084	212	3.610	222
Altri ricavi operativi	97		101
Totale ricavi	3.181		3.711
Costi operativi
Costi per materie prime e servizi	2.151	4	2.660	3
Altri costi operativi	116	14	115	16
Totale costi operativi	2.267		2.775
Costi per il personale	355		354	1
Margine operativo lordo	559		582
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	278		255
Risultato operativo netto	281		327
Risultato da transazioni non ricorrenti	-		-
Gestione finanziaria
Proventi finanziari	6	3	5	3
Oneri finanziari	45		70
Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni	1	1	-
Risultato da cessione di altre partecipazioni	-		-
Totale gestione finanziaria	(38)		(65)
Risultato al lordo delle imposte	243		262
Oneri per imposte sui redditi	78		87
Risultato di attività operative in esercizio al netto delle imposte	165		175
Risultato netto da attività operative cessate/ destinate alla vendita	(2)		-
Risultato netto	163		175
Risultato di pertinenza di terzi	(9)		(9)
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo	154		166

4

Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale

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

Il Gruppo A2A è principalmente impegnato nei settori:

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

La presente Relazione finanziaria semestrale è redatta in forma abbreviata ai sensi dello IAS 34 e contiene le informazioni obbligatorie previste dallo stesso.

Relazione finanziaria semestrale

La Relazione finanziaria semestrale (di seguito "Semestrale") al 30 giugno 2020 del Gruppo A2A è presentata in milioni di euro; tale valuta è anche la moneta funzionale delle economie in cui il Gruppo opera.

La Semestrale del Gruppo A2A al 30 giugno 2020 è stata redatta:

• in osservanza del Decreto Legislativo 58/1998 (art. 154-ter) e successive modifiche, nonché del Regolamento emittenti emanato dalla Consob;
• in conformità ai Principi Contabili Internazionali International Financial Reporting Standards (IFRS) emessi dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea. 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 2019, fatta eccezione per le interpretazioni adottate per la prima volta a partire dal 1° gennaio 2020 e illustrati dettagliatamente nel successivo paragrafo "Variazioni di principi contabili internazionali".

Nel presente fascicolo sono stati utilizzati alcuni Indicatori Alternativi di Performance (AIP) che sono differenti dagli indicatori finanziari espressamente previsti dai principi contabili internazionali IAS/IFRS adottati dal Gruppo, per il dettaglio di tali indicatori si rimanda allo specifico paragrafo "Indicatori Alternativi di Performance (AIP)".

La presente Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020 è stata approvata dal Consiglio di Amministrazione il 30 luglio 2020 ed è assoggettata a revisione legale da parte di EY S.p.A. in base all'incarico conferito con delibera dell'Assemblea dell'11 giugno 2015 per il novennio 2016-2024.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni generale Relazione finanziaria

Schemi di bilancio Criteri di

redazione Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate

Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

Schemi di bilancio

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.

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

Il Rendiconto finanziario è predisposto utilizzando il metodo indiretto, come consentito dallo "IAS 7" ed accoglie le modifiche informative introdotte dall'integrazione allo "IAS 7" omologate in data 9 novembre 2017.

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 2019.

Criteri di redazione

La Relazione finanziaria semestrale al 30 giugno 2020 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 fair value.

I principi di consolidamento, i principi contabili, i criteri e le stime di valutazione adottati nella redazione della Relazione annuale sono omogenei con quelli utilizzati in sede di predisposizione della Relazione finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2019, fatto salvo quanto di seguito specificato relativamente ai principi di nuova emanazione.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria semestrale

Schemi di bilancio

Criteri di

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Variazioni di principi contabili internazionali

Ai sensi dello "IAS 8", nel successivo paragrafo "Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicabili dalla società dal presente esercizio" sono indicati e brevemente illustrati gli emendamenti in vigore dal 1° gennaio 2020.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicabili nel presente esercizio

A decorrere dal 1° gennaio 2020 risultano applicabili al Gruppo le seguenti due integrazioni a specifici paragrafi dei principi contabili internazionali già adottati dalle società del Gruppo nei precedenti esercizi:

• IFRS 9, IAS 39 e IFRS 7: omologata in data 16 gennaio 2020 ed in vigore a partire dai bilanci chiusi dal 1° gennaio 2020, l'integrazione ai principi in oggetto fornisce perimetro di applicabilità alla "reforming major interest rate benchmarks" con cui il Consiglio Europeo per la stabilità finanziaria ha emanato delle raccomandazioni volte a rafforzare gli indici di riferimento esistenti e altri potenziali tassi di riferimento basati sui mercati interbancari e a elaborare tassi di riferimento alternativi pressoché privi di rischio. Tale integrazione non ha prodotto alcun impatto sui risultati economico-finanziari del Gruppo;
• IFRS 3 "Aggregazioni aziendali": omologata in data 22 aprile 2020 ed in vigore a partire dai bilanci chiusi dal 1° gennaio 2020, l'integrazione mira a chiarire il concetto di "Attività aziendale", fondamentale nella definizione di un'operazione di aggregazione aziendale. Si chiarisce che i concetti chiave di un'attività aziendale sono: a) fattori di produzione, ossia qualsiasi risorsa economica che crei produzione o sia in grado di contribuire alla creazione di produzione quando le vengono applicati uno o più processi; b) il processo, ossia qualsiasi sistema, standard, protocollo, convenzione o regola che, se applicato ai fattori di produzione, crei produzione o sia in grado di contribuire alla creazione di produzione; c) la produzione, ossia il risultato di fattori di produzione e processi applicati ai fattori di produzione che forniscono beni o servizi ai clienti, generano proventi dell'investimento (quali dividendi o interessi) o generano altri proventi da attività ordinarie. Tale integrazione non ha prodotto alcun impatto sui risultati economico-finanziari del Gruppo;
• IAS 1 e IAS 8: omologata in data 10 dicembre 2019 ed in vigore a partire dai bilanci chiusi dal 1° gennaio 2020, l'integrazione fornisce una nuova definizione di rilevanza dell'informazione, introducendo anche il concetto di occultamento delle informazioni. In particolare, secondo tale integrazione, un'informazione è rilevante se è ragionevole presumere che la sua omissione, errata indicazione od occultamento possano influenzare le decisioni che gli utilizzatori principali dei bilanci redatti per scopi di carattere generale prendono sulla base dei bilanci stessi, che forniscono informazioni finanziarie circa la specifica entità che redige il bilancio. Tale integrazione non ha prodotto alcun effetto sulle informazioni fornite all'interno della Relazione Finanziaria ne sui risultati economico-finanziari del Gruppo.

Area di consolidamento

La Semestrale del Gruppo A2A al 30 giugno 2020 include i dati della capogruppo A2A S.p.A. e quelli delle società controllate sulle quali A2A S.p.A. esercita direttamente o indirettamente il controllo. Sono altresì consolidate, con il metodo del Patrimonio netto, le società sulle quali la capogruppo esercita il controllo congiuntamente con altri soci (joint ventures) e quelle sulle quali esercita un'influenza notevole.

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

• acquisizione da parte di LGH S.p.A. e consolidamento integrale di Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l., società attive nel settore della generazione a biomassa;
• consolidamento integrale di Asm Energia S.p.A., società operante nel mercato della vendita di energia elettrica e gas.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale

Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili

consolidamento

Criteri e procedure di

consolidamento Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative

alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Criteri e procedure di consolidamento

Criteri di consolidamento

Società controllate

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.

Società collegate, joint ventures e Attività a controllo congiunto

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).

Diritti di voto potenziali

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.

Trattamento delle opzioni put su azioni di imprese controllate

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.

Effetti sulle procedure di consolidamento di alcuni contratti aventi ad oggetto azioni/ quote di società del Gruppo

a) Clausole di earn-out e earn-in sul prezzo di acquisto delle azioni di LGH S.p.A.

Nel corso dell'esercizio 2016 A2A S.p.A., ha perfezionato l'acquisizione del 51% del capitale sociale di LGH S.p.A..

Il controvalore dell'operazione è risultato pari a 98,9 milioni di euro, corrisposti per 51,7 milioni di euro in denaro e in azioni proprie di A2A S.p.A. per un controvalore di 47,2 milioni di euro, di cui 37,2 milioni di euro relativi ad azioni acquistate nel corso del primo semestre 2016 e 10 milioni di euro riferiti ad azioni proprie già detenute in portafoglio al 31 dicembre 2015.

Incluso nel valore dell'acquisizione, A2A S.p.A., ha versato un ammontare pari a 9,6 milioni di euro, ai soci di minoranza di LGH S.p.A., legati a specifiche clausole di earn-in fissate in sede di closing dell'operazione.

Sulla base degli iniziali accordi contrattuali sottoscritti da A2A S.p.A. con i soci di minoranza di LGH S.p.A., è stato pattuito che A2A S.p.A., entro il terzo anno a decorrere dalla data del closing dell'operazione, all'avverarsi di precise condizioni, avrebbe proceduto a versare un massimo di 13,9 milioni di euro inclusi nel controvalore dell'acquisizione di LGH S.p.A. pari a 112,8 milioni di euro, regolati da specifiche e ben identificate clausole di earn-out.

Sulla base della Purchase Price Allocation che si è conclusa a giugno 2017, le probabilità percentuali di raggiungimento di alcune clausole di earn-out sono state riviste al ribasso, determinando un massimo da versare ai soci di minoranza pari a 7 milioni di euro con un conseguente controvalore dell'acquisizione che ammonta a 109,4 milioni di euro.

Il Gruppo conformemente al disposto dai paragrafi 65B, 65C e 65D dell'IFRS 3 ha contabilizzato gli effetti degli earn-out contrattuali, pari a 2,1 milioni di euro, tra i debiti a lungo termine, con contropartita il valore della partecipazione, a fronte dell'esborso che procederà a versare ai soci di minoranza di LGH S.p.A. all'avverarsi delle condizioni previste in sede contrattuale, in quanto alla data di acquisizione tali rettifiche sono ancora ritenute probabili ed attendibilmente determinate.

b) Earn-in/out sul prezzo di acquisto di A2A Recycling S.r.l. (ex Gruppo RI.ECO – RESMAL)

Gli accordi contrattuali che regolano l'acquisizione di A2A Recycling S.r.l. (Ex Gruppo RI.ECO – RE-SMAL) prevedono, tra l'altro, una clausola di earn-in in favore di A2A Ambiente S.p.A., legata sia ad un eventuale mancato rinnovo della concessione dell'impianto di Cernusco per cause non imputabili ad A2A Ambiente S.p.A., sia ad eventuali esborsi ed oneri sostenuti per l'ottenimento del rinnovo della concessione stessa. Tale clausola avrà un eventuale effetto a decorrere dal terzo anno e, non oltre, il quinto anno dal closing dell'operazione.

Il Gruppo conformemente al disposto dai paragrafi 65B, 65C e 65D dell'IFRS 3 ha considerato la somma pagata a titolo di earn-in quale valore della partecipazione in quanto alla data di acquisizione tali rettifiche non sono ritenute probabili ed attendibilmente determinate.

c) Opzioni put sulle azioni di Consul System S.p.A.

In data 20 ottobre 2016 è stato perfezionato l'acquisto del 75% del capitale sociale di Consul System S.p.A., la principale ESCo (Energy Service Company) indipendente italiana. L'operazione è stata perfezionata dalla ESCo certificata del Gruppo A2A, A2A Calore & Servizi S.r.l., per un valore complessivo pari a 15,1 milioni di euro. Una parte di questo importo, pari a 11,8 milioni di euro, è stata regolata tramite cassa al closing dell'operazione. Successivamente è stata effettuata una integrazione sul corrispettivo di acquisto pari a 3,3 milioni di euro, a titolo di aggiustamento prezzo basato sia sulla posizione finanziaria netta di Consul System S.p.A. sia su altre ben identificate clausole contrattuali. L'integrazione in oggetto è stata iscritta ad incremento del valore della partecipazione.

Nel mese di gennaio 2017 sono stati corrisposti a titolo di aggiustamento prezzo sulla Posizione finanziaria netta 0,8 milioni di euro.

È stato inoltre stabilito che, entro il termine previsto per l'approvazione del bilancio di Consul System S.p.A. al 31 dicembre 2020, all'avverarsi di precise condizioni, A2A Calore & Servizi S.r.l. potrà esercitare l'opzione di acquisto del restante 25% del capitale sociale di Consul System S.p.A..

Il Gruppo pertanto, conformemente al disposto del paragrafo 23 dello IAS 32, ha contabilizzato tra i debiti con contropartita Patrimonio netto di spettanza del socio di minoranza il valore attuale dell'esborso stimato in 2,4 milioni di euro, 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.

In conformità con quanto stabilito dall'IFRS 3 il Gruppo al 31 dicembre 2017 ha completato il processo di Purchase Price Allocation, allocando sulle altre immobilizzazioni immateriali la differenza tra il corrispettivo trasferito, valutato in conformità all'IFRS 3, ed il valore netto del fair value attribuito alle attività acquisite ed alle passività assunte.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di redazione Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

d) Earn-out sull'acquisto degli "special purpose vehicle" da Novapower S.p.A. e Impax limited.

Sono presenti contrattualmente degli aggiustamenti prezzo, di importi non rilevanti, sia a favore del venditore che a favore del compratore al verificarsi di determinate condizioni.

In conformità con quanto stabilito dall'IFRS 3 il Gruppo ha completato i processi di Purchase Price Allocation, allocando sulle altre immobilizzazioni immateriali la differenza tra il corrispettivo trasferito, valutato in conformità all'IFRS 3, ed il valore netto del fair value attribuito alle attività acquisite ed alle passività assunte.

e) Opzioni sulle azioni di Suncity Group S.r.l.

In data 16 aprile 2019 si è perfezionata la costituzione di Suncity Group S.r.l., holding di partecipazioni attive nel campo dell'efficienza energetica, e contestuale aumento di capitale per il 26%. L'operazione è stata perfezionata dalla controllata A2A Energy Solutions S.r.l., ESCo (Energy Service Company) del Gruppo A2A, per un valore di 1,3 milioni di euro, interamente regolato per cassa al closing.

È stato inoltre stabilito che, entro 30 giorni dal termine previsto per l'approvazione del bilancio d'esercizio al 31 dicembre 2022, A2A Energy Solutions S.r.l. avrà il diritto di esercitare l'opzione di acquisto del restante 74% del capitale sociale della NewCo costituita. È parimenti previsto il diritto di esercitare l'opzione di vendita del 74% da parte di Suncity Partner ad A2A Energy Solutions S.r.l. con le medesime condizioni.

Il Gruppo pertanto, conformemente al disposto del paragrafo 23 dello IAS 32, ha contabilizzato tra i debiti il valore attuale dell'esborso stimato in 4,1 milioni di euro, cui non potrà sottrarsi in caso d'esercizio della citata opzione.

f) Opzioni sulle azioni di Electrometal S.p.A.

In data 20 dicembre 2019 A2A Ambiente S.p.A. ha acquisito il 90% della società Electrometal S.r.l..

Per effetto del punto 9) dell'accordo di acquisto della partecipazione è prevista un'opzione di acquisto da parte di A2A Ambiente S.p.A. ed una corrispettiva opzione di vendita da parte di GAE S.r.l. (il venditore) del rimanente 10% da esercitare dal 1° gennaio 2025 sino al 31 dicembre 2025.

La valutazione di tale opzione dovrà essere fatta sulla base del valore finale del 90% delle azioni della Electrometal S.r.l..

Il Gruppo pertanto, conformemente al disposto del paragrafo 23 dello IAS 32, ha contabilizzato tra i debiti il valore attuale dell'esborso stimato in 2,1 milioni di euro, cui non potrà sottrarsi in caso d'esercizio della citata opzione.

Procedure di consolidamento

Procedura generale

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 Relazione 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).

Adozione del principio contabile internazionale IFRS 12 "Informazioni aggiuntive su partecipazioni in altre imprese"

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:

• i. che la capogruppo detiene il controllo di un'altra entità ai sensi dell'IFRS 10;
• ii. conformemente con l'IFRS 11, il tipo di accordo a controllo congiunto (attività a controllo congiunto o joint ventures) allorché l'accordo sia stato strutturato attraverso un veicolo separato;
• iii. che la capogruppo esercita un'influenza notevole su un'altra entità (partecipazioni in imprese collegate).

Partecipazioni detenute in joint ventures (IFRS 11): Ergosud S.p.A. e PremiumGas S.p.A.

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'I-FRS 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 ventures".

In particolare per quanto attiene la partecipazione detenuta in PremiumGas S.p.A., il Gruppo vanta diritti esclusivamente legati ai risultati conseguiti dalla società.

Si segnala che, in data 26 settembre 2018, PremiumGas S.p.A. è stata posta in liquidazione volontaria.

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.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di redazione Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Dati di sintesi al 31 dicembre 2019 milioni di euro	Bergamo Pulita 50%	PremiumGas 50%	Metamer 50%	Ergosud 50% (dati al 31 12 2019) (*)
CONTO ECONOMICO
Ricavi di vendita	0,04	-	31,0	18,1
Margine Operativo Lordo	(0,02)	(0,07)	0,9	12,5
% sui ricavi netti	n.s.	n.s.	2,8%	69,1%
Ammortamenti e svalutazioni	-	0,07	0,2	7,8
Risultato Operativo Netto	(0,02)	-	0,7	4,7
Risultato d'esercizio	(0,03)	-	0,5	1,4
SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA
Totale attività	2,74	4,4	8,2	147,8
Patrimonio netto	0,09	1,5	2,1	71,4
(Indebitamento) finanziario netto	1,20	1,0	0,5	(57,4)

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

(*) Dati dell'ultimo bilancio disponibile.

Dati di sintesi al 31 dicembre 2018 milioni di euro	Bergamo Pulita 50%	PremiumGas 50%	Metamer 50%	Ergosud 50% (dati al 31 12 2018) (*)
CONTO ECONOMICO
Ricavi di vendita	0,04	0,04	30,9	21,9
Margine Operativo Lordo	(0,07)	(0,3)	0,3	14,9
% sui ricavi netti	n.s.	n.s.	1,0%	68,0%
Ammortamenti e svalutazioni	-	-	0,1	8,9
Risultato Operativo Netto	(0,07)	(0,3)	0,2	6,0
Risultato d'esercizio	(0,10)	(0,3)	0,1	3,6
SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA
Totale attività	2,86	4,6	8,8	153,2
Patrimonio netto	0,02	1,5	1,6	70,0
(Indebitamento) finanziario netto	1,20	1,0	0,3	(66,2)

(*) Dati dell'ultimo bilancio disponibile.

Stagionalità dell'attività

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

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

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale

Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Risultati per settore di attività

milioni di euro	E TRADING	GENERAZIONE		MERCATO
	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
Ricavi	1.742	2.248	1.262	1.423
- di cui intersettoriali	599	720	53	102
Costi per il personale	46	45	28	28
Margine Operativo Lordo	98	117	113	116
% sui Ricavi	5,6%	5,2%	9,0%	8,2%
Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	(82)	(81)	(28)	(23)
Risultato operativo netto	16	36	85	93
% sui Ricavi	0,9%	1,6%	6,7%	6,5%
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/destinate alla vendita
Risultato di pertinenza di terzi
Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo
Investimenti lordi (1)	19	31	19	11

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 del primo semestre 2019 sono stati riallocati per renderli omogenei con i risultati per "Business Unit" del primo semestre 2020.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale

Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria Indebitamento

finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

AMBIENTE			RETI E CALORE	CORPORATE			ESTERO		ELISIONI	ECONOMICO	CONTO
01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
535	522	523	590	124	119	1	2	(1.006)	(1.193)	3.181	3.711
66	73	170	185	118	113	-	-	(1.006)	(1.193)
159	159	54	58	67	63	1	1			355	354
144	135	220	227	(15)	(12)	(1)	(1)			559	582
26,9%	25,9%	42,1%	38,5%	(12,1%)	(10,1%)	(100,0%)	(50,0%)			17,6%	15,7%
(53)	(56)	(96)	(83)	(19)	(12)	-	-			(278)	(255)
91	79	124	144	(34)	(24)	(1)	(1)			281	327
17,0%	15,1%	23,7%	24,4%	(27,4%)	(20,2%)	(100,0%)	(50,0%)			8,8%	8,8%
										-	-
										(38)	(65)
										243	262
										(78)	(87)
										165	175
										(2)	-
										(9)	(9)
										154	166
55	46	145	149	16	15	-	-	(4)	-	250	252

milioni di euro		GENERAZIONE E TRADING		MERCATO
	30 06 2020	31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019
Immobilizzazioni materiali	2.080	2.091	55	52
Immobilizzazioni immateriali	72	79	211	207
Crediti commerciali e attività finanziarie correnti	503	706	707	815
Debiti commerciali e passività finanziarie correnti	555	838	381	511

Si segnala che i dati patrimoniali al 31 dicembre 2019 sono stati riallocati per renderli omogenei con i risultati per "Business Unit" del primo semestre 2020.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale

Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate

Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

GENERAZIONE MERCATO E TRADING		AMBIENTE		RETI E CALORE	CORPORATE			ESTERO		ELISIONI	TOTALE GRUPPO
30 06 2020 31 12 2019 30 06 2020 31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019	30 06 2020	31 12 2019
2.080 2.091 55 52	816	727	1.906	1.906	204	207	-	-	(152)	(114)	4.909	4.869
79 211 207	37	55	1.982	1.938	149	151	-	-	(2)	(51)	2.449	2.379
707 815	402	361	316	433	184	217	2	2	(485)	(672)	1.629	1.862
381 511	259	306	317	422	615	383	2	2	(482)	(677)	1.647	1.785

Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-finanziaria

Si segnala che il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2020 è variato rispetto al 31 dicembre 2019 per le seguenti operazioni:

• acquisizione e consolidamento integrale da parte di LGH S.p.A. del 100% delle società Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l., società attive nel settore della generazione a biomassa;
• consolidamento integrale di Asm Energia S.p.A., società operante nel mercato della vendita di gas ed energia elettrica, a partire dal 1° febbraio 2020.

ATTIVITÀ

ATTIVITÀ NON CORRENTI

1) Immobilizzazioni materiali

milioni di euro	Valore al Effetto Variazioni del periodo
	31 12 2019	primo consolid. acquisizioni 2020	Investim.	Altre variazioni	Dismis. e cessioni	Ammort.	Totale variazioni	30 06 2020
Terreni	112	1		(1)			(1)	112
Fabbricati	594	10	3	1		(16)	(12)	592
Impianti e macchinari	3.591	74	56	45	(1)	(140)	(40)	3.625
Attrezzature industriali e commerciali	45		4			(4)	-	45
Altri beni	127		4	3		(15)	(8)	119
Discariche	28			2		(1)	1	29
Immobilizzazioni in corso e acconti	131	1	66	(48)			18	150
Migliorie su beni di terzi	101		6	1		(8)	(1)	100
Attività per diritti d'uso	140			11		(14)	(3)	137
Totale	4.869	86	139	14	(1)	(198)	(46)	4.909
di cui:
Costo storico	11.065	86	139	22	(4)		157	11.308
Fondo ammortamento	(5.376)			(8)	3	(198)	(203)	(5.579)
Svalutazioni	(820)						-	(820)

Le "Immobilizzazioni materiali" al 30 giugno 2020 sono pari a 4.909 milioni di euro (4.869 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e comprendono l'effetto dei primi consolidamenti pari a 86 milioni di euro.

Le variazioni del periodo, al netto dell'effetto di cui sopra, registrano un decremento pari a 46 milioni di euro così composto:

• incremento di 139 milioni di euro per investimenti effettuati nel periodo così come meglio descritti in seguito;
• incremento netto di 14 milioni di euro per altre variazioni dovuto all'incremento per 11 milioni di euro dei diritti d'uso, all'aumento per 2 milioni di euro a seguito dell'acquisizione da Italgas Reti S.p.A. del ramo d'azienda relativo alla gestione del servizio di teleriscaldamento del comune di Cologno Monzese, all'incremento per 1 milione di euro dei cespiti relativi ai fondi decommissioning, a seguito dell'aggiornamento dei tassi di attualizzazione utilizzati per le stime degli oneri futuri di smantellamento e ripristino, alla riclassifica da beni immateriali a beni materiali per 1 milione di euro nonché altre variazioni negative per 1 milione di euro per riclassifica ad altre poste di bilancio;
• diminuzione di 1 milione di euro per smobilizzi del periodo al netto del relativo fondo di ammortamento;
• riduzione di 198 milioni di euro imputabile agli ammortamenti del periodo.

Gli investimenti risultano così suddivisi:

• per la Business Unit Reti e Calore gli investimenti sono pari a 59 milioni di euro ed hanno riguardato: per 40 milioni di euro interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti di distribuzione di energia elettrica, l'ampliamento e il rifacimento della rete in media e bassa tensione, nonché l'installazione dei nuovi contatori elettronici; per 15 milioni di euro lo sviluppo delle reti di teleriscaldamento nelle aree di Milano, Brescia e Bergamo; per 3 milioni di euro interventi sulla rete in fibra ottica nonché 1 milione di euro per interventi sulla rete di trasporto gas;

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di

redazione Variazioni di

principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati

per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

• per la Business Unit Ambiente gli investimenti sono pari a 54 milioni di euro e si riferiscono: per 45 milioni di euro principalmente ad interventi sugli impianti di Parona, Brescia, Como, Silla 2, Corteolona, Acerra e Caivano, Cavaglià, Giussago, Bedizzole e Lacchiarella; per 6 milioni di euro all'acquisizione di mezzi mobili per la raccolta dei rifiuti e per 3 milioni di euro all'acquisizione di attrezzature per la raccolta;
• per la Business Unit Generazione e Trading l'incremento è stato di 17 milioni di euro ed ha riguardato: per 13 milioni di euro gli investimenti sulle centrali termoelettriche, per 2 milioni di euro gli investimenti sulle centrali idroelettriche, nonchè per 2 milioni di euro gli investimenti sugli impianti di energia da fonti rinnovabili;
• per la Business Unit Mercato l'incremento è pari a 7 milioni di euro ed ha riguardato: per 3 milioni di euro il piano di Efficientamento Led con nuove sorgenti luminose a tecnologia led principalmente nei comuni di Pero, Bisignano, Crevoladossola, Cornaredo e Messina per 3 milioni di euro il piano di efficienza energetica presso clienti nonchè per 1 milione di euro interventi sulla rete di ricarica veicoli elettrici;
• per la Business Unit Corporate gli investimenti, pari a 2 milioni di euro, hanno riguardato principalmente interventi sui fabbricati nell'area di Milano ed il nuovo Polo Tecnologico di Cremona.

Tra le immobilizzazioni materiali sono comprese "Attività per diritti d'uso" per complessivi 137 milioni di euro (140 milioni di euro al 31 dicembre 2019), iscritti con la metodologia prevista dallo IFRS16 e per i quali il debito residuo verso le società locatrici, al 30 giugno 2020 risulta pari a 138 milioni di euro (141 milioni di euro al 31 dicembre 2019). Si riporta di seguito un dettaglio delle "Attività per diritti d'uso" derivanti da leasing operativi e finanziari al 30 giugno 2020:

Attività consistenti in diritti di utilizzo	Valore al	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
milioni di euro	31 12 2019		Altre variazioni Ammortamenti	Totale variazioni
Terreni	17	1	(2)	(1)	16
Fabbricati	44	7	(4)	3	47
Impianti e macchinari	34	-	(2)	(2)	32
Attrezzature industriali, commerciali e altri beni	24	1	(1)	-	24
Automezzi	21	2	(5)	(3)	18
Totale	140	11	(14)	(3)	137

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

• a) Leasing a breve termine;
• b) Leasing la cui attività sottostante è di modesto valore.

In relazione alle Concessioni idroelettriche di grande derivazione si segnala che, in sede di conversione in legge (Legge n. 12/2019) con modificazioni del D.L. 14 dicembre 2018, n. 135 (cd. D.L. Semplificazioni), il Legislatore è intervenuto all'art. 11-quater con un riordino complessivo della disciplina inerente le concessioni idroelettriche di grande derivazione (> 3 MW), come meglio descritto al paragrafo 6) "Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A – Business Unit Generazione e Trading". Il Gruppo sta continuando l'analisi degli impatti derivanti dall'evoluzione normativa, anche alla luce delle nuove norme emanate nel primo semestre 2020, e conferma, ad oggi, che i valori iscritti a bilancio delle opere asciutte e bagnate legate alle concessioni idroelettriche sono prudenti e recuperabili anche in applicazione delle nuove norme.

milioni di euro	Valore al	Effetto	Variazioni del periodo
	31 12 2019	primo consolid. acquisizioni 2020	Investim.	Ricl./Altre variazioni	Smobiliz./ Cessioni	Ammort.	Totale variazioni	30 06 2020
Diritti di brevetto industriale e utilizzazione opere dell'ingegno	31		5	8		(9)	4	35
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1.616		73	2	(3)	(45)	27	1.643
Avviamento	374							374
Immobilizzazioni in corso	62		31	(12)			19	81
Altre immobilizzazioni immateriali	296	11	2	19		(12)	9	316
Totale	2.379	11	111	17	(3)	(66)	59	2.449

2) Immobilizzazioni immateriali

Le "Immobilizzazioni immateriali" al 30 giugno 2020 sono pari a 2.449 milioni di euro (2.379 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e comprendono l'effetto dei primi consolidamenti pari a 11 milioni 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.

Le variazioni di periodo, al netto dell'effetto di cui sopra, registrano un incremento complessivo pari a 59 milioni di euro così composto:

• incremento di 111 milioni di euro per investimenti effettuati nel periodo così come meglio descritti in seguito;
• incremento netto di 17 milioni di euro per altre variazioni, dovute all'incremento dei certificati ambientali del portafoglio industriale per 20 milioni di euro nonché al decremento per 1 milione di euro a seguito di riclassifica da beni immateriali a beni materiali e decremento per 2 milioni di euro per riclassifica ad altre poste di bilancio;
• diminuzione di 3 milioni di euro (al netto del relativo fondo di ammortamento) dovuti per 2 milioni di euro alla cessione a Italgas Reti S.p.A. del ramo d'azienda relativo alla gestione della rete e del servizio di distribuzione di gas naturale nei comuni ricadenti nell'ambito territoriale (Atem) "Alessandria 4" e per 1 milione di euro per smobilizzi del periodo;
• riduzione di 66 milioni di euro imputabile agli ammortamenti di periodo.

Gli investimenti delle Immobilizzazioni immateriali risultano così suddivisi:

• per la Business Unit Reti e Calore gli investimenti pari a 81 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 39 milioni di euro; a lavori sulla rete di trasporto e distribuzione dell'acqua, sulle reti fognarie e sugli impianti di depurazione per 30 milioni di euro; allo sviluppo delle reti di Teleriscaldamento nelle aree di Como e Monza per 2 milioni di euro nonchè ad implementazione di sistemi informativi per 10 milioni di euro;
• per la Business Unit Corporate l'incremento è pari a 14 milioni di euro dovuti all'implementazione di sistemi informativi;
• per la Business Unit Mercato l'incremento è pari a 12 milioni di euro dovuti per 10 milioni di euro all'implementazione di sistemi informativi e per 2 milioni di euro a nuovi progetti per mobilità elettrica, led e fonti rinnovabili;
• per la Business Unit Ambiente l'incremento è pari 2 milioni di euro e riguarda principalmente l'implementazione di sistemi informativi;
• per la Business Unit Generazione e Trading l'incremento è pari a 2 milioni di euro riguardante l'implementazione di sistemi informativi.

La voce "Altre immobilizzazioni immateriali" accoglie anche il valore delle Customer list riferite alle acquisizioni di portafogli clienti effettuate dalle società del Gruppo. Tali valori vengono ammortizzati

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni in funzione della stima dei benefici che si manifesteranno negli esercizi futuri tenendo conto degli indicatori quali i retetion rate e churn rate relativi alle specifiche tipologie di clientela. In particolare l'importo presente in bilancio, pari a 184 milioni di euro, è riconducibile per 110 milioni di euro alla Customer list del Gruppo ACSM-AGAM, per 42 milioni di euro alla Customer list iscritta nella società A2A Energia S.p.A., per 18 milioni di euro alle Customer list della società A2A Recycling S.r.l. e della società LA BI.CO DUE S.r.l., per 10 milioni di euro alla Customer List di Asm Energia S.p.A., per 3 milioni di euro alla Customer List della società Suncity Energy S.r.l. nonché per 1 milione di euro alla Customer List della società LumEnergia S.p.A..

Avviamento

L'avviamento al 30 giugno 2020 ammonta a 374 milioni di euro:

CGU	Valore al		Valore al
milioni di euro	31 12 2019	Riclassific.	Primo consolid. acquis. 2020	Effetto PPA	Svalutaz.	Totale variazioni	30 06 2020
A2A Reti Elettriche	-					-	-
A2A Ambiente	264					-	264
A2A Reti Gas	41					-	41
A2A Gas	31					-	31
A2A Calore	22					-	22
Energia Elettrica	1					-	1
Totale	359	-	-	-	-	-	359
Effetti primo Consolidamento
Electrometal	15					-	15
Totale	15	-	-	-	-	-	15
Totale Avviamento	374	-	-	-	-	-	374

Nel corso dell'esercizio 2019 il Gruppo A2A ha perfezionato l'acquisizione della società Electrometal S.r.l. che ha determinato l'iscrizione di un avviamento pari a 15 milioni di euro.

Tale acquisizione rientra nei dettami dell'IFRS 3 e al 30 giugno 2020 non si è ancora conclusa la Purchase Price Allocation che verrà completata nelle tempistiche previste dal principio.

Il Gruppo A2A svolge almeno annualmente l'impairment test.

Come meglio specificato nel paragrafo "Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)" a cui si rimanda, ai fini dell'applicazione del principio contabile IAS 36, in aggiunta agli indicatori di impairment interni ed esterni normalmente monitorati, è stato valutato l'effetto della diffusione della pandemia COVID-19 sul valore recuperabile delle CGU oggetto di impairment test al 31 dicembre 2019.

In particolare per le principali CGU sono stati analizzati sia gli impatti negativi, relativi ad esempio al rallentamento dell'attività commerciale, alla riduzione della domanda energetica contendibile e al peggioramento dello scenario che gli impatti positivi relativi all'implementazione del recovery plan.

Alla luce delle analisi condotte sulla base delle evidenze disponibili al 30 giugno 2020 e delle loro evoluzioni prevedibili, non sono emerse criticità e non si ritiene al momento che gli effetti della pandemia COVID-19 costituiscano un indicatore di perdita tale da richiedere lo svolgimento di verifiche specifiche sulla recuperabilità delle attività.

3) Partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2020			31 12 2019	30 06 2020
Partecipazioni in imprese valutate con il metodo del Patrimonio netto	38		(14)	24	-	-
Altre attività finanziarie non correnti	27	1	2	30	20	20
Totale partecipazioni e altre attività finanziarie non correnti	65	1	(12)	54	20	20

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

Partecipazioni valutate col metodo del Patrimonio netto milioni di euro TOTALE

Valore al 31 dicembre 2019	38
Effetto primo condolidamento acquisizioni 2020	-
Variazioni del periodo:
- acquisizioni ed aumenti di capitale
- valutazioni a Patrimonio netto
- svalutazioni
- incassi dividendi di partecipazioni valutate ad equity
- cessioni
- altre variazioni	(14)
- riclassificazioni
Totale variazioni del periodo	(14)
Valore al 30 giugno 2020	24

La variazione in diminuzione intervenuta nelle "Partecipazioni in imprese valutate col metodo del Patrimonio netto" risulta pari a 14 milioni di euro ed è riconducibile alla variazione del metodo di consolidamento di Asm Energia 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 2020 un saldo pari a 30 milioni di euro, con un incremento di 3 milioni di euro rispetto al dato al 31 dicembre 2019.

Al 30 giugno 2020 le "Altre attività finanziarie non correnti" si riferiscono per 20 milioni di euro a crediti finanziari a medio/lungo termine, di cui 3 milioni di euro relativi a finanziamenti verso alcuni comuni e a crediti da leasing in applicazione dell'IFRS 16, 4 milioni di euro verso il Comune di Brescia, avente come oggetto la gestione dell'illuminazione pubblica in applicazione dell'IFRIC 12, e 7 milioni di euro derivanti dalla gestione dell'impianto biocubi di Cedrasco da parte della controllata Bioase, nonché per 7 milioni di euro a partecipazioni in altre imprese, per il cui dettaglio si rimanda all'allegato n. 5 "Elenco delle partecipazioni in altre imprese".

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio Criteri di

redazione Variazioni di

principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati

per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

4) Attività per imposte anticipate

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Variazioni nette del periodo	Valore al 30 06 2020
Attività per imposte anticipate	277	2	(13)	266

Le "Attività per imposte anticipate" ammontano a 266 milioni di euro (277 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e presentano un decremento di 11 milioni di euro.

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

I valori al 30 giugno 2020 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.

consolidato

milioni di euro Bilancio

	30 06 2020
Dettaglio imposte differite (attive/passive)
Passività per imposte differite
Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali	526
Applicazione del principio del leasing finanziario (IFRS 16)	1
Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IFRS 9)	-
Differenze di valore delle immobilizzazioni immateriali	71
Plusvalenze rateizzate	-
Trattamento di fine rapporto	2
Avviamento	6
Altre imposte differite	4
Totale passività per imposte differite (A)	610
Attività per imposte anticipate
Fondi rischi tassati	98
Differenze di valore delle immobilizzazioni materiali	570
Applicazione del principio degli strumenti finanziari (IFRS 9)	(2)
Fondo rischi su crediti	8
Differenze di valore delle immobilizzazioni immateriali	5
Contributi	17
Avviamento	179
Altre imposte anticipate	1
Totale attività per imposte anticipate (B)	876
EFFETTO NETTO IMPOSTE DIFFERITE ATTIVE/PASSIVE (B-A)	266

5) Altre attività non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		consolid. acquisizioni 2020				31 12 2019	30 06 2020
Strumenti derivati non correnti	2		(2)	-	2	-
Altre attività non correnti	23		(3)	20	-	-
Totale altre attività non correnti	25	-	(5)	20	2	-

La voce in esame al 30 giugno 2020 presenta un decremento di 5 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente.

Gli "Strumenti derivati non correnti" non presentano alcun valore al 30 giugno 2020 e risultano in riduzione di 2 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente.

Le "Altre attività non correnti" ammontano a 20 milioni di euro. La voce risulta composta sostanzialmente da depositi cauzionali e da costi già sostenuti, ma di competenza di esercizi futuri.

ATTIVITÀ CORRENTI

6) Rimanenze

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
- Materiali	75		6	81
- Fondo obsolescenza materiali	(18)		(2)	(20)
Totale materiali	57		4	61
- Combustibili	112		(34)	78
- Altre	4	2	1	7
Materie prime, sussidiarie e di consumo	173	2	(29)	146
Combustibili presso terzi	11		(11)	-
Totale rimanenze	184	2	(40)	146

Le "Rimanenze" sono pari a 146 milioni di euro (184 milioni di euro al 31 dicembre 2019), al netto del relativo fondo obsolescenza per 20 milioni di euro (18 milioni di euro al 31 dicembre 2019).

Le rimanenze presentano un decremento complessivo pari a 38 milioni di euro così di seguito dettagliato:

• 34 milioni di euro riconducibili alla riduzione delle giacenze di combustibili (che comprendono le rimanenze di combustibili per la produzione di energia elettrica e le rimanenze di gas per l'attività di vendita e stoccaggio dello stesso);
• 11 milioni di euro alla riduzione delle rimanenze di carbone presso magazzini di terzi;
• 6 milioni di euro all'incremento delle giacenze di materiali;
• 2 milioni di euro all'incremento del fondo obsolescenza materiali;
• altre variazioni in aumento per 3 milioni di euro.

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redazione Variazioni di

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per settore di attività

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Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

7) Crediti commerciali

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
Crediti commerciali fatture emesse	756	35	127	918
Crediti commerciali fatture da emettere	1.204	-	(383)	821
(Fondo rischi su crediti)	(108)	(5)	(10)	(123)
Totale crediti commerciali	1.852	30	(266)	1.616

Al 30 giugno 2020 i "Crediti commerciali" risultano pari a 1.616 milioni di euro (1.852 milioni di euro al 31 dicembre 2019), con un decremento di 266 milioni di euro al netto dell'effetto dei primi consolidamenti pari 30 milioni di euro. Nel dettaglio le variazioni hanno riguardato:

• per 264 milioni di euro, la riduzione dei crediti commerciali verso clienti che al 30 giugno 2020 presentano un saldo di 1.494 milioni di euro (1.758 milioni di euro al 31 dicembre 2019);
• per 33 milioni di euro, l'aumento dei crediti verso i comuni di Milano e Brescia che evidenziano un saldo complessivo pari a 117 milioni di euro (84 milioni di euro nell'esercizio precedente);
• per 5 milioni di euro la diminuzione dei crediti verso società collegate, che presentano un saldo pari a 1 milione di euro (6 milioni di euro al termine del precedente esercizio).

Si segnala che il Gruppo effettua su base occasionale cessioni di crediti pro-soluto. Al 30 giugno 2020, come al 31 dicembre 2019, non ci sono crediti, non ancora scaduti, ceduti dal Gruppo a titolo definitivo e stornati dall'attivo di bilancio nel rispetto dei requisiti dello IFRS 9. Si segnala che il Gruppo non ha in essere programmi di factoring rotativo.

Il "Fondo rischi su crediti", calcolato in ottemperanza al principio IFRS 9, è pari a 123 milioni di euro e presenta un incremento netto di 15 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, di cui 5 milioni di euro riconducibili agli effetti derivanti dai primi consolidamenti. 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 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Accanton.	Utilizzi	Altre variazioni	Valore al 30 06 2020
Fondo rischi su crediti	108	5	16	(7)	1	123

Si riporta di seguito l'aging dei crediti commerciali:

milioni di euro	30 06 2020	31 12 2019
Crediti commerciali di cui:	1.616	1.852
Correnti	567	546
Scaduti di cui:	351	210
- Scaduti fino a 30 gg	104	41
- Scaduti da 31 a 180 gg	122	61
- Scaduti da 181 a 365 gg	28	34
- Scaduti oltre 365 gg	97	74
Fatture da emettere	821	1.204
Fondo rischi su crediti	(123)	(108)

8) Altre attività correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid.	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2020			31 12 2019	30 06 2020
Strumenti derivati correnti (derivati commodity)	371		281	652	-	-
Altre attività correnti di cui:	196	9	15	220
- crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali	69		(15)	54
- anticipi a fornitori	39		(10)	29
- crediti verso il personale	1			1
- crediti tributari	14	6	1	21
- crediti di competenza di esercizi/periodi futuri	23		23	46
- crediti verso Ergosud	2			2
- crediti verso enti previdenziali	3			3
- ufficio del bollo	1			1
- crediti per risarcimenti danni	2		(1)	1
- crediti per anticipi COSAP	2			2
- crediti per depositi cauzionali	2			2
- crediti per canone RAI	3		5	8
- altri crediti diversi	35	3	12	50
Totale altre attività correnti	567	9	296	872	-	-

Le "Altre attività correnti", presentano un saldo pari a 872 milioni di euro rispetto ai 567 milioni di euro al 31 dicembre 2019, evidenziando un incremento di 305 milioni di euro.

Gli "Strumenti derivati correnti" presentano un incremento di 281 milioni di euro correlato all'aumento dei derivati su commodity dovuto sia alla variazione della valutazione a fair value al termine del periodo in esame sia alla variazione delle quantità coperte. Si segnala che tra le "Altre passività correnti" è iscritta la voce "Strumenti derivati correnti" per 639 milioni di euro.

I crediti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali, pari a 54 milioni di euro (69 milioni di euro al 31 dicembre 2019), si riferiscono ai crediti per perequazioni pertinenti sia al primo semestre 2020 che a residui crediti per perequazioni inerenti precedenti esercizi e a crediti per componenti tariffarie al netto degli incassi effettuati nell'anno corrente.

I crediti tributari, pari a 21 milioni di euro, si riferiscono principalmente a crediti verso l'Erario per accise e ritenute.

I crediti verso Ergosud S.p.A., pari a 2 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'ARERA ARG/elt n.194/10 e n. 117/10.

9) Attività finanziarie correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		consolid. acquisizioni 2020				31 12 2019	30 06 2020
Altre attività finanziarie	9	-	3	12	9	12
Attività finanziarie vs parti correlate	1	-	-	1	1	1
Attività finanziarie vs attività destinate alla vendita	-	-	-	-	-	-
Totale attività finanziarie correnti	10	-	3	13	10	13

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Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni Le "Attività finanziarie correnti" risultano pari a 13 milioni di euro (10 milioni di euro al 31 dicembre 2019). Tale voce si riferisce principalmente a crediti finanziari del Gruppo LGH verso Soci di minoranza e terzi.

10) Attività per imposte correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
Attività per imposte correnti	63	1	(11)	53

Al 30 giugno 2020 tale posta risulta pari a 53 milioni di euro (63 milioni di euro al 31 dicembre 2019) ed è riferita ai crediti IRES ed IRAP per importi richiesti a rimborso su versamenti di esercizi precedenti, e al credito residuo per Robin Tax, versata nei precedenti esercizi, che sarà recuperato negli anni successivi.

11) Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		consolid. acquisizioni 2020			31 12 2019	30 06 2020
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	434	14	(234)	214	434	214

Le "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" al 30 giugno 2020 rappresentano la somma dei saldi bancari e postali attivi del Gruppo; la variazione positiva relativa all'effetto del primo consolidamento delle acquisizioni del 2020 è pari a 14 milioni di euro.

I depositi bancari includono gli interessi maturati anche se non ancora accreditati alla fine dell'esercizio in esame.

12) Attività non correnti destinate alla vendita

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020		di cui comprese nella PFN
		consolid. acquisizioni 2020				31 12 2019	30 06 2020
Attività non correnti destinate alla vendita	-		20	20

Al 30 giugno 2020 le "Attività non correnti destinate alla vendita" risultano pari a 20 milioni di euro (nessun valore al 31 dicembre 2019) e si riferiscono alla quota in possesso, pari al 2,16% del capitale sociale, di Ascopiave S.p.A. per cui il Gruppo ha esercitato il diritto di recesso, in data 18 giugno 2020.

PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ

PATRIMONIO NETTO

La composizione del Patrimonio netto, il cui valore al 30 giugno 2020 risulta pari a 3.582 milioni di euro (3.651 milioni di euro al 31 dicembre 2019), è dettagliata nella seguente tabella:

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
Patrimonio netto di spettanza del Gruppo:
Capitale sociale	1.629	-	1.629
(Azioni proprie)	(54)	-	(54)
Riserve	1.325	159	1.484
Risultato del periodo di Gruppo	389	(235)	154
Totale Patrimonio del Gruppo	3.289	(76)	3.213
Interessi di minoranze	362	7	369
Totale Patrimonio netto	3.651	(69)	3.582

La movimentazione del Patrimonio netto è complessivamente negativa per 69 milioni di euro. Il risultato del periodo ha prodotto un effetto positivo per 154 milioni di euro, compensato dalla distribuzione del dividendo per 241 milioni di euro. Si evidenzia, inoltre, una variazione netta positiva dei derivati Cash flow hedge per 14 milioni di euro ed una variazione netta positiva degli interessi delle minoranze per 7 milioni di euro.

13) Capitale sociale

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

14) Azioni proprie

Le "Azioni proprie" sono pari a 54 milioni di euro, invariate rispetto al 31 dicembre 2019, e si riferiscono a n. 23.721.421 azioni proprie detenute dalla capogruppo A2A S.p.A..

15) Riserve

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
Riserve	1.325	159	1.484
di cui:
Variazione fair value derivati Cash flow hedge e fair value Bond	(41)	19	(22)
Effetto fiscale	11	(5)	6
Riserve di Cash flow hedge	(30)	14	(16)
Variazione riserve IAS 19 Revised - Benefici a dipendenti	(77)	7	(70)
Effetto fiscale	20	(2)	18
Riserve IAS 19 Revised - Benefici a dipendenti	(57)	5	(52)

Le "Riserve", che ammontano a 1.484 milioni di euro (1.325 milioni di euro al 31 dicembre 2019), comprendono la riserva legale, le riserve straordinarie, nonché gli utili portati a nuovo delle società controllate.

Tale voce comprende inoltre la riserva di Cash flow hedge, negativa per 16 milioni di euro, che si riferisce alla valorizzazione al termine del periodo dei derivati che rispondono ai requisiti dell'Hedge accounting, nonché alla valutazione a fair value dei Bond in valuta al netto dell'effetto fiscale.

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Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni La posta in oggetto include riserve negative pari a 52 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.

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

16) Risultato del periodo

Risulta positivo per 154 milioni di euro ed accoglie il risultato del periodo in esame.

17) Interessi di minoranze

milioni di euro	Valore al	Variazioni	Valore al
	31 12 2019	del periodo	30 06 2020
Interessi di minoranze	362	7	369

Gli "Interessi di minoranze" ammontano a 369 milioni di euro (362 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e rappresentano, principalmente, le quote di capitale, di riserve e di risultato di spettanza degli azionisti di minoranza relativi ai Soci terzi del Gruppo LGH e del Gruppo ACSM-AGAM.

L'incremento netto del periodo risulta pari a 7 milioni di euro.

PASSIVITÀ

PASSIVITÀ NON CORRENTI

18) Passività finanziarie non correnti

milioni di euro	Valore al Effetto 31 12 2019 primo consolid. acquisizioni 2020			Variazioni del periodo							Valore al 30 06 2020		di cui comprese nella PFN
					31 12 2019	30 06 2020
Obbligazioni non convertibili	2.550		(348)	2.202	2.550	2.202
Debiti verso banche	638	51	102	791	638	791
Debiti finanziari per diritti d'uso non correnti	117		(4)	113	117	113
Debiti verso altri finanziatori	2		-	2	2	2
Totale passività finanziarie non correnti	3.307	51	(250)	3.108	3.307	3.108

Le "Passività finanziarie non correnti", pari a 3.108 milioni di euro (3.307 milioni di euro al 31 dicembre 2019) presentano un decremento di 250 milioni di euro, al netto degli effetti relativi ai primi consolidamenti delle acquisizioni effettuate nel primo semestre 2020.

Le "Obbligazioni non convertibili" sono relative ai seguenti prestiti obbligazionari, contabilizzati al costo ammortizzato:

• 499 milioni di euro, con scadenza gennaio 2022 e cedola del 3,625%, il cui valore nominale è pari a 500 milioni di euro;
• 300 milioni di euro, Private Placement con scadenza dicembre 2023 e cedola del 4,00%, il cui valore nominale è pari a 300 milioni di euro;
• 299 milioni di euro, Private Placement con scadenza marzo 2024 e cedola dell'1,25%, il cui valore nominale è pari a 300 milioni di euro;
• 298 milioni di euro, con scadenza febbraio 2025 e cedola dell'1,75%, il cui valore nominale è pari a 300 milioni di euro;
• 296 milioni di euro, con scadenza ottobre 2027 e cedola dell'1,625%, il cui valore nominale è pari a 300 milioni di euro;
• 116 milioni di euro, Private Placement in yen con scadenza agosto 2036 e tasso fisso del 5,405% il cui valore nominale è pari a 14 miliardi di yen;
• 394 milioni di euro, con scadenza luglio 2029 e cedola dell'1,00%, il cui valore nominale è pari a 400 milioni di euro.

Il decremento netto della componente non corrente delle "Obbligazioni non convertibili", pari a 348 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019, è dovuto principalmente alla riclassifica tra le passività finanziarie a breve termine di un'obbligazione in scadenza a gennaio 2021, nonché alla variazione in aumento del valore del bond in yen.

I "Debiti verso banche" non correnti ammontano a 791 milioni di euro e presentano un incremento di 153 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente, di cui 51 milioni di euro riconducibili agli effetti derivanti dai primi consolidamenti del periodo e 102 milioni di euro riferibili alla sottoscrizione di nuovi finanziamenti con istituti bancari.

I "Debiti finanziari per diritti d'uso non correnti" risultano pari a 113 milioni di euro, in diminuzione di 4 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2019.

Infine, i debiti verso altri finanziatori risultano pari a 2 milioni di euro e sono riferiti principalmente a finanziamenti erogati dalla Regione Lombardia nonché da Cassa Depositi e Prestiti.

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Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni Nella seguente tabella è riportato il confronto, per ogni categoria di indebitamento a lungo termine, tra il valore contabile e il fair value, comprensivo della quota in scadenza nei 12 mesi successivi. Per gli strumenti di debito quotati il fair value è determinato utilizzando le quotazioni di borsa, mentre per quelli non quotati il fair value è determinato mediante modelli di valutazione per ciascuna categoria di strumento finanziario e utilizzando i dati di mercato relativi alla data di chiusura dell'esercizio, ivi inclusi gli spread creditizi del Gruppo A2A.

milioni di euro	Valore nominale	Valore contabile	Quota corrente	Quota non corrente	Fair Value
Obbligazioni	2.567	2.588	386	2.202	2.720
Finanziamenti bancari e altri finanziamenti (escluso debiti finanziari per diritti d'uso)	975	975	153	822	980
Totale	3.542	3.563	539	3.024	3.700

19) Benefici a dipendenti

Alla data di riferimento tale posta risulta pari a 287 milioni di euro (307 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e presenta le seguenti variazioni:

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Accanton.	Utilizzi	Altre variazioni	Valore al 30 06 2020
Trattamento di fine rapporto	159		15	(10)	(13)	151
Benefici a dipendenti	148			(5)	(7)	136
Totale benefici a dipendenti	307	-	15	(15)	(20)	287

La movimentazione del periodo è riconducibile per 15 milioni di euro agli accantonamenti del periodo, per 15 milioni di euro al decremento dovuto alle erogazioni del primo semestre e per 15 milioni di euro al decremento netto riferito principalmente ai versamenti di periodo ai fondi previdenziali. Inoltre, le valutazioni attuariali del periodo comprendono il decremento derivante dall'actuarial gains/losses per 6 milioni di euro.

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

	2020	2019
Tasso di attualizzazione	da 0,02% a 0,7%	da -0,1% a 0,8%
Tasso di inflazione annuo	1,2%	1,2%
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	2,4%	2,4%
Tasso annuo medio di incremento delle pensioni integrative	1,1%	1,1%
Frequenze annue di turnover	da 4,0% a 5,0%	da 4,0% a 5,0%
Frequenze annue di anticipazioni TFR	da 2,0% a 2,5%	da 2,0% a 2,5%

Si segnala che:

• il tasso di attualizzazione applicato dal Gruppo varia per società in base alla durata media finanziaria dell'obbligazione. Il tasso di attualizzazione utilizzato è quello corrispondente all'Iboxx Corporate AA;

• il tasso annuo di incremento salariale applicato esclusivamente per le società con in media meno di 50 dipendenti nel corso del 2006 è stato determinato in base ai dati di riferimento comunicati dalle società del Gruppo;
• il tasso annuo di incremento del TFR, come previsto dall'art. 2120 del Codice Civile, è pari al 75% dell'inflazione più 1,5 punti percentuali;
• le frequenze annue di anticipazione e di turnover sono desunte dalle esperienze storiche del Gruppo e dalle frequenze scaturenti dall'esperienza dell'Attuario su un rilevante numero di aziende analoghe;
• per le basi tecniche demografiche si segnala che:
• per il "decesso" sono state utilizzate le tabelle AS62 ( Sconto energia elettrica e Sconto gas), RG48 (TFR ed altri piani) e TG62 (Premungas);
• per l'"inabilità" sono state utilizzate le tavole INPS distinte per età e sesso;
• per il "pensionamento" è stato utilizzato il parametro 100% al raggiungimento dei requisiti AGO (Assicurazione Generale Obbligatoria);
• per la "probabilità di lasciare famiglia" è stata utilizzata la tavola nel modello INPS per le proiezioni al 2010;
• per la "frequenza delle diverse strutture di nuclei superstiti ed età media dei componenti" è stata utilizzata la tavola nel modello INPS per le proiezioni al 2010.

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Accanton.	Rilasci	Utilizzi	Altre variazioni	Valore al 30 06 2020
Fondi decommissioning	264	3			(3)	2	266
Fondi spese chiusura e post-chiusura discariche	196				(5)		191
Fondi fiscali	36						36
Fondi cause legali e contenziosi del personale	42		1	(1)	(3)	1	40
Altri fondi rischi	138	2	3	(5)	(12)	(7)	119
Fondi rischi, oneri e passività per discariche	676	5	4	(6)	(23)	(4)	652

20) Fondi rischi, oneri e passività per discariche

I fondi rischi, oneri e passività per discariche ammontano al 30 giugno 2020 a 652 milioni di euro e presentano un decremento pari a 24 milioni di euro.

I "Fondi decommissioning", che risultano pari a 266 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 3 milioni di euro, a copertura degli oneri sostenuti nel corso del periodo in esame e altre variazioni in aumento per 2 milioni di euro, che si riferiscono principalmente agli effetti dell'aggiornamento dei tassi di attualizzazione utilizzati per la stima degli oneri futuri di smantellamento e ripristino dei siti aventi come contropartita le "Immobilizzazioni materiali". Gli effetti derivanti dai primi consolidamenti del periodo risultano pari a 3 milioni di euro.

I "Fondi spese chiusura e post-chiusura discariche", che risultano pari a 191 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 principalmente riguardato utilizzi per 5 milioni di euro, che rappresentano gli esborsi effettivi nel periodo.

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per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni I "Fondi fiscali", che risultano pari a 36 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. Tale posta risulta invariata rispetto al 31 dicembre 2019.

I "Fondi cause legali e contenziosi del personale" risultano pari a 40 milioni di euro e si riferiscono prevalentemente a cause con terzi per 36 milioni di euro e con dipendenti per 2 milioni di euro, a fronte delle passività che potrebbero derivare da vertenze giudiziarie in corso, a cause in essere con Istituti Previdenziali, per 2 milioni di euro, relativi a contributi previdenziali che il Gruppo ritiene di non dover versare e per i quali sono in essere specifici contenziosi.

Gli "Altri fondi", che risultano pari a 119 milioni di euro, si riferiscono ai fondi relativi ai canoni di derivazione d'acqua pubblica per 47 milioni di euro, al fondo mobilità per gli oneri derivanti dal piano di ristrutturazione aziendale per 9 milioni di euro, nonché ad altri fondi per 63 milioni di euro.

21) Altre passività non correnti

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020		di cui comprese nella PFN
		consolid. acquisizioni 2020			31 12 2019	30 06 2020
Altre passività non correnti	140	3	-	143	-	-
Strumenti derivati non correnti	9		2	11	9	11
Totale altre passività non correnti	149	3	2	154	9	11

La voce in esame presenta al 30 giugno 2020 un incremento di 5 milioni di euro rispetto al precedente esercizio, di cui 3 milioni di euro riconducibili agli effetti derivanti dai primi consolidamenti.

Le "Altre passività non correnti", che presentano un saldo pari a 143 milioni di euro, si riferiscono a depositi cauzionali da clienti per 67 milioni di euro, a passività di competenza di esercizi futuri per 6 milioni di euro, a debiti verso fornitori a medio/lungo termine per 3 milioni di euro, nonché ad altre passività non correnti per 67 milioni di euro, che comprendono principalmente i debiti a lungo termine contratti per le acquisizioni portate a termine nel campo del fotovoltaico dalla controllata A2A Rinnovabili nel corso degli ultimi esercizi.

Gli "Strumenti derivati non correnti" risultano pari a 11 milioni di euro e presentano una variazione positiva per 2 milioni di euro derivante dalla valutazione al fair value degli strumenti finanziari a chiusura del periodo.

PASSIVITÀ CORRENTI

22) Debiti commerciali e altre passività correnti

milioni di euro	Valore al Effetto 31 12 2019 primo consolid.		Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		acquisizioni 2020			31 12 2019	30 06 2020
Acconti	3			3
Debiti verso fornitori	1.478	13	(408)	1.083
Totale debiti commerciali	1.481	13	(408)	1.086	-	-
Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale	43		(1)	42
Strumenti derivati correnti (derivati commodity)	380		259	639
Altre passività correnti di cui:	421	3	28	452
- Debiti verso il personale	85	1	(4)	82
- Debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali	105		(11)	94
- Debiti tributari	66	2	49	117
- Debiti per trasparenza fiscale	7			7
- Debiti per componenti tariffarie sull'energia	73		(21)	52
- Debiti per A.T.O.	3			3
- Debiti verso clienti per lavori da eseguire	17			17
- Debiti verso clienti per interessi su depositi cauzionali	2			2
- Debiti verso soci terzi	4			4
- Debiti per acquisto partecipazioni	1			1
- Debiti per servizi ausiliari	10		5	15
- Debiti per incassi da destinare	10		(1)	9
- Debiti verso assicurazioni	4			4
- Debiti per compensazioni accise	-			-
- Debiti per compensazioni ambientali	3			3
- Debiti per canone RAI	7		8	15
- Altri debiti diversi	24		3	27
Totale altre passività correnti	844	3	286	1.133	-	-
Totale debiti commerciali e altre passività correnti	2.325	16	(122)	2.219	-	-

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria semestrale Schemi di bilancio Criteri di redazione Variazioni di principi contabili internazionali Area di consolidamento Criteri e procedure di consolidamento Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria Indebitamento finanziario netto Note illustrative alle voci di Conto economico Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi

Altre informazioni

I "Debiti commerciali e altre passività correnti" risultano pari a 2.219 milioni di euro (2.325 milioni di euro al 31 dicembre 2019), con un decremento di 106 milioni di euro.

I "Debiti commerciali" risultano pari a 1.086 milioni di euro e presentano, rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente, un decremento pari a 395 milioni di euro.

I "Debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale" risultano pari a 42 milioni di euro, in riduzione di 1 milione di euro rispetto al 31 dicembre 2019 e riguardano la posizione debitoria del Gruppo nei confronti di Istituti Previdenziali e Assistenziali, relativi ai contributi della mensilità di dicembre 2019 non ancora liquidati.

Gli "Strumenti derivati correnti" risultano pari a 639 milioni di euro (380 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e si riferiscono alla valorizzazione a fair value dei derivati su commodity. L'incremento è dovuto sia all'aumento delle valutazioni a fair value dell'esercizio, sia alla variazione delle quantità coperte. Si segnala che tra le "Altre attività correnti" è iscritta la voce "Strumenti derivati correnti" per 652 milioni di euro.

Le "Altre passività correnti" si riferiscono principalmente a:

• debiti verso il personale per 82 milioni di euro (85 milioni di euro al 31 dicembre 2019) 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 2020;
• debiti verso la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali per 94 milioni di euro (105 milioni di euro al 31 dicembre 2019) inerenti il debito relativo alle componenti tariffarie fatturate e non ancora versate, nonché il debito per le perequazioni passive relative sia a esercizi precedenti sia al periodo in esame;
• debiti tributari per 117 milioni di euro (66 milioni di euro al 31 dicembre 2019), riferiti principalmente ai debiti verso l'Erario per accise, ritenute e Iva;
• debiti per trasparenza fiscale per 7 milioni di euro nei confronti della società collegata Ergosud S.p.A., invariati rispetto al 31 dicembre 2019;
• debiti per componenti tariffarie sull'energia elettrica per 52 milioni di euro (73 milioni di euro al 31 dicembre 2019);
• debiti per A.T.O. per 3 milioni di euro (3 milioni di euro al 31 dicembre 2019), relativi al pagamento del canone per le concessioni della gestione del servizio idrico;
• debiti verso clienti per lavori da eseguire per 17 milioni di euro (17 milioni di euro al 31 dicembre 2019), riferiti a preventivi già incassati dai clienti per lavori che non sono ancora stati completati.

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020	di cui comprese nella PFN
		consolid. acquisizioni 2020				31 12 2019	30 06 2020
Obbligazioni non convertibili	46		340	386	46	386
Debiti verso banche	233		(84)	149	233	149
Debiti finanziari per diritti d'uso correnti	25		-	25	25	25
Debiti finanziari verso parti correlate	-		-	-	-	-
Debiti verso altri finanziatori	-		1	1	-	1
Totale passività finanziarie correnti	304	-	257	561	304	561

23) Passività finanziarie correnti

Le "Passività finanziarie correnti" ammontano a 561 milioni di euro, a fronte di 304 milioni di euro rilevati al 31 dicembre 2019 e presentano un incremento pari a 257 milioni di euro.

Le "Obbligazioni non convertibili" presentano un incremento netto di 340 milioni di euro. L'incremento netto risulta principalmente riconducibile alla riclassifica a breve termine del bond del valore nominale pari a 351 milioni di euro e cedola del 4,375% con scadenza gennaio 2021.

I "Debiti verso banche" correnti ammontano a 149 milioni di euro e presentano un decremento di 84 milioni di euro, principalmente riconducibile ai rimborsi delle linee di credito e delle quote di finanziamenti effettuati nel periodo, al netto della riclassifica da medio-lungo termine a breve termine dei finanziamenti in essere.

I "Debiti finanziari per diritti d'uso correnti" risultano pari a 25 milioni di euro, invariati rispetto al 31 dicembre 2019.

Infine, i "Debiti verso altri finanziatori" risultano pari a 1 milione di euro (valore nullo al 31 dicembre 2019).

24) Debiti per imposte

milioni di euro	Valore al 31 12 2019	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	Variazioni del periodo	Valore al 30 06 2020
Debiti per imposte	6	-	63	69

I "Debiti per imposte" risultano pari a 69 milioni di euro (6 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e presentano un incremento di 63 milioni di euro rispetto alla chiusura dell'esercizio precedente.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto Note illustrative

alle voci di Conto economico Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate

Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Indebitamento finanziario netto

25) Indebitamento finanziario netto (ai sensi della comunicazione CONSOB n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 e ESMA/2013/319)

Di seguito si riportano i dettagli dell'indebitamento finanziario netto:

milioni di euro	Note	30 06 2020	Effetto primo consolid. acquisizioni 2020	31 12 2019
Obbligazioni-quota non corrente	18	2.202		2.550
Finanziamenti bancari non correnti	18	791	51	638
Debiti finanziari per diritti d'uso non correnti	18	113		117
Debiti verso altri finanziatori non correnti	18	2		2
Altre passività non correnti	21	11		9
Totale indebitamento a medio e lungo termine		3.119	51	3.316
Attività finanziarie non correnti verso parti correlate	3	(4)		(4)
Attività finanziarie non correnti	3	(16)	(1)	(16)
Altre attività non correnti	5	-		(2)
Totale crediti finanziari a medio e lungo termine		(20)	(1)	(22)
Totale indebitamento finanziario non corrente netto		3.099	50	3.294
Obbligazioni-quota corrente	23	386		46
Finanziamenti bancari correnti	23	149		233
Debiti finanziari per diritti d'uso correnti	23	25		24
Debiti verso altri finanziatori correnti	23	1		1
Passività finanziarie correnti verso parti correlate	23	-		-
Totale indebitamento a breve termine		561	-	304
Altre attività finanziarie correnti	9	(12)		(9)
Attività finanziarie correnti verso parti correlate	9	(1)		(1)
Totale crediti finanziari a breve termine		(13)	-	(10)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11	(214)	(14)	(434)
Totale indebitamento finanziario corrente netto		334	(14)	(140)
Indebitamento finanziario netto		3.433	36	3.154

La posizione finanziaria netta del Gruppo si attesta a 3.433 milioni di euro.

Di seguito si riportano, ai sensi dello IAS 7 "Rendiconto finanziario", le variazioni della attività e passività finanziarie:

milioni di euro	31 12 2019	Flusso monetario	Flusso non monetario			30 06 2020
			Effetto primo consolid. acquisiz. 2020	Variazione fair value	Altre variazioni
Obbligazioni	2.596	(11)	-	1	2	2.588
Debiti finanziari	1.015	2	51	-	13	1.081
Altre passività	9	-	-	2	-	11
Attività finanziarie	(30)	(2)	(1)	-	-	(33)
Altre attività	(2)	-	-	2	-	-
Passività nette derivanti da attività di finanziamento	3.588	(11)	50	5	15	3.647
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(434)	234	(14)	-	-	(214)
Indebitamento finanziario netto	3.154	223	36	5	15	3.433

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della

Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate

Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

Note illustrative alle voci di Conto economico

Il perimetro di consolidamento al 30 giugno 2020 è variato rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio per effetto delle seguenti operazioni:

• acquisizione e consolidamento integrale da parte di LGH S.p.A. del 100% delle società Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l., società attive nel settore della generazione a biomassa;
• consolidamento integrale di Asm Energia S.p.A., società operante nel mercato della vendita di gas ed energia elettrica, a partire dal 1° febbraio 2020;
• acquisizione e consolidamento integrale del 100% di Areslab S.r.l. e del 90% di Electrometal S.r.l., società attive nel mercato del trattamento ed analisi dei rifiuti industriali, avvenuta da parte di A2A Ambiente S.p.A. a dicembre 2019.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

26) Ricavi

I ricavi del periodo risultano pari a 3.181 milioni di euro (3.711 milioni di euro al 30 giugno 2019) e presentano quindi un decremento di 530 milioni di euro (-14,3%).

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Ricavi milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Ricavi di vendita	2.541	3.075	(534)	(17,4%)
Ricavi da prestazioni	544	534	10	1,9%
Ricavi da commesse a lungo termine	(1)	1	(2)	n.s.
Totale ricavi di vendita e prestazioni	3.084	3.610	(526)	(14,6%)
Altri ricavi operativi	97	101	(4)	(4,0%)
Totale ricavi	3.181	3.711	(530)	(14,3%)

La riduzione ha riguardato prevalentemente il mercato energetico all'ingrosso a seguito sia dei minori prezzi dell'energia elettrica e del gas sia della diminuzione dei volumi venduti del portafoglio industriale gas, nonché i mercati retail gas e teleriscaldamento per i minori prezzi unitari e per le minori quantità vendute, in parte a causa delle misure per il contenimento della diffusione del COVID-19 (con riferimento agli usi commerciali e produttivi) ed in parte a causa di una termicità sfavorevole rispetto alla stagione invernale 2019 (per gli usi domestici). Hanno inoltre contribuito negativamente i ricavi relativi ai contributi tariffari riconosciuti ai distributori per l'annullamento dell'obbligo dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE) a causa del posticipo del relativo termine da maggio a novembre.

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

milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Vendita e distribuzione di energia elettrica	1.432	1.621	(189)	(11,7%)
Vendita e distribuzione di gas	917	1.204	(287)	(23,8%)
Vendita calore	98	109	(11)	(10,1%)
Vendita materiali	21	20	1	5,0%
Vendita acqua	37	36	1	2,8%
Vendite di certificati ambientali	23	71	(48)	(67,6%)
Contributi di allacciamento	13	14	(1)	(7,1%)
Totale ricavi di vendita	2.541	3.075	(534)	(17,4%)
Prestazioni a clienti	544	534	10	1,9%
Totale ricavi per prestazioni	544	534	10	1,9%
Ricavi da commesse a lungo termine	(1)	1	(2)	n.s.
Totale ricavi di vendita e prestazioni	3.084	3.610	(526)	(14,6%)
Reintegro costi centrale S. Filippo del Mela (impianto Unità essenziale)	28	38	(10)	(26,3%)
Risarcimenti danni	2	4	(2)	(50,0%)
Affitti attivi	1	2	(1)	(50,0%)
Sopravvenienze attive	15	11	4	36,4%
Incentivi alla produzione da fonti rinnovabili (feed-in tariff)	39	35	4	11,4%
Altri ricavi	12	11	1	9,1%
Altri ricavi operativi	97	101	(4)	(4,0%)
Totale ricavi	3.181	3.711	(530)	(14,3%)

I ricavi per vendita di calore diminuiscono di 11 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2019 principalmente a seguito alla diminuzione dei volumi venduti.

La riduzione dei ricavi per la vendita dei certificati ambientali, pari a 48 milioni di euro, è principalmnete attribuibile alla minore vendita dei certificati bianchi a seguito dello spostamento da parte del GSE del termine dell'anno d'obbligo da maggio a novembre.

I "Ricavi per prestazioni" risultano pari a 544 milioni di euro e presentano un incremento di 10 milioni di euro rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio.

La voce "Altri ricavi operativi" presenta un decremento pari a 4 milioni di euro per effetto principalmente di minori ricavi per il reintegro dei costi di generazione sostenuti per la centrale di San Filippo del Mela (Impianto essenziale) ai sensi della Delibera 803/2016 per 10 milioni di euro, di maggiori ricavi legati agli incentivi sulla produzione netta da fonti rinnovabili per 4 milioni di euro principalmente riconducibili al consolidamento della società Agritre S.r.l., di maggiori sopravvenienze attive per 4 milioni di euro e di maggiori altri ricavi per 1 milione di euro.

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

27) Costi operativi

I "Costi operativi" sono pari a 2.267 milioni di euro (2.775 milioni di euro al 30 giugno 2019) e registrano pertanto un decremento di 508 milioni di euro.

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

Costi operativi milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Costi per materie prime e di consumo	1.573	2.082	(509)	(24,4%)
Costi per servizi	578	578	-	0,0%
Totale costi per materie prime e servizi	2.151	2.660	(509)	(19,1%)
Altri costi operativi	116	115	1	0,9%
Totale costi operativi	2.267	2.775	(508)	(18,3%)

I "Costi per materie prime e servizi" ammontano a 2.151 milioni di euro (2.660 milioni di euro al 30 giugno 2019) e presentano un decremento di 509 milioni di euro.

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

• i minori acquisti di materie prime e di consumo per 520 milioni di euro, riconducibili principalmente al decremento dei costi per acquisti di energia e combustibili per 487 milioni di euro, al decremento degli oneri correlati all'acquisto di certificati ambientali per 53 milioni di euro, all'aumento degli acquisti di materiali per 14 milioni di euro ed all'effetto netto degli oneri/proventi da copertura su derivati operativi che si incrementano di 6 milioni di euro;
• la variazione in aumento delle rimanenze di combustibili e materiali per 11 milioni di euro.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di redazione Variazioni di

principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione

patrimonialefinanziaria Indebitamento

finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Acquisti di energia e combustibili	1.399	1.886	(487)	(25,8%)
Acquisti di materiali	68	54	14	25,9%
Acquisti di acqua	1	1	-	0,0%
Oneri da coperture su derivati operativi	5	9	(4)	(44,4%)
Proventi da coperture su derivati operativi	(3)	(13)	10	(76,9%)
Acquisti di certificati e diritti di emissione	75	128	(53)	(41,4%)
Totale costi per materie prime e di consumo	1.545	2.065	(520)	(25,2%)
Oneri di vettoriamento e trasmissione	297	279	18	6,5%
Manutenzioni e riparazioni	80	97	(17)	(17,5%)
Altri servizi	201	202	(1)	(0,5%)
Totale costi per servizi	578	578	-	0,0%
Variazione delle rimanenze di combustibili e materiali	28	17	11	64,7%
Totale costi per materie prime e servizi	2.151	2.660	(509)	(19,1%)
Godimento beni di terzi	37	38	(1)	(2,6%)
Canoni concessioni	43	40	3	7,5%
Contributi a enti territoriali, consortili e ARERA	5	5	-	0,0%
Imposte e tasse	17	18	(1)	(5,6%)
Danni e penalità	2	2	-	0,0%
Sopravvenienze passive	5	5	-	0,0%
Altri costi	7	7	-	0,0%
Altri costi operativi	116	115	1	0,9%
Totale costi operativi	2.267	2.775	(508)	(18,3%)

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

Margine attività di trading

La tabella sottostante riporta i risultati derivanti dalle negoziazioni dei Portafogli di trading 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 2020	30 06 2019	VARIAZIONE
Ricavi	26	1.129	974	155
Costi operativi	27	(1.123)	(968)	(155)
Totale margine attività di trading		6	6	-

La marginalità delle attività di trading risulta invariata rispetto al 30 giugno 2020

Il perdurare della volatilità dei prezzi nel mercato delle commodity durante tutta la prima metà dell'anno ha favorito l'attività di trading sistematico e ha permesso una significativa intermediazione di volumi mediante quotazione continua, di market making e con controparti commerciali.

28) Costi per il personale

Al 30 giugno 2020 il costo del lavoro, al netto degli oneri capitalizzati, è risultato complessivamente pari a 355 milioni di euro (354 milioni di euro al 30 giugno 2019.

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

Costi per il personale milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Salari e stipendi	266	270	(4)	(1,5%)
Oneri sociali	90	92	(2)	(2,2%)
Trattamento di fine rapporto	15	16	(1)	(6,3%)
Altri costi	21	13	8	61,5%
Totale costi per il personale al lordo delle capitalizzazioni	392	391	1	0,3%
Costi per il personale capitalizzati	(37)	(37)	-	0,0%
Totale costi per il personale	355	354	1	0,3%

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

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE
Dirigenti	194	206	(12)
Quadri	777	690	87
Impiegati	5.202	5.196	6
Operai	6.054	6.097	(43)
Totale	12.227	12.189	38

Al 30 giugno 2020 il costo del lavoro medio pro-capite è risultato pari a 29,03 migliaia di euro (29,04 migliaia di euro al 30 giugno 2019).

Al 30 giugno 2020 i dipendenti del Gruppo risultano pari a 12.316. Al 30 giugno 2019 i dipendenti del Gruppo risultavano pari a 12.228.

Nella voce altri costi del personale sono iscritti incentivi all'esodo per un valore pari a circa 2 milioni di euro (valore inferiore a 1 milione di euro al 30 giugno 2019).

29) Margine operativo lordo

Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il "Margine operativo lordo" consolidato al 30 giugno 2020 è pari a 559 milioni di euro (582 milioni di euro al 30 giugno 2019).

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

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale

Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati

per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-

finanziaria Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

30) Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni

Gli "Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni" sono pari a 278 milioni di euro (255 milioni di euro al 30 giugno 2019) e presentano un incremento di 23 milioni di euro.

Nella successiva tabella si evidenziano le poste di dettaglio:

Ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Ammortamento delle immobilizzazioni immateriali	66	59	7	11,9%
Ammortamento delle immobilizzazioni materiali	198	186	12	6,5%
Totale ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	264	245	19	7,8%
Accantonamenti per rischi	(2)	7	(9)	n.s.
Accantonamento per rischi su crediti compresi nell'attivo circolante	16	3	13	n.s.
Totale ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni	278	255	23	9,0%

Gli "Ammortamenti e svalutazioni" risultano pari a 264 milioni di euro (245 milioni di euro al 30 giugno 2019) e registrano un incremento complessivo di 19 milioni di euro. Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali risultano pari a 66 milioni di euro (59 milioni di euro al 30 giugno 2019). La voce rileva maggiori ammortamenti per 7 milioni di euro di cui maggiori ammortamenti per 8 milioni di euro, riferibili all'implementazione di nuovi sistemi informativi e la diminuzione di 1 milione di euro, correlato al piano di sostituzione contatori gas.

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali risultano pari a 198 milioni di euro (186 milioni di euro al 30 giugno 2019) e presentano un aumento di 12 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2019 riconducibile a:

• maggiori ammortamenti, per 8 milioni di euro, riferiti principalmente agli investimenti entrati in produzione successivamente al 30 giugno 2019;
• maggiori ammortamenti, per 4 milioni di euro, conseguenti il ripristino di valore a seguito di Impairment test a fine esercizio 2019 per gli asset relativi agli impianti di Chivasso, Sermide e Mincio;
• maggiori ammortamenti, per 2 milioni di euro, riferiti al consolidamento di Agritre, Trestock e Biofor, consolidata a partire dal secondo semestre 2019;
• maggiori ammortamenti, per 2 milioni di euro, riferiti al fondo decommissioning per la messa in sicurezza della centrale di San Filippo del Mela;
• maggiori ammortamenti, per 1 milione di euro, per diritti d'uso;
• minori ammortamenti per 1 milioni di euro conseguenti alla completa svalutazione della discarica di Grottaglie;
• minori ammortamenti, per 4 milioni di euro, relativi per 3 milioni di euro alla rivisitazione delle vite utili degli impianti di Corteolona, Giussago, Lacchiarella e Cascina Maggiore a seguito del rinnovo delle autorizzazioni e per 1 milione di euro relativo alla rivisitazione della vita utile della Linea 1 del Termovalorizzatore di Parona che verrà sostituita dalla nuova Linea 3.

In relazione alle Concessioni idroelettriche di grande derivazione si rimanda alla nota 1) Immobilizzazioni materiali per un maggior dettaglio derivante dall'evoluzione normativa del settore.

Gli "Accantonamenti per rischi" presentano un effetto netto positivo pari a 2 milioni di euro (negativo per 7 milioni di euro al 30 giugno 2019) dovuto ad eccedenze per 6 milioni di euro rettificate da accantonamenti del periodo per 4 milioni di euro, principalmente relativi ai canoni di derivazione d'acqua pubblica.

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 16 milioni di euro (3 milioni di euro al 30 giugno 2019) determinato dall'accantonamento del periodo. Si segnala che il primo semestre 2019 beneficiava di eccedenze fondi per circa 10 milioni di euro, al netto di tale effetto l'incremento rispetto al corrispondente periodo del precedente esercizio risulta pari a 3 milioni di euro.

31) Risultato operativo netto

Il "Risultato operativo netto" risulta pari a 281 milioni di euro (327 milioni di euro al 30 giugno 2019).

32) Risultato da transazioni non ricorrenti

Il "Risultato da transazioni non ricorrenti" non presenta alcun valore al 30 giugno 2020 (nessun valore al 30 giugno 2019).

33) Gestione finanziaria

La "Gestione finanziaria" presenta un saldo negativo di 38 milioni di euro (negativo per 65 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Di seguito si riporta il dettaglio delle componenti più significative:

Gestione finanziaria milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Proventi finanziari	6	5	1	20,0%
Oneri finanziari	(45)	(70)	25	(35,7%)
Quota dei proventi e degli oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni	1	-	1	n.s.
Totale gestione finanziaria	(38)	(65)	27	(41,5%)

I "Proventi finanziari" ammontano a 6 milioni di euro (5 milioni di euro al 30 giugno 2019) e sono così composti:

Proventi finanziari milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Altri proventi finanziari di cui:	6	5	1	20,0%
- Proventi finanziari verso Comune di Brescia (IFRIC 12)	3	3	-	0,0%
- Utili su cambi	1	-	1	n.s.
- Altri proventi	2	2	-	0,0%
Totale proventi finanziari	6	5	1	20,0%

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio Criteri di

redazione Variazioni di principi contabili

internazionali Area di

consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-

finanziaria Indebitamento

finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni Gli "Oneri finanziari", che ammontano a 45 milioni di euro presentano un decremento di 25 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2019 e sono così composti:

Oneri finanziari milioni di euro	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% GIUGNO 2020/2019
Interessi su prestiti obbligazionari	36	48	(12)	(25,0%)
Interessi verso istituti di credito	1	2	(1)	(50,0%)
Realized su derivati finanziari	2	3	(1)	(33,3%)
Oneri da Decommissioning	1	1	-	0,0%
Altri oneri finanziari di cui:	5	16	(11)	(68,8%)
- Oneri di attualizzazione	1	6	(5)	(83,3%)
- Oneri finanziari (IFRS 16)	1	-	1	n.s.
- Oneri finanziari (IFRIC 12)	1	1	-	0,0%
- Perdite su cambi	1	-	1	n.s.
- Altri oneri	1	9	(8)	n.s.
Totale oneri finanziari al lordo delle capitalizzazioni	45	70	(25)	(35,7%)
Oneri finanziari capitalizzati	-	-
Totale oneri finanziari	45	70	(25)	(35,7%)

La diminuzione degli interessi su prestiti obbligazionari pari a 12 milioni di euro è principalmente riconducibile al rifinanziamento di obbligazioni scadute avvenuto nel corso del 2019 a tassi inferiori.

La valutazione secondo il metodo del Patrimonio netto delle partecipazioni risulta positiva per 1 milione di euro (nessun valore al 30 giugno 2019) ed è riconducibile principalmente alla valutazione positiva della partecipazione detenuta nella società Metamer.

34) Oneri per imposte sui redditi

Gli "Oneri per imposte sui redditi" nel periodo in esame sono risultati pari a 78 milioni di euro (87 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Si segnala che in occasione della chiusura semestrale 2020 il Gruppo A2A ha ritenuto di stimare le imposte di periodo per tutte le società del Gruppo adottando il criterio del tax rate sulla base della migliore stima dell'aliquota media ponderata del Gruppo attesa per l'intero anno.

35) Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita

Il "Risultato netto da attività operative cessate/destinate alla vendita" risulta negativo e pari a 2 milioni di euro (nessun valore al 30 giugno 2019) e si riferisce alla cessione delle quote azionarie, pari al 2% della società Ascopiave S.p.A., nonché alla valutazione delle quote azionarie, pari al 2,16% del capitale sociale di Ascopiave S.p.A., per le quali il Gruppo A2A ha esercitato il diritto di recesso, al netto dei dividendi incassati.

36) Risultato di pertinenza di terzi

Il "Risultato di pertinenza di terzi" risulta negativo per il Gruppo per 9 milioni di euro . Nel corrispondente periodo del precedente esercizio la posta presentava un saldo negativo per il Gruppo per 9 milioni di euro.

37) Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo

Il "Risultato del periodo di pertinenza del Gruppo" risulta positivo e pari a 154 milioni di euro (positivo per 166 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Risultato per azione

38) Risultato per azione

	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019
Utile (perdita) per azione (in euro)
- di base	0,0497	0,0534
- di base da attività in funzionamento	0,0502	0,0533
- di base da attività destinate alla vendita	(0,0006)	0,0002
- diluito	0,0497	0,0534
- diluito da attività in funzionamento	0,0502	0,0533
- diluito da attività destinate alla vendita	(0,0006)	0,0002
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione
- di base	3.109.183.856	3.109.183.856
- diluito	3.109.183.856	3.109.183.856

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di

redazione Variazioni di

principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Nota sui rapporti con le parti correlate

39) Nota sui rapporti con le parti correlate

Devono ritenersi "parti correlate" quelle indicate dal principio contabile internazionale concernente l'informativa di bilancio sulle operazioni con parti correlate (IAS 24 revised).

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

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%.

In data 4 ottobre 2016 i Comuni di Milano e di Brescia hanno rinnovato per un ulteriore triennio, con decorrenza dal 1° gennaio 2017, il 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.. In data 20 maggio 2016 i due Comuni avevano proceduto a sottoscrivere un'appendice al Patto che prevedeva di accorciare da sei mesi a tre mesi il termine della scadenza dell'accordo entro il quale è possibile disdettare lo stesso.

In data 26 ottobre 2016 il Comune di Milano ha ricevuto da parte del Comune di Brescia la proposta, approvata dalla Giunta del predetto Comune in data 25 ottobre 2016, di modificare parzialmente gli accordi parasociali relativi ad A2A S.p.A. esistenti tra i due Comuni. Tale proposta prevede in particolare l'impegno dei due Comuni a mantenere sindacato e vincolato, nel nuovo patto, un numero di azioni, detenute in misura paritetica dagli stessi, complessivamente pari al 42% del capitale sociale di A2A S.p.A.. In data 4 novembre 2016 la Giunta del Comune di Milano, dopo avere esaminato favorevolmente la proposta del Comune di Brescia di una parziale modifica del Patto parasociale, ha sottoposto al Consiglio comunale la proposta del nuovo Patto parasociale per le determinazioni finali di competenza.

In data 23 gennaio 2017 il Consiglio comunale di Milano ha approvato il nuovo Patto parasociale tra il Comune di Milano e il Comune di Brescia in merito alla partecipazione detenuta in A2A S.p.A. e ha fatto proprio l'impegno di non procedere all'alienazione di alcuna delle quote di proprietà del Comune di Milano.

In data 2 agosto 2019, il Comune di Milano, anche per conto del Comune di Brescia, ha comunicato che il predetto Patto parasociale non è stato oggetto di disdetta conseguentemente l'accordo deve intendersi rinnovato con decorrenza dal 1° febbraio 2020 al 31 gennaio 2023.

Alla data di approvazione del presente Bilancio consolidato al 30 giugno 2020 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 12 aprile 2017 Amsa S.p.A., società controllata da A2A S.p.A., ha sottoscritto con il Comune di Milano un contratto per la gestione dei servizi preordinati alla tutela ambientale per il periodo 1° gennaio 2017 – 8 febbraio 2021.

Rapporti con le società controllate e collegate

La capogruppo A2A S.p.A. opera come tesoreria centralizzata per la maggioranza delle società controllate.

I rapporti tra le società sono regolati attraverso conti correnti, intrattenuti tra la controllante e le controllate su cui si applicano tassi, a condizioni di mercato, a base variabile Euribor, con specifici spread per società. Anche per l'anno 2019 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.

Le società A2A gencogas S.p.A. e A2A Energiefuture S.p.A., a fronte di un corrispettivo mensile correlato alla effettiva disponibilità degli impianti termoelettrici, offrono alla capogruppo il servizio di generazione elettrica.

I servizi di telecomunicazione sono forniti dalla società controllata A2A Smart City S.p.A..

A partire dal 1° luglio 2018 sono evidenziati come Parti Correlate i rapporti economici e patrimoniali che il Gruppo ACSM-AGAM detiene verso le Parti Correlate del Gruppo A2A.

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. Da ultimo la procedura è stata aggiornata in data 22 giugno 2017, a fronte della Delibera Consob n. 19925 del 22 marzo 2017.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di

principi contabili internazionali Area di

consolidamento Criteri e

procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni 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
patrimoniale-finanziaria milioni di euro	30 06 2020	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:	10.632	6	27	113	14	9	1	-	170	1,6%
Attività non correnti	7.698	5	19	-	-	4	-	-	28	0,4%
Partecipazioni	24	5	19	-	-	-	-	-	24	100,0%
Altre attività finanziarie non correnti	30	-	-	-	-	4	-	-	4	13,3%
Attività correnti	2.914	1	8	113	14	5	1	-	142	4,9%
Crediti commerciali	1.616	1	6	113	14	4	1	-	139	8,6%
Altre attività correnti	872	-	2	-	-	-	-	-	2	0,2%
Attività finanziarie correnti	13	-	-	-	-	1	-	-	1	7,7%
TOTALE PASSIVITÀ DI CUI:	10.632	23	3	4	1	7	-	-	38	0,4%
Passività non correnti	4.201	1	-	-	-	-	-	-	1	0,0%
Fondi rischi ed oneri	652	1	-	-	-	-	-	-	1	0,2%
Passività correnti	2.849	22	3	4	1	7	-	-	37	1,3%
Debiti commerciali	1.086	15	3	4	1	7	-	-	30	2,8%
Altre passività correnti	1.133	7	-	-	-	-	-	-	7	0,6%
Conto economico	Totale					Di cui verso parti correlate

milioni di euro	30 06 2020	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	3.181	1	14	160	17	19	1	-	212	6,7%
Ricavi di vendita e prestazioni	3.084	1	14	160	17	19	1	-	212	6,9%
COSTI OPERATIVI	2.267	9	2	1	2	4	-	-	18	0,8%
Costi per materie prime e servizi	2.151	-	2	-	2	-	-	-	4	0,2%
Altri costi operativi	116	9	-	1	-	4	-	-	14	12,1%
GESTIONE FINANZIARIA	(38)	-	1	-	-	3	-	-	4	(10,5%)
Proventi finanziari	6	-	-	-	-	3	-	-	3	50,0%
Quota dei proventi e oneri derivanti dalla valutazione secondo il Patrimonio netto delle partecipazioni	1	-	1	-	-	-	-	-	1	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.

* * *

Relativamente ai compensi percepiti dagli organi di governo societario si rimanda allo specifico fascicolo "Relazione sulla remunerazione - 2020" disponibile sul sito www.a2a.eu.

Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

40) Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Il periodo in esame non è stato interessato da operazioni atipiche e/o inusuali.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Garanzie ed impegni con terzi

milioni di euro	30 06 2020	31 12 2019
Garanzie ricevute	867	837
Garanzie prestate	1.240	1.274

Garanzie ricevute

L'entità delle garanzie ricevute è pari a 867 milioni di euro (837 milioni di euro al 31 dicembre 2019) e sono costituite per 359 milioni di euro da fidejussioni e cauzioni rilasciate dalle imprese appaltatrici a fronte della corretta esecuzione dei lavori assegnati e per 508 milioni di euro da fidejussioni e cauzioni ricevute da clienti a garanzia della regolarità dei pagamenti.

Garanzie prestate e impegni con terzi

L'entità delle garanzie prestate è pari a 1.240 milioni di euro (1.274 milioni di euro al 31 dicembre 2019), di cui a fronte di obblighi assunti nei contratti di finanziamento pari a 78 milioni di euro. Tali garanzie sono state rilasciate da banche per 926 milioni di euro, da assicurazioni per 54 milioni di euro e dalla capogruppo A2A S.p.A., quali parent company guarantee, per 260 milioni di euro.

* * *

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

Altre informazioni

1) Operazioni IFRS 3 revised

Nel corso del primo semestre 2020 il Gruppo A2A ha perfezionato le seguenti operazioni di acquisizione di partecipazioni, che rientrano nei dettami dell'IFRS3:

• a partire dal 1° febbraio 2020 risulta consolidata integralmente ASM Energia S.p.A., acquisita nel corso del 2019 e precedentemente consolidata ad equity. La società è attiva nel mercato della vendita di energia elettrica e gas;
• in data 27 febbraio 2020, LGH S.p.A., ha portato a termine l'acquisizione di due società Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l., attive nel settore della generazione a biomassa.

Le operazioni sopra sintetizzate sono classificabili come business combination ai sensi del principio internazionale IFRS 3 "Aggregazioni aziendali"; il Gruppo ha proceduto a consolidare integralmente le società, mediante l'applicazione dell'acquisition method previsto dall'IFRS 3, in virtù del controllo ottenuto sulle entità acquisite.

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

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

Business combination Asm Energia S.p.A.

A partire dal 1° febbraio 2020 il Gruppo ha consolidato integralmente Asm Energia S.p.A., società acquisita nel corso del 2019 da Libera Energia S.p.A..

L'operazione è stata conclusa per un valore di 13,8 milioni di euro, integralmente pagato al closing.

Al consolidamento integrale della società, il Gruppo ha provveduto ad allocare a Customer List il maggior valore generato dall'operazione, pari a 10,3 milioni di euro e relative 2,9 milioni di euro di imposte differite.

Business combination Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l.

In data 27 febbraio 2020 LGH S.p.A. ha concluso l'operazione di acquisizione di Agritre S.r.l. e Tre Stock S.r.l. da Tozzi Green S.p.A. e 3 New S.r.l..

Il controvalore dell'operazione è stato pari a 54,3 milioni di euro. Il Gruppo completerà nei tempi previsti dall'IFRS 3 il processo di Purchase Price Allocation.

Business combination A2A Ambiente S.p.A.

Con riferimento all'acquisizione del 100% di Areslab S.r.l. e del 90% di Electrometal S.r.l. portata a termine da A2A Ambiente S.p.A. si segnala che l'avviamento generato, pari a 14,7 milioni di euro, verrà riespresso nei tempi previsti dall'IFRS 3 tramite processo di Purchase Price Allocation.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di principi contabili

internazionali Area di

consolidamento Criteri e

procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per

azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n.

DEM/6064293 del 28 luglio 2006

impegni con terzi Altre informazioni

2) Gestione dei rischi finanziari

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a. Rischio commodity

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

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

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

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

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

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

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

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

Al fine di individuare l'attività di Trading, il Gruppo A2A si attiene alla Direttiva Capital Adequacy ed alla definizione di attività "held for trading", come da Principio Contabile Internazionale IFRS 9, che definisce tali le attività finalizzate a conseguire un profitto dalla variazione a breve termine nei prezzi e nei margini di mercato, senza scopo di copertura, e destinate a generare un portafoglio ad elevato turnover.

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

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

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

Derivati del Portafoglio Industriale definibili di Copertura

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

Il Gruppo A2A, nell'ambito dell'ottimizzazione del portafoglio dei diritti di emissione di gas serra (vedi Direttiva 2003/87/CE), ha stipulato contratti Future sul prezzo di Borsa ICE ECX (European Climate Exchange). Queste operazioni si configurano contabilmente come operazioni di copertura nel caso di eccedenze/deficit di quote dimostrabili.

Il fair value al 30 giugno 2020 è pari a 6,8 milioni di euro (-17,4 milioni di euro al 31 dicembre 2019).

Derivati del Portafoglio Industriale non definibili di Copertura

Sempre in un'ottica di ottimizzazione del Portafoglio Industriale, sono stati stipulati contratti Future sul prezzo di Borsa ICE ECX (European Climate Exchange) e contratti di copertura relativi alla compravendita di gas indicizzati ai gradi giorno. 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 2020 è pari a -1,1 milioni di euro (0,0 milioni di euro al 31 dicembre 2019).

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di principi contabili

internazionali Area di

consolidamento Criteri e

procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati

per settore di attività Note illustrative

alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per

azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi

Altre informazioni

Derivati del Portafoglio di Trading

Il Gruppo A2A ha stipulato, nell'ambito della sua attività di Trading, contratti Future sulle principali Borse europee dell'energia (EEX, ICE) e contratti Forward sul prezzo dell'energia elettrica con consegna in Italia e nei paesi limitrofi, quali Francia, Germania e Svizzera. Il Gruppo ha stipulato inoltre contratti Future, Forward ed Option sul prezzo di Borsa ICE ECX (European Climate Exchange). 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 2020 è pari a 7,2 milioni di euro (8,8 milioni di euro al 31 dicembre 2019).

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

Per valutare l'impatto che le oscillazioni del prezzo di mercato del sottostante hanno sui derivati finanziari sottoscritti dal Gruppo A2A ascrivibili al Portafoglio Industriale, viene utilizzato lo strumento del 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 2020 risulta pari a 101,270 milioni di euro (98,735 milioni di euro al 31 dicembre 2019).

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

milioni di euro	30 06 2020		31 12 2019
Profit at Risk (PaR)	Worst case	Best case	Worst case	Best case
Livello di confidenza 99%	(101,270)	131,627	(98,735)	120,612

Il Gruppo A2A si attende, pertanto, con una probabilità del 99%, di non avere variazioni rispetto al fair value al 30 giugno 2020 superiori a 101,270 milioni di euro sull'intero portafoglio degli strumenti finanziari in essere, per effetto di eventuali oscillazioni avverse del prezzo delle commodities. Nel caso si manifestassero variazioni negative dei fair value sui derivati, tali variazioni sarebbero compensate dalle variazioni del sottostante conseguente al variare dei prezzi di mercato.

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

Per valutare l'impatto che le oscillazioni dei prezzi di mercato del sottostante hanno sui derivati finanziari sottoscritti dal Gruppo A2A ascrivibili al Portafoglio di Trading, viene utilizzato lo strumento del 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 3 giorni e un livello di confidenza pari al 99%. Per i contratti per i quali non è possibile effettuare la stima giornaliera del VaR vengono utilizzate metodologie alternative quali il cd. stress test analysis.

Sulla base della metodologia descritta, in caso di movimenti estremi dei mercati, corrispondenti ad un intervallo di confidenza del 99% di probabilità e con un periodo di riferimento pari a 3 giorni, la perdita attesa massima sui derivati in oggetto in essere al 30 giugno 2020 risulta pari a 0,286 milioni di euro (0,159 milioni di euro al 31 dicembre 2019). Al fine di garantire un monitoraggio più stretto dell'attività, vengono inoltre fissati per ogni anno dei limiti di VaR e di Stop Loss (somma algebrica di VaR, P&L Realized e P&L Unrealized).

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.

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.

Di seguito si riportano i risultati delle valutazioni:

milioni di euro	30 06 2020		31 12 2019
Value at Risk (VaR)	VaR Stop loss		VaR	Stop loss
Livello di confidenza 99%, holding period 3 giorni	(0,286)	(0,286)	(0,159)	(0,159)

b. Rischio di tasso di interesse

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.

Al 30 giugno 2020 il valore contabile e la tipologia del debito lordo sono riportati nella tabella seguente:

milioni di euro	30 06 2020			31 12 2019
	Prima della copertura	Dopo la copertura	% dopo la copertura	Prima della copertura	Dopo la copertura	% dopo la copertura
A tasso fisso	2.645	2.871	78%	2.649	2.892	80%
A tasso variabile	1.024	798	22%	962	719	20%
Totale	3.669	3.669	100%	3.611	3.611	100%

Al 30 giugno 2020 gli strumenti di copertura sul rischio di tasso di interesse sono i seguenti:

milioni di euro

STRUMENTO DI COPERTURA	ATTIVITÀ COPERTA	30 06 2020		31 12 2019
		Fair value	Nozionale	Fair value	Nozionale
IRS	Finanz. tasso variabile controllate	(0,2)	17,2	(0,3)	23,7
IRS	Leasing tasso variabile controllate	(3,1)	18,2	(3,2)	19,1
Collar	Finanz. tasso variabile A2A S.p.A.	(4,5)	66,7	(5,6)	76,2
Totale		(7,8)	102,1	(9,1)	119,0

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

milioni di euro

TRATTAMENTO CONTABILE	DERIVATI	NOZIONALE		FAIR VALUE ATTIVITÀ		NOZIONALE		FAIR VALUE PASSIVITÀ
		al 30/06/2020	al 31/12/2019	al 30/06/2020	al 31/12/2019	al 30/06/2020	al 31/12/2019	al 30/06/2020	al 31/12/2019
Cash flow hedge	Collar	-	-	-	-	66,7	76,2	(4,5)	(5,6)
Cash flow hedge	IRS	-	-	-	-	35,4	42,8	(3,3)	(3,5)
Totale		-	-	-	-	102,1	119,0	(7,8)	(9,1)

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati

per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione

patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

economico Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni I derivati su tasso di interesse esistenti al 30 giugno 2020 in Cash flow hedge si riferiscono ai seguenti finanziamenti:

Finanziamento	Derivato	Accounting
Finanziamento A2A S.p.A. con BEI: scadenza novembre 2023, debito residuo al 30 giugno 2020 di 66,7 milioni di euro, a tasso variabile.	Collar a copertura integrale del finanziamento e medesima sca denza, con floor sul tasso Euribor 2,99% e cap 4,65%. Al 30 giugno 2020 il fair value è negativo per 4,5 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.
Finanziamento di Linea Green con Unicredit: scadenza maggio 2021, debito residuo al 30 giugno 2020 di 5,4 milioni di euro, a tasso variabile.	IRS sul 100% dell'importo del finan ziamento fino alla scadenza dello stesso. Al 30 giugno 2020 il fair value è ne gativo per 0,1 milioni di euro.	Il finanziamento è valutato a costo ammortizzato. L'IRS è in cash flow hedge con impu tazione al 100% in apposita riserva del Patrimonio netto.
Finanziamenti di ACSM- AGAM con Intesa San Paolo: scadenza giugno 2021, debito residuo al 30 giugno 2020 di 5,8 milioni di euro, a tasso variabile.	IRS sul 100% dell'importo del finan ziamento fino alla scadenza dello stesso. Al 30 giugno 2020 il fair value è ne gativo per 0,03 milioni di euro.	Il finanziamento è valutato a costo ammortizzato. L'IRS è in cash flow hedge con impu tazione al 100% in apposita riserva del Patrimonio netto.
Finanziamento di ACSM-AGAM con Unicredit: scadenza giugno 2023, debito residuo al 30 giugno 2020 di 6,0 milioni di euro, a tasso variabile.	IRS sul 100% dell'importo del finan ziamento fino alla scadenza dello stesso. Al 30 giugno 2020 il fair value è ne gativo per 0,06 milioni di euro.	Il finanziamento è valutato a costo ammortizzato. L'IRS è in cash flow hedge con impu tazione al 100% in apposita riserva del Patrimonio netto.
n. 9 Leasing di A2A Rinnovabili con diversi istituti di credito e diverse scadenze, debito complessivo al 30 giugno 2020 di 22,0 milioni di euro, a tasso variabile.	IRS sull'83% dell'importo dei lea sing. Al 30 giugno 2020 il fair value è negativo per 3,1 milioni di euro.	Gli IRS sono in cash flow hedge con imputazione al 100% in apposita ri serva del Patrimonio netto.

Al fine di consentire una maggiore comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo, semestralmente, al 31 dicembre e al 30 giugno, viene condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse.

Nella seguente tabella sono riportati i risultati dell'analisi sugli oneri finanziari:

milioni di euro	1° SEMESTRE 2020 (base case: 37,6)
	-50 bps	+50 bps
Variazione degli oneri finanziari lordi	(0,5)	0,7

Tale sensitivity è calcolata allo scopo di determinare l'effetto di una variazione retrospettica della curva dei tassi sugli oneri finanziari lordi consuntivi.

Inoltre viene esposta l'analisi di sensitività 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:

milioni di euro	30 06 2020 (base case: -7,8)			31 12 2019 (base case: -9,1)
	-50 bps	+50 bps	-50 bps	+50 bps
Variazione fair value derivati	(1,7)	1,7	(1,4)	1,2

Tale sensitivity è calcolata allo scopo di determinare l'effetto di una variazione retrospettica 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.

c. Rischio tasso di cambio non connesso a commodity

In relazione al rischio di cambio diverso da quello incluso nel prezzo delle commodities, si segnala che al 30 giugno 2020 esiste il seguente strumento di copertura:

milioni di euro

STRUMENTO DI COPERTURA	ATTIVITÀ COPERTA	30 06 2020			31 12 2019
		Fair value	Nozionale (*)	Fair value	Nozionale (*)
Cross Currency IRS	Finanziamenti a tasso fisso in valuta estera	(2,9)	116,0	2,4	114,8
Totale		(2,9)	116,0	2,4	114,8

(*) il nozionale del CCS è valutato al cambio ECB di fine periodo.

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

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

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

Al 30 giugno 2020 il fair value della copertura è negativo per 2,9 milioni di euro. Si evidenzia che il fair value migliorerebbe di 17,8 milioni di euro in caso di traslazione negativa del 10% della curva forward del cambio euro/yen (apprezzamento dello yen) rilevata alla data suddetta e peggiorerebbe di 6,5 milioni di euro in caso di traslazione positiva del 10% della curva forward del cambio euro/yen (deprezzamento dello yen). 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.

d. Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità è il rischio che il Gruppo non sia in grado di far fronte tempestivamente ai propri impegni o che sia in grado di farlo a condizioni economiche sfavorevoli.

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

milioni di euro	Saldo contabile	Quote con scadenza	Quote con			Quota scadente entro il
	entro 30 06 2020 i 12 mesi	scadenza oltre i 12 mesi	30 06 2021	30 06 2022	30 06 2023	30 06 2024	Oltre
Obbligazioni	2.588	386	2.202	499	-	599	298	806
Debiti finanziari per diritti d'uso (*)	138	25	113	19	15	11	10	58
Finanziamenti bancari e da altri finanziatori	943	150	793	88	135	77	68	425
TOTALE	3.669	561	3.108	606	150	687	376	1.289

(*) compresi leasing finanziari.

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 2020 il Gruppo ha a disposizione un totale di 1.354 milioni di euro, così composto:

• (i) linee di credito revolving committed per 740 milioni di euro, di cui 140 con scadenza nel 2021 e 600 con scadenza 2023, non utilizzate;
• (ii) finanziamenti a lungo termine non ancora utilizzati, per un totale di 400 milioni di euro;

(iii) disponibilità liquide per complessivi 214 milioni di euro, di cui 156 milioni a livello di capogruppo.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio Criteri di

redazione Variazioni di

principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

economico Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

117

Inoltre il Gruppo mantiene in essere un Programma di Emissioni Obbligazionarie (Euro Medium Term Note Programme) da 4 miliardi di euro, di cui nominali 1.549 milioni di euro ancora disponibili.

La tabella che segue analizza il worst case con riferimento alle passività finanziarie (esclusi i debiti per IFRS16 e 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. Sono altresì inclusi i flussi nominali non scontati inerenti i contratti derivati su tassi di interesse. Infine le eventuali linee finanziarie a revoca utilizzate e i c/c passivi sono fatti scadere entro l'esercizio successivo.

30 06 2020 milioni di euro	1-3 MESI	4-12 MESI	OLTRE 12 MESI	TOTALE
Obbligazioni	6	413	2.430	2.849
Debiti e altre passività finanziarie	52	112	855	1.019
Totale flussi finanziari	58	525	3.285	3.868
Debiti verso fornitori	289	24	2	315
Totale flussi commerciali	289	24	2	315
31 12 2019 milioni di euro	1-3 MESI	4-12 MESI	OLTRE 12 MESI	TOTALE
Obbligazioni	45	24	2.833	2.902
Debiti e altre passività finanziarie	90	153	694	937
Totale flussi finanziari	135	177	3.527	3.839
Debiti verso fornitori	491	8	2	501

e. Rischio credito

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

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

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

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

f. Rischio equity

Il Gruppo A2A è esposto al rischio equity limitatamente al possesso delle azioni proprie detenute da A2A S.p.A. che al 30 giugno 2020, risultano pari a n. 23.721.421 azioni corrispondenti allo 0,757% 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.

g. Rischio rispetto covenants

I prestiti obbligazionari, i finanziamenti, i leasing e le linee bancarie revolving committed 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) 2.451 milioni nominali di euro (valore contabile al 30 giugno 2020 pari a 2.470 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) 98 milioni nominali di euro (valore contabile al 30 giugno 2020 pari a 117 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 690 milioni di euro, di cui 325 milioni di euro con scadenza oltre 5 anni, prevedono una clausola di Credit Rating (se rating inferiore a BBB- o equivalente livello a sub-investment grade), e includono 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.

Con riferimento ai finanziamenti delle società controllate, il finanziamento di A2A Gencogas S.p.A. del valore contabile di 5 milioni di euro è assistito da una garanzia reale (ipoteca) per un importo massimo di 120 milioni di euro e prevede due covenants finanziari, come evidenziato nella tabella riportata più avanti.

Il finanziamento in essere tra Linea Green e Unicredit del valore contabile di 5 milioni di euro è assistito da garanzie reali sugli immobili e gli impianti della società e prevede un covenant finanziario, come evidenziato nella tabella riportata più avanti.

Alcuni leasing finanziari di A2A Rinnovabili e alcuni finanziamenti bancari di ACSM-AGAM prevedono dei covenants finanziari, come evidenziato nella tabella riportata più avanti.

Con riferimento alle linee bancarie revolving committed disponibili, la linea da 400 milioni di euro con scadenza agosto 2023, la linea bilaterale da 100 milioni di euro con scadenza febbraio 2021 e le due linee bilaterali da 50 e 150 milioni di euro, entrambe con scadenza maggio 2023, 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.

Al 30 giugno 2020 non vi è alcuna situazione di mancato rispetto dei covenants delle società del Gruppo A2A.

Gruppo A2A S.p.A. - Principali covenants finanziari al 30 giugno 2020

SOCIETÀ	LENDER	LIVELLO DI RIFERIMENTO	LIVELLO RILEVATO	DATA DI RILEVAZIONE
A2A gencogas	Intesa San Paolo	Pfn/Mezzi propri <=2 Pfn/Mol<=6	0,0 0,2	31/12/2019 31/12/2019
Linea Green	Unicredit	Debito residuo/Mezzi Propri <= 0,3	0,1	30/06/2020
RenewA24	ICCREA	ADSCR (Cash flow operativo/Canoni leasing) =>1,10	1,22	31/12/2019
I.Fotoguiglia	Leasint	ADSCR (Cash flow operativo/Canoni leasing) =>1,20	1,27	31/12/2019
ACSM-AGAM	UBI	Debt Service Coverage Ratio <=4,5 Gearing <= 1,5	1,41 0,15	31/12/2019 31/12/2019
ACSM-AGAM	Intesa San Paolo	Debt Service Coverage Ratio <= 4,35 Gearing <= 1,1	1,41 0,15	31/12/2019 31/12/2019
ACSM-AGAM	Unicredit	Debt Service Coverage Ratio <= 3,0 Gearing <= 1,0	1,41 0,15	31/12/2019 31/12/2019
Acsm Agam Reti	Cassa DDPP	Debt Service Coverage Ratio <= 4,50 Gearing <= 1,2	1,41 0,15	31/12/2019 31/12/2019

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative

alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

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del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

Analisi delle operazioni a termine e strumenti derivati

Nella rappresentazione di bilancio delle operazioni di copertura, ai fini dell'eventuale applicazione dell'hedge accounting, si procede alla verifica della rispondenza ai requisiti di compliance con il principio contabile internazionale IFRS 9.

In particolare:

• 1) operazioni definibili di copertura ai sensi dello IFRS 9: si dividono in operazioni a copertura di flussi finanziari (cash flow hedge) e operazioni a copertura del fair value di poste di bilancio (fair value hedge). Per le operazioni di cash flow hedge il risultato maturato è compreso nel Margine Operativo Lordo quando realizzato per i derivati su commodity e nella gestione finanziaria per derivati su tassi di interesse e cambio, mentre il valore prospettico è esposto a Patrimonio netto. Per le operazioni di fair value hedge gli impatti a Conto economico si registrano nell'ambito della stessa linea di bilancio;
• 2) operazioni non definibili di copertura ai sensi dello IFRS 9, si dividono fra:
• a. copertura del margine: per tutte le operazioni di copertura dei flussi di cassa o del valore di mercato in linea con politiche di rischio aziendali, il risultato maturato e il valore prospettico sono compresi nel Margine Operativo Lordo per i derivati su commodity e nella gestione finanziaria per derivati su tassi di interesse e cambio;
• b. operazioni di trading: per le operazioni su commodity il risultato maturato e il valore prospettico sono iscritti a bilancio sopra il Margine Operativo Lordo; per quelli su tassi di interesse e cambio nei proventi e oneri finanziari.

L'utilizzo dei derivati finanziari, nel Gruppo A2A, è disciplinato da un insieme coordinato di procedure (Energy Risk Policy, Deal Life Cycle) che si ispirano alla best practice di settore, ed è finalizzato a limitare il rischio di esposizione di Gruppo all'andamento dei prezzi sui mercati delle commodities di riferimento, sulla base di una strategia di gestione dei flussi di cassa (cash flow hedge).

Gli strumenti finanziari derivati sono valutati al fair value rispetto alla curva forward di mercato della data di riferimento del Bilancio qualora il sottostante del derivato sia negoziato in mercati che presentano una struttura dei prezzi a termine. In assenza di una curva forward di mercato, la valutazione al fair value è determinata sulla base di stime interne utilizzando modelli che fanno riferimento alla best practice di settore.

Nella valutazione del fair value, il Gruppo A2A utilizza la cosiddetta forma di attualizzazione continua e come discount factor il tasso di interesse per attività prive di rischio, identificato nel tasso Eonia (Euro Overnight Index Average) e rappresentato nella sua struttura a termine dalla curva OIS (Overnight Index Swap). Il fair value relativo alle coperture di flussi di cassa (cash flow hedge) ai sensi dello IFRS 9 è stato classificato in base al sottostante dei contratti derivati.

In ottemperanza a quanto disposto dal principio contabile internazionale IFRS 13, la determinazione del fair value di uno strumento finanziario OTC è effettuata prendendo in considerazione il rischio di inadempimento (non performance risk). Al fine di quantificare l'aggiustamento di fair value imputabile a tale rischio, A2A ha sviluppato, coerentemente con le best practices di mercato, un modello proprietario denominato "Bilateral Credit Value Adjustment" (bCVA), che valorizza sia le variazioni del merito creditizio della controparte che le variazioni del proprio merito creditizio.

Il bCVA è composto da due addendi, calcolati considerando la probabilità di fallimento di entrambe le controparti, ovvero il Credit Value Adjustment (CVA) ed il Debit Value Adjustment (DVA):

• il CVA è un componente negativo e contempla la probabilità che la controparte sia inadempiente e contestualmente A2A presenti un credito nei confronti della controparte;
• il DVA è un componente positivo e contempla la probabilità che A2A sia inadempiente e contestualmente la controparte presenti un credito nei confronti di A2A.

Il bCVA è calcolato quindi con riferimento all'esposizione, valutata sulla base del valore di mercato del derivato al momento del default, alla probabilità di default (PD) ed alla Loss Given Default (LGD). Quest'ultima, che rappresenta la percentuale non recuperabile del credito in caso di inadempienza, è valutata sulla base della Metodologia IRB Foundation così come esposta negli accordi di Basilea 2, mentre la PD viene valutata sulla base del Rating delle controparti (Internal Rating Based ove non disponibile) e della probabilità di default storica ad esso associata e pubblicata annualmente da Standard & Poors.

L'applicazione della suddetta metodologia non ha comportato variazioni di rilievo nelle valutazioni al fair value.

Strumenti in essere al 30 giugno 2020

A) Su tassi di interesse e su tassi di cambio

milioni di euro	Valore nozionale (a) scadenza entro un anno	Valore nozionale (a) scadenza tra 1 e 5 anni	Valore nozionale (a) scadenza oltre 5 anni	Valore Situazione patrimoniale finanziaria (b)	Effetto progressivo a Conto economico al 30 06 2020 (c)
Gestione del rischio su tassi di interesse
- a copertura di flussi di cassa ai sensi IFRS 9 (cash flow hedge)	34	64	8	(8)
- non definibili di copertura ai sensi IFRS 9
Totale derivati su tassi di interesse	34	64	8	(8)	-
Gestione del rischio su tassi di cambio
- definibili di copertura ai sensi IFRS 9 su operazioni commerciali su operazioni finanziarie			116	(3)
- non definibili di copertura ai sensi IFRS 9 su operazioni commerciali su operazioni finanziarie
Totale derivati su cambi	-	-	116	(3)	-

(a) Rappresenta la somma del valore nozionale dei contratti elementari che derivano dall'eventuale composizione dei contratti complessi.

(b) Rappresenta il credito (+) o il debito (-) netto iscritto nella Situazione patrimoniale-finanziaria a seguito della valutazione a fair value dei derivati.

(c) Rappresenta l'adeguamento a fair value dei derivati iscritto progressivamente a Conto economico dal momento della stipula del contratto fino alla data attuale.

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bilancio Criteri di

redazione Variazioni di

principi contabili internazionali

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azione Nota sui rapporti con le parti correlate

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B) Su commodity

Di seguito si riporta l'analisi dei contratti derivati su commodity non ancora scaduti alla data del presente bilancio, posti in essere al fine di gestire il rischio di oscillazione dei prezzi di mercato di commodity.

		Volume per Maturity			Fair Value
		Scadenza entro un anno	Scadenza entro due anni	Scadenza entro cinque anni	Valore Nozionale	Valore Situazione patrimoniale finanziaria (*)	Effetto progressivo a Conto economico (**)
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici	Unità di misura		Quantità			Milioni di euro
A. A copertura di flussi di cassa (cash flow hedge) ai sensi IFRS 9 di cui:						6,8	-
- Elettricità	TWh	8,3	0,3		227,3	(5,7)
- Petrolio	Bbl
- Carbone	Tonnellate
- Gas Naturale	TWh	1,8	0,4		30,1	0,3
- Gas Naturale	Milioni di metri cubi	3,3			0,9	0,3
- Cambio	Milioni di dollari
- Diritti di Emissione CO2	Tonnellate	1.739.000	963.000	91.000	64,3	11,9
B. Definibili di copertura (fair value hedge) ai sensi IFRS 9						-	-
C. Non definibili di copertura ai sensi IFRS 9 di cui:						6,1	(2,6)
C.1 Copertura del margine						(1,1 )	(1,1 )
- Elettricità	TWh
- Petrolio	Bbl
- Gas Naturale	Gradi Giorno	1.892			3,5	-	-
- Gas Naturale	Milioni di metri cubi
- Diritti di Emissione CO2	Tonnellate	339.000			8,1	(1,1)	(1,1)
- Cambio	Milioni di dollari
C.2 Operazioni di trading						7,2	(1,5)
- Elettricità	TWh	24,4	25,5	3,6	2.714,2	(3,2)	(7,4)
- Gas Naturale	TWh	157,3	48,5	12,2	3.172,0	11,0	6,0
- Diritti di Emissione CO2	Tonnellate	2.320.000			48,9	(0,6)	(0,1)
- Certificati Ambientali	MWh
- Certificati Ambientali	Tep
Totale						12,9	(2,6)

(*) Rappresenta il credito(+) o il debito(-) netto iscritto nella Situazione patrimoniale-finanziaria a seguito della valutazione a fair value dei derivati.

(**) Rappresenta l'adeguamento a fair value dei derivati iscritto progressivamente a Conto economico dal momento della stipula del contratto fino alla data attuale.

Effetti patrimoniali ed economici dell'attività in derivati al 30 giugno 2020

Effetti patrimoniali

Nel seguito sono evidenziati i saldi patrimoniali al 30 giugno 2020, inerenti la gestione dei derivati.

milioni di euro	NOTE	TOTALE
ATTIVITÀ
ATTIVITÀ NON CORRENTI		-
Altre attività non correnti - Strumenti derivati	5	-
ATTIVITÀ CORRENTI		652
Altre attività correnti - Strumenti derivati	8	652
TOTALE ATTIVO		652
PASSIVITÀ
PASSIVITÀ NON CORRENTI		11
Altre passività non correnti - Strumenti derivati	21	11
PASSIVITÀ CORRENTI		639
Debiti commerciali e altre passività correnti - Strumenti derivati	22	639
TOTALE PASSIVO		650

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Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

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Effetti economici

La tabella che segue evidenzia l'analisi dei risultati economici al 30 giugno 2020, inerenti la gestione dei derivati.

milioni di euro	Note	Realizzati nel periodo	Variazione Fair Value del periodo	Valori iscritti a Conto economico
RICAVI	26
Ricavi di vendita
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici e gestione del rischio cambio su commodity
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		1	-	1
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		22	100	122
Totale ricavi di vendita		23	100	123
COSTI OPERATIVI	27
Costi per materie prime e servizi
Gestione del rischio prezzo di prodotti energetici e gestione del rischio cambio su commodity
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		(65)	-	(65)
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		(29)	(103)	(132)
Totale costi per materie prime e servizi		(94)	(103)	(197)
Totale iscritto nel Margine operativo lordo (*)		(71)	(3)	(74)
GESTIONE FINANZIARIA	33
Proventi finanziari
Gestione del rischio su tassi di interesse e equity
Proventi su derivati
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		-	-	-
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		-	-	-
Totale		-	-	-
Totale proventi finanziari		-	-	-
Oneri finanziari
Gestione del rischio su tassi di interesse e equity
Oneri su derivati
- definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		(2)	-	(2)
- non definibili di copertura ai sensi dell'IFRS 9		-	-	-
Totale		(2)	-	(2)
Totale oneri finanziari		(2)	-	(2)
TOTALE ISCRITTO NELLA GESTIONE FINANZIARIA		(2)	-	(2)

(*) I dati non recepiscono l'effetto della cd. "net presentation" del margine di negoziazione dell'attività di trading.

Classi di strumenti finanziari

A completamento delle analisi richieste dall'IFRS 7 e dall'IFRS 13, si riportano le tipologie di strumenti finanziari presenti nelle poste di bilancio, con l'indicazione dei criteri di valutazione applicati e, nel caso di strumenti finanziari valutati a fair value, dell'esposizione (Conto economico o Patrimonio netto). Nell'ultima colonna della tabella è riportato, ove applicabile, il fair value al 30 giugno 2020 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	Valore della Situa zione pa trimoniale	Fair value al 30 06 2020 (*)
		Conto economico		Patrimonio netto	ammortiz zato	finanziaria consolidata 30 06 2020
		(1)	(2)	(3)	(4)
ATTIVITÀ
Altre attività finanziarie non correnti:
Attività finanziarie valutate a fair value di cui:
- non quotate		7				7	n.d.
- quotate						-	-
Attività finanziarie possedute sino alla scadenza						-	-
Altre attività finanziarie non correnti					23	23	23
Totale altre attività finanziarie non correnti	3					30
Altre attività non correnti	5				20	20	20
Crediti commerciali	7				1.616	1.616	1.616
Altre attività correnti	8	634	18		220	872	872
Attività finanziarie correnti	9				13	13	13
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	11				214	214	214
PASSIVITÀ
Passività finanziarie
Obbligazioni non correnti e correnti	18 e 23		116		2.472	2.588	2.588
Altre passività finanziarie non correnti e correnti	18 e 23				1.081	1.081	1.081
Altre passività non correnti	21		11		143	154	154
Debiti commerciali	22				1.086	1.086	1.086
Altre passività correnti	22	628	11		494	1.133	1.133

(*) Per crediti e debiti non relativi a contratti derivati e finanziamenti non è stato calcolato il fair value in quanto il corrispondente valore di carico nella sostanza approssima lo stesso.

(1) Attività e passività finanziarie valutate a fair value con iscrizione delle variazioni di fair value a Conto economico.

(2) Derivati di copertura (Cash Flow Hedge).

(3) Attività finanziarie disponibili per la vendita valutate al fair value con utili/perdite iscritti a Patrimonio netto.

(4) Loans & receivables e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato.

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Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività Sintesi dei risultati per settore di

attività Note illustrative alle voci della Situazione patrimoniale-

finanziaria Indebitamento

finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

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125

Gerarchia di fair value

L'IFRS 7 e l'IFRS 13 richiedono che la classificazione degli strumenti finanziari valutati al fair value sia effettuata sulla base della qualità delle fonti degli input utilizzati nella determinazione del fair value stesso.

In particolare l'IFRS 7 e l'IFRS 13 definiscono 3 livelli di fair value:

• livello 1: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è determinato sulla base di prezzi quotati (non modificati) su mercati attivi, sia Ufficiali che Over the Counter di attività o passività identiche;
• livello 2: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è determinato sulla base di input diversi da prezzi quotati di cui al livello 1, ma che per tali attività/passività, sono osservabili direttamente o indirettamente sul mercato;
• livello 3: sono classificate in tale livello le attività/passività finanziarie il cui fair value è determinato sulla base di dati di mercato non osservabili. Rientrano in questa categoria gli strumenti valutati sulla base di stime interne, effettuate con metodi proprietari sulla base delle best practices di settore.

Per la scomposizione delle attività e passività tra i diversi livelli di fair value si veda la tabella di seguito riportata "Gerarchia di fair value".

milioni di euro	NOTA	LIVELLO 1	LIVELLO 2	LIVELLO 3	TOTALE
Attività valutate a fair value	3		7		7
Altre attività non correnti	5		-		-
Altre attività correnti	8	647	1	4	652
TOTALE ATTIVITÀ		647	8	4	659
Passività finanziarie non correnti	18	116			116
Altre passività non correnti	21		11		11
Altre passività correnti	22	637		2	639
TOTALE PASSIVITÀ		753	11	2	766

Analisi di sensitività per strumenti finanziari valutati al livello 3

Come richiesto dall'IFRS 13, di seguito una tabella che evidenzia, per gli strumenti finanziari valutati al livello 3 della gerarchia, gli effetti derivanti dalla variazione dei parametri non osservabili utilizzati nella determinazione del fair value.

STRUMENTO FINANZIARIO	PARAMETRO	VARIAZIONE PARAMETRO	SENSITIVITY (MILIONI DI EURO)
Derivati su Commodity	Probabilità di Default (PD)	1%	0,00
Derivati su Commodity	Loss Given Default (LGD)	25%	0,00
Derivati su Commodity	Sottostante capacità interconnessione zonale Italia (CCC)	1%	0,05

3) Aggiornamento delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in corso

Si segnala che per le cause sotto descritte ove ritenuto necessario sono stati stanziati congrui fondi.

Si precisa che laddove non venga fatta espressa menzione della presenza di un fondo il Gruppo ha valutato il corrispondente rischio come possibile senza procedere a stanziare fondi in bilancio.

Contenziosi civili

Consorzio Eurosviluppo S.c.a.r.l./Ergosud S.p.A. + A2A S.p.A. - Tribunale Civile di Roma

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 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 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 e per i danni asseritamente subiti dal Conservificio Laratta S.r.l. per 359.000 euro.

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.

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, 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. 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. Dopo i rinvii chiesti dai periti, al 31 luglio 2014 la CTU è stata depositata presso il Tribunale. L'udienza per esame elaborato peritale si è svolta dopo rinvio in data 1° aprile 2015 ed è stata fissata al 30 novembre 2016 l'udienza di precisazione conclusioni. In tale udienza è stato ammesso il deposito del lodo emesso dalla Camera arbitrale di Milano nel marzo 2016 e sono stati fissati i termini per le memorie conclusionali e la replica prima di pervenire alla emissione della sentenza. L'udienza di precisazioni conclusioni è stata poi nuovamente fissata e rinviata più volte e da ultimo si è svolta il 31 ottobre 2018. Le parti hanno depositato le memorie nei termini assegnati; si resta pertanto in attesa di sentenza. Il Gruppo non ha stanziato alcun fondo non ritenendo probabile il rischio connesso a questa causa.

Asm Novara S.p.A. contenzioso

Il lodo

Pessina Costruzioni nel marzo 2013 ha instaurato procedura arbitrale contro A2A per far dichiarare l'inadempimento rispetto al patto parasociale sottoscritto tra i soci per la gestione della società Asm Novara e per far condannare A2A a un risarcimento danni. In data 30 giugno 2015 il collegio arbitrale, 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.

La Corte di Appello di Milano in data 23 novembre 2016 ha depositato la Sentenza 4337/16 che dichiara inammissibili ed infondate le ragioni di impugnativa del lodo depositato, con conseguente assorbimento delle richieste incidentali.

Nei termini, A2A ha notificato ricorso in Cassazione impugnando il capo della sentenza che ha rigettato il primo motivo di nullità del lodo e il capo che ha rigettato in modo unitario i capi 5, 6 e 7 relativi alla liquidazione del danno in via equitativa. Pessina Costruzioni si è costituita in giudizio rigettando tutti i motivi e chiedendo conferma della sentenza.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative

alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni

Efficacia ed esecuzione del lodo

In data 11 maggio 2016 dopo essere venuta meno la sospensione di efficacia del lodo disposta dalla Corte di Appello e ad esito di azioni esecutive, A2A ha pagato a Pessina Costruzioni 38.524.290,56 euro.

Carlo Tassara: causa per danni contro EDF e A2A S.p.A. sul riassetto di Edison

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.

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 quantificava i danni asseritamente subiti dalla Carlo Tassara in conseguenza di tali operazioni. Tuttavia, con la memoria in data 20 febbraio 2017, la Carlo Tassara ha chiesto che il giudice disponga una consulenza tecnica d'ufficio per calcolare i danni (specificando che essi dovrebbero essere quantificati nella presunta differenza fra il prezzo dell'OPA e il valore di mercato che le azioni Edison avevano in precedenza). La Carlo Tassara ha anche depositato una perizia di parte in cui tali danni sono stati quantificati complessivamente in un importo compreso tra 197 e 232 milioni di euro, importo su cui calcolare il risarcimento dovuto da ognuna delle imprese che saranno ritenute dal giudice responsabili.

Dopo plurimi rinvii giustificati anche da modifiche del giudice, in data 17 ottobre 2018, il giudice ha respinto le istanze istruttorie degli attori, fissando al 19 marzo 2019 l'udienza di precisazione conclusioni. La Società ha depositato le memorie nei termini e si resta in attesa della sentenza. Il Gruppo, avendo adempiuto a quanto previsto dalle norme in essere, non ritiene il rischio probabile per cui non ha stanziato alcun fondo.

Contenziosi penali

Inchiesta Centrale di Monfalcone (RGNR 578/11-RG Tribunale Gorizia 131/2015)

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 - erano responsabili di un traffico illecito di rifiuti speciali, della 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.

Ciò implica un danno verso il Gruppo A2A ed in particolare verso A2A Trading S.r.l. (ora A2A S.p.A.). Il paventato danno che A2A avrebbe potuto subire per mancato riconoscimento di Certificati Verdi o per richiesta di restituzione di Certificati Verdi emessi da parte del GSE ha avuto la sua composizione perché in esito al processo penale, in data 10 febbraio 2020, il GSE, a conclusione della propria istruttoria, ha comunicato il numero dei Certificati Verdi effettivamente ritirabili da A2A per gli anni 2009, 2010 e 2011 e in data 31 marzo 2020 ha pagato le conseguenti fatture.

In sede penale, dopo alcuni provvedimenti di condanna nell'ambito di riti alternativi verso alcuni degli imputati, con riconoscimento di minimi indennizzi e rifusione di spese in favore di A2A, il Tribunale di Gorizia, in data 5 aprile 2019, dopo essersi ritirato in Camera di consiglio, ha dato lettura del dispositivo della sentenza in udienza: ha assolto tutti gli imputati per ragioni di merito o per prescrizione mentre ha condannato il legale rappresentante della Friul Pellet S.r.l., per omesse forniture e per forniture di biomasse con potere calorifico minore di quello contrattualmente previsto, a 2 anni e 8 mesi di reclusione e a risarcire i danni arrecati ad A2A (da liquidarsi in separata sede). Nel mese di luglio 2019 sono state depositate le motivazioni.

Il legale rappresentante di Friul Pellet ha proposto ricorso avanti la Corte d'Appello di Trieste, tuttora in corso, e A2A ha valutato di non costituirsi in tale procedimento.

Si sottolinea che A2A è stata riconosciuta persona offesa e danneggiata. Il Tribunale ha invece stabilito che non risulta dimostrata la sussistenza dei presupposti per il riconoscimento del danno al GSE e al Ministero dell'Ambiente, non potendo questo darsi come automaticamente provato quale effetto della truffa ordita ai danni di A2A. A tale ultimo proposito si rammenta che il Gruppo non aveva stanziato alcun fondo in quanto aveva ritenuto di essere parte lesa nel procedimento e che gli effetti economici a conclusione del procedimento sarebbero stati neutri.

Ispezione Centrale Monfalcone (RNR 195/17 Procura della Repubblica di Gorizia)

Nei giorni 8 e 9 marzo 2017, su disposizione della Procura della Repubblica di Gorizia, la centrale di Monfalcone di A2A Energiefuture S.p.A. è stata oggetto di ispezione nel corso della quale sono stati effettuati rilievi e campionamenti (sul carbone in giacenza, sulle ceneri, sui residui di trattamento dei fumi, sulle emissioni dal camino) e acquisizioni documentali (sui server del sistema di monitoraggio delle emissioni, sui formulari di analisi del combustibile, ecc.). In pari data, tre dipendenti hanno ricevuto notifica di informazione di garanzia in merito ad un'indagine per i reati di cui all'art. 452 bis c.p. Inquinamento ambientale per comportamenti asseritamente tenuti fino a ottobre 2016. I dipendenti indagati hanno provveduto a nominare i difensori di fiducia.

Successivamente, tra dicembre 2017 e gennaio 2018 e poi a dicembre 2018, la Procura di Gorizia ha proceduto all'acquisizione di ulteriore documentazione presso la centrale.

Il procedimento è tuttora nella fase delle indagini preliminari ed occorrerà attendere gli esiti degli accertamenti disposti dalla Procura di Gorizia che ha richiesto una proroga dei termini per le indagini.

Allo stato non è stato, infatti, notificato alcun ulteriore provvedimento da parte della Procura.

Procura di Brescia – GIP di Brescia. Procedimento penale n. 25597/14 RGNR relativo alla ipotizzata "gestione abusiva di rifiuti speciali non pericolosi" da parte di A2A Ambiente S.p.A.

L'11 luglio 2017, nell'ambito di una indagine riguardante 33 persone fisiche e 14 diverse persone giuridiche, è stato notificato a un dipendente di A2A Ambiente S.p.A. avviso di garanzia per indagini per il reato di cui agli artt. 110, 81 c.p. e 260 D.Lgs. 152/2006 (traffico illecito di rifiuti in concorso) per comportamento asseritamente tenuto negli anni 2014 e 2015.

Successivamente, in data 23 settembre 2017 è stato notificato ad A2A Ambiente decreto di fissazione di udienza ai sensi del D.Lgs. 231/01 per decidere sulla richiesta, formulata dal PM, di applicazione

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di principi contabili

internazionali Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della

Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per

azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni di misure cautelari consistenti nel sequestro di beni per un ammontare complessivo di circa 583.000 euro (considerato quale "profitto del reato") e nella interdizione temporanea dall'esercizio dell'attività. A2A Ambiente infatti doveva rispondere per responsabilità amministrativa ai sensi del D.Lgs. 231/01.

Dopo le udienze del 9 ottobre 2017 e 13 novembre 2017, con provvedimento in data 27 dicembre 2017, depositato in cancelleria il successivo 28 dicembre, il GIP di Brescia non ha ritenuto sussistenti i presupposti che giustificassero l'adozione di misure cautelari nei confronti di A2A Ambiente ed ha dunque rigettato la richiesta della Procura.

In particolare il GIP ha osservato che A2A Ambiente è da tempo dotata di un articolato modello organizzativo "sulla cui adeguatezza lo stesso Pubblico Ministero non ha formulato specifici rilievi, essendosi limitato a constatare che il dipendente avrebbe operato eludendo i controlli predisposti, circostanza che tuttavia non vale di per sé sola a dimostrare la responsabilità amministrativa dell'ente".

Il GIP ha altresì sottolineato che lo stesso PM ha riscontrato che A2A Ambiente ha rimodulato, in epoca successiva ai fatti, il proprio MOG al fine di meglio prevenire la commissione di illeciti ambientali ed ha ritenuto questa circostanza da valutarsi in modo positivo ai fini del giudicare, così come ha sottolineato che dalle indagini non è emerso alcun concreto vantaggio per A2A Ambiente.

Al dipendente indagato è stato notificato avviso di conclusione delle indagini nonché avviso di fissazione di udienza preliminare. Il GIP ha accolto la richiesta della procura e ha disposto l'archiviazione del procedimento nei confronti di A2A Ambiente.

Nel medesimo procedimento sono stati coinvolti un dipendente e due ex dipendenti di Linea Ambiente/LGH e la stessa Linea Ambiente S.r.l.. Anche in tal caso, ad un dipendente è stato notificato avviso di conclusione delle indagini e avviso di fissazione di udienza preliminare e il GIP ha accolto la richiesta della Procura e disposto l'archiviazione sia nei confronti di Linea Ambiente che degli ex dipendenti.

L'udienza preliminare, fissata inizialmente al 19 marzo 2020 è stata poi differita al 17 settembre 2020 per l'emergenza sanitaria. Il procedimento, a questo punto, dopo la definitiva archiviazione delle posizioni di A2A Ambiente, Linea Ambiente e dei due ex dipendenti di quest'ultima, riguarda, per quanto d'interesse, le posizioni di un addetto commerciale di A2A Ambiente e di uno di Linea Ambiente.

Tribunale di Taranto – Procedimento penale RGNR 2785/18 – N. 5400/19 R.G. Resp. Amm.

In data 14 marzo 2019, un dipendente di A2A Ambiente S.p.A., distaccato in Linea Ambiente S.r.l. con funzioni di Direttore Operativo della società, è stato sottoposto alla misura della custodia cautelare in carcere nell'ambito di indagini in merito ai reati di cui agli artt. 319 e 321 c.p. con riferimento ad una ipotesi di corruzione connessa al rilascio della Determina dirigenziale n. 45 del 5 aprile 2018 da parte della Provincia di Taranto per l'ottimizzazione orografica della discarica di Grottaglie di Linea Ambiente S.r.l..

Con provvedimento del 1° agosto 2019 il Tribunale di Taranto – Ufficio del Giudice delle Indagini Preliminari – su richiesta della Procura, ha disposto il giudizio immediato, cioè senza lo svolgimento dell'udienza preliminare, nei confronti degli imputati soggetti a custodia cautelare, tra i quali il dipendente di A2A Ambiente, nei cui confronti è stata sostituita la misura della custodia cautelare in carcere con gli arresti domiciliari e, successivamente, con l'obbligo di dimora nel comune di residenza, fissando allo scopo la prima udienza del 4 novembre 2019. Tale processo è attualmente nella fase dell'istruttoria dibattimentale.

In data 7 maggio 2020 la Guardia di Finanza ha notificato a Linea Ambiente decreto di sequestro preventivo emesso dal GIP di Taranto in data 12 marzo 2020 nell'ambito dei procedimenti n. 2785/18 R.G.N.R. e 5400/19 R.G. Resp. Amm., nonché atto di esecuzione di sequestro preventivo ex art. 53 D.Lgs. 231/01, valevole anche quale informazione di garanzia ex art. 369 c.p.p..

Con tale ultimo atto, per la prima volta Linea Ambiente è stata informata dell'esistenza del Procedimento penale n. 5400/19 R.G. Resp. Amm. degli Enti per i reati di corruzione di cui all'art. 25 comma 2 D.Lgs. 231/01. Tale procedimento è ancora in fase di indagini preliminari, già prorogate.

Quanto al sequestro preventivo, questo è stato disposto fino alla concorrenza di 26.273.298 euro (pari al supposto profitto del reato). In data 13 maggio 2020 è stata notificata la nomina di un amministratore giudiziario dei beni posti sotto sequestro, tra cui sono comprese quote societarie e crediti.

In data 21 maggio 2020 Linea Ambiente ha proposto istanza di riesame, discussa nella Camera di Consiglio del 9 giugno 2020. Le istanze cautelari sono state confermate. Si attende il deposito delle motivazioni.

In data 11 giugno 2020 è stato notificato decreto di dissequestro delle quote di Linea Ambiente.

Allo stato attuale, la società ritiene il rischio di confisca possibile e non ha appostato fondo di importo pari al sequestro in considerazione di plurimi fattori concomitanti quali I) la fase ancora preliminare del Procedimento n. 5400/19 R.G. Resp. Amm.; II) l'esorbitanza della somma determinata nel decreto di sequestro preventivo quale profitto derivante dall'ipotetico reato presupposto rispetto a quella allo stato ritenuta possibile oggetto di un futuro effettivo provvedimento di confisca; III) l'indeterminabilità del momento, comunque considerevolmente lontano nel tempo, in cui lo stesso potrà essere disposto, a condizioni ad ogni modo ben presenti alla Società (definitività delle eventuali sentenze di condanna).

Procura di Milano – Procedimento penale n. 33490/16 R.G.N.R.

In data 7 maggio 2019 i carabinieri del nucleo investigativo di Monza si sono presentati presso la sede di Amsa S.p.A. per notificare un ordine di esibizione di atti e documenti emesso dalla Procura di Milano, relativo alla documentazione concernente tre gare bandite da Amsa S.p.A. nel 2017-2018, nonché alle forniture alla stessa effettuate da uno specifico fornitore. In relazione a tale procedimento sono stati indagati il Responsabile Operativo della società ed altri dipendenti oltre a tre componenti di una commissione giudicatrice di gara bandita da Amsa S.p.A..

Nessuna contestazione in base alla normativa sulla responsabilità amministrativa delle persone giuridiche è stata sollevata nei confronti di Amsa S.p.A. che si ritiene "persona offesa" e che, infatti, ha proceduto a depositare costituzione di persona offesa in Procura a mezzo di un legale di fiducia.

In data 23 dicembre 2019 al difensore di Amsa – quale "parte offesa" – è stato notificato avviso di fissazione dell'udienza preliminare per il 17 febbraio 2020. In esito a tale udienza il Giudice per le indagini preliminari ha rinviato l'udienza al 25 maggio 2020 fissando un calendario provvisorio per la prosecuzione. Nel provvedimento in questione non sono contemplati i componenti della commissione di gara per i quali si attende richiesta di archiviazione. Amsa e A2A Calore & Servizi, quest'ultima in quanto è risultata essere parte offesa nell'ambito dello stesso procedimento in relazione ad accordi presi in suo danno da alcune società concorrenti alle gare di posa del teleriscaldamento, tendenti ad alterare la libera concorrenza, si sono costituite parte civili.

Il processo è stato rinviato all'udienza del 12 novembre 2020.

Procura di Lecce – Procedimento penale n. 6369/2019 R.G.N.R.

Il 26 febbraio 2020 si è presentata presso la sede di Rovato di Linea Ambiente S.r.l. la Guardia di Finanza di Brescia per eseguire il "Decreto di perquisizione e sequestro" emesso, in data 5 febbraio 2020, dalla Procura di Lecce (P.M. dott.ssa Mignone) in relazione al Procedimento penale n. 6369/2019 R.G.N.R..

La Guardia di Finanza ha quindi acquisito la copia del Modello Organizzativo della società e gli atti ed i documenti inerenti i flussi informativi destinati all'Organismo di Vigilanza di Linea Ambiente S.r.l. dal novembre 2014 al mese di gennaio 2019.

Il procedimento penale è stato iscritto nei confronti della società Linea Ambiente S.r.l. e del legale rappresentante pro tempore per i reati di cui agli artt. 452 quaterdecies c.p. (attività organizzate per il traffico illecito di rifiuti) e 256, commi 1 e 3 del D.Lgs. 152/2006 (rispettivamente attività di raccolta, trasporto e smaltimento di rifiuti in mancanza della prescritta autorizzazione/iscrizione e realizzazione e gestione di discarica non autorizzata) da cui deriva la responsabilità amministrativa della società ai sensi degli artt. 24 e 25 undecies del D.Lgs. 231/2001 e ciò – si legge nel detto provvedimento – "per avere, con più operazioni e attraverso l'allestimento di mezzi e attività continuative ed organizzate, gestito e smaltito illecitamente ingenti quantitativi di rifiuti urbani, realizzando una discarica abusiva, al fine di conseguire un ingiusto profitto". Tali ipotizzati illeciti sarebbero stati commessi in "Roma e Grottaglie dal 1° novembre 2014 al 28 gennaio 2019 con permanenza".

Unitamente al "Decreto di perquisizione e sequestro" la Guardia di Finanza ha notificato alla società "Informazione di Garanzia e sul diritto di difesa", dalla quale emerge che nell'ambito dello stesso procedimento è stata iscritta con le medesime ipotesi anche la società AMA S.p.A. di Roma, "proprietaria degli impianti TMB Rocca Cencia e Salario in Roma".

La società è stata informata che persone fisiche riconducibili alle funzioni di legali rappresentanti o amministratori di Linea Ambiente S.r.l. e di AMA S.p.A. nel periodo di interesse abbiano ricevuto richiesta di proroga delle indagini preliminari nel medesimo procedimento.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di bilancio

Criteri di redazione Variazioni di principi contabili

internazionali Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative

alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto

economico Risultato per

azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n.

DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

Indagine relativa ai contratti di servizio di EPCG

A2A S.p.A. ha acquisito la partecipazione 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 - sino al 30 giugno 2017 - l'Executive Director (CEO) e gli Executive Manager.

Nell'ambito della gestione di EPCG da parte di A2A S.p.A., 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. 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 venne 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 le società del Gruppo A2A - i quali, pur beneficiando della succitata esenzione, avrebbero necessitato dell'approvazione del Consiglio di Amministrazione di EPCG - non sarebbero stati esplicitamente approvati da tale organo, 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, 2015, 2016 e per il 1° semestre 2017, 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, sono stati contestati taluni servizi di consulenza, relativi al periodo 2011 e 2012 e 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.

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 italiano 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. L'accusa concerne una ipotesi di abuso d'ufficio nella gestione dei contratti di servizi stipulati dalla stessa EPCG, e riguarda anche altri due manager italiani distaccati da A2A in EPCG nel periodo 2010-2012, nonché l'ex condirettore generale pro tempore di A2A, che sottoscrisse i contratti di servizi. In data 6 maggio 2016 l'ex CFO è stato liberato dietro versamento di una cauzione e il sequestro del passaporto. In data 7 dicembre 2016 ha potuto riavere il passaporto e fare ritorno in Italia. Tenuto conto del fatto che in Montenegro esiste una legge sulla responsabilità delle persone giuridiche per i reati commessi dai loro manager nell'interesse delle stesse, la società ha inoltre monitorato l'eventualità di una estensione delle indagini ad A2A S.p.A.. Al 30 giugno 2017 non risultava che si fosse verificato tale evento, ma nelle settimane successive è emerso da notizie di stampa in Montenegro, e da ultimo con la notifica avvenuta a Podgorica in data 25 luglio 2017, nelle mani del difensore all'uopo nominato da A2A, che le azioni detenute da A2A in EPCG sono state fatte oggetto di un provvedimento cautelare di sequestro. Detto provvedimento cautelare è stato impugnato giudizialmente da A2A S.p.A., ottenendone la completa revoca in data 29 settembre 2017. Dal provvedimento cautelare si è altresì avuta evidenza che il procedimento in questione è stato esteso anche ad A2A in data 3 luglio 2017. Successivamente, a seguito di un accordo di natura civile/commerciale sottoscritto da A2A il 23 ottobre 2017 con EPCG, e dalla delibera assunta da quest'ultima il 17 novembre 2017 di non costituirsi parte lesa nel procedimento penale, non ravvisando la sussistenza di alcun pregiudizio a proprio danno, lo Special State Prosecutor ha disposto in data 28 dicembre 2017 il ritiro delle accuse e dunque l'archiviazione del procedimento nei confronti di A2A S.p.A. così come nei confronti di tre funzionari montenegrini originariamente indagati al pari dei manager italiani.

Nelle more del passaggio alla fase dibattimentale del procedimento nei confronti delle persone fisiche rimaste indagate, la Corte di Podgorica ha notificato alle stesse, il 13 dicembre 2019, il nulla osta al trasferimento del procedimento alla giurisdizione italiana. Si è pertanto ora in attesa dell'assunzione del caso da parte dei competenti organi italiani, all'atto della quale si realizzerà la definitiva estinzione del procedimento in Montenegro.

Sulla base delle valutazioni effettuate, di quanto precede e delle informazioni ad oggi disponibili, A2A ritiene che il rischio di potenziali sanzioni applicabili e/o di azioni risarcitorie o di manleva, possa essere valutato come "remoto". Allo stato degli atti e per gli stessi motivi qui esposti risulta inoltre impossibile quantificare in termini certi 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.

Contenziosi Amministrativi

Vertenze canoni per derivazione acqua pubblica

Derivazioni di acqua pubblica per la produzione di energia idroelettrica in Lombardia

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 lombarde già giunte a scadenza 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. Detto canone aggiuntivo è imposto retroattivamente sin dalla scadenza originaria di ciascuna concessione; pertanto, per le concessioni di Grosotto, Lovero e Stazzona decorrerebbe dal 1° gennaio 2011, per la concessione di Premadio 1 dal 29 luglio 2013 e per la concessione di Grosio dal 15 novembre 2016.

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, i provvedimenti connessi e conseguenti che, in relazione alle singole concessioni, ne hanno disciplinato le condizioni per la prosecuzione temporanea imponendo, a fronte della possibilità di continuare l'esercizio della concessione dopo la sua scadenza, la corresponsione da parte del concessionario del predetto "canone aggiuntivo" nonché la D.G.R. 7693-2018 e i provvedimenti conseguenti che hanno ribadito la previsione dell'applicazione di un canone aggiuntivo sino al 2020 e, ove previste, la revoca della esenzione di quota parte del canone demaniale.

Con Sentenza n. 65/2020, il TSAP ha respinto il ricorso promosso da A2A in relazione alle delibere con cui la Regione Lombardia ha disciplinato la prosecuzione temporanea della concessione di Grosotto, Lovero e Stazzona, con ciò inducendo A2A ad una prudente valutazione dei rimedi esperibili presso le sedi competenti.

Le disposizioni delle Regioni in materia di prosecuzione temporanea delle concessioni scadute o in scadenza potrebbero, a partire dal 2019, trovare legittimazione nelle previsioni introdotte dalla Legge di conversione n. 12/2019 del D.L. n. 135/2018 la cui compatibilità costituzionale è tuttavia controversa. A quest'ultimo proposito, va evidenziato che A2A e Linea Green hanno da ultimo promosso innanzi al TSAP l'annullamento della D.D.G. n. 10544/2019, con cui la Regione Lombardia ha provveduto ad accertare e determinare gli importi asseritamente dovuti dai concessionari a titolo di canone aggiuntivo anche per l'anno 2019 e con tale ricorso hanno, inoltre, proposto il rinvio alla Corte Costituzionale di questione di legittimità costituzionale in relazione alle citate previsioni introdotte dalla legge di conversione del D.L. Semplificazioni in merito alle concessioni idroelettriche.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di redazione Variazioni di principi contabili

internazionali Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività Note illustrative alle voci della Situazione

patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed

impegni con terzi Altre informazioni Per i contenziosi relativi ai canoni di derivazione di acqua pubblica la società ha stanziato alla data odierna fondi rischi per l'importo complessivo di circa 47 milioni di euro pari all'intera pretesa delle controparti a valere dalla scadenza delle singole concessioni sino al 30 giugno 2020.

2i Rete Gas S.r.l./Unareti - gara servizio distribuzione gas Atem Milano 1

Nel 2018, 2i Rete Gas S.r.l. ha notificato al TAR Milano ricorso contro il provvedimento di aggiudicazione del servizio di distribuzione del gas disposto dal Comune di Milano a favore di Unareti S.p.A., chiedendo la sospensione cautelare del provvedimento di aggiudicazione e formulando istanza istruttoria, preannunciando riserva di notifica di motivi aggiunti in esito alla soddisfazione dell'istanza di accesso agli atti. Dopo la consegna della parte dei documenti di offerta non coperta da omissis, 2i Rete Gas S.r.l. ha notificato motivi aggiunti e ha meglio dettagliato alcuni dei motivi di illegittimità del provvedimento già enunciati nel ricorso iniziale. Le istanze istruttorie sono state rigettate dal Consiglio di Stato. I vizi dell'aggiudicazione lamentati potevano essere catalogati sotto tre categorie di argomenti: motivi di esclusione di Unareti S.p.A., motivi di rifacimento della commissione e motivi di ridefinizione della graduatoria. Unareti S.p.A. nei termini ha notificato ricorso incidentale in cui 2i Rete Gas S.r.l. si è costituita argomentando ulteriori criticità del procedimento.

Dopo la Camera di Consiglio del 22 novembre 2018, in cui su richiesta congiunta delle parti il TAR ha rinviato all'udienza di merito, successivamente fissata al 21 novembre 2019, il TAR ha emesso la Sentenza n. 2598 in data 5 dicembre 2019 con cui ha accolto tre motivi del ricorso di 2i Rete Gas S.r.l. e un motivo del ricorso incidentale proposto da Unareti S.p.A. e ha disposto l'annullamento dell'aggiudicazione, salvo provvedimenti dell'Amministrazione.

2i Rete Gas S.r.l. ha notificato la sentenza in data 17 gennaio 2020 e tutte le parti hanno notificato il ricorso in appello al Consiglio di Stato; 2i Rete Gas S.r.l. e Unareti hanno riproposto in appello i motivi assorbiti e non esaminati in primo grado. Il Comune e 2i Rete Gas S.r.l. hanno chiesto anche sospensione cautelare della sentenza, poi rinunciata; pertanto, a seguito della Camera di Consiglio fissata al 2 aprile, tutti e tre gli appelli sono stati discussi all'unica udienza di merito fissata al 9 luglio 2020.

Acsm Agam Ambiente S.r.l. c/Comune di Varese in merito alla riorganizzazione del servizio di igiene urbana

Acsm Agam Ambiente S.r.l. (beneficiaria per effetto delle operazioni straordinarie dell'affidamento del servizio di igiene urbana nel comune di Varese assentito ad Aspem S.p.A. nel 1999 e fino al 31 dicembre 2030) ha proposto ricorso avanti il TAR Milano, integrato con successivi motivi aggiunti, contro i numerosi atti comunali che hanno accertato l'intervenuta cessazione al 31 dicembre 2018 dell'affidamento e che hanno disposto l'indizione della gara per il servizio di igiene urbana nel Comune di Varese. Il ricorso è stato discusso in data 20 giugno 2019 e il TAR il 16 luglio 2019 ha depositato Sentenza n. 1633 che rigetta il quarto motivo di ricorso introdotto da Acsm Agam Ambiente S.r.l. (anticipata scadenza al 31 dicembre 2018) ed afferma la carenza di interesse della società in merito ai motivi di ricorso legati agli atti di gara, dato che il loro eventuale accoglimento non determinerebbe reviviscenza dell'affidamento del servizio cessato al 31 dicembre 2018. La società ha notificato ricorso in appello al Consiglio di Stato per chiedere la caducazione della sentenza perché questa si è limitata ad accogliere le tesi del Comune, che la società non condivide. L'udienza di merito, inizialmente fissata al 26 marzo 2020, è stata poi rinviata al 2 luglio 2020, a seguito della quale il Consiglio di Stato ha trattenuto la causa in decisione; in data 10 luglio, su richiesta del Comune di Varese, il Consiglio di Stato ha depositato il solo dispositivo di sentenza e in data 21 luglio ha illustrato le motivazioni del rigetto del ricorso.

Nel frattempo, il servizio è gestito dalla società per effetto di una proroga prima disposta sino al 30 settembre 2019 e successivamente estesa. Acsm Agam Ambiente S.r.l., senza prestare acquiescenza, ha partecipato alla gara bandita dal Comune per assegnare il servizio e ha impugnato al TAR Milano il provvedimento di aggiudicazione definitiva che la vede classificata al terzo posto in graduatoria; l'udienza di merito, inizialmente fissata al 20 maggio 2020, è stata rinviata al 22 dicembre 2020 per disporre della sentenza del Consiglio di Stato in merito alla legittimità della gara.

Giudizi sull'operazione di integrazione tra A2A e AEB S.p.A.

Con due iniziali ricorsi muniti di istanza cautelare (R.G. 971/2020 presentato da CST Centro Servizi Termici, Decabo S.r.l. e dal consigliere regionale della Lombardia Marco Fumagalli; R.G. 983/2020 presentato dal consigliere comunale di Seregno Tiziano Mariani) depositati al TAR Milano, è stata impugnata la Delibera del Consiglio comunale di Seregno che ha approvato l'operazione di integrazione tra A2A e AEB.

A seguito della Camera di Consiglio del 24 giugno 2020, con le Ordinanze n. 868/2020 e n. 869/2020, il TAR ha accolto le istanze cautelari presentate dai ricorrenti e ha sospeso l'efficacia della Delibera del Consiglio comunale di Seregno, fissando l'udienza di merito al 2 dicembre 2020. Il TAR, nonostante la fase cautelare, non ha apprezzato le questioni pregiudiziali e riferite al pericolo e ha effettuato un sommario apprezzamento sugli asseriti vizi dell'operazione rappresentati dai ricorrenti; in esito a tale disanima ha ritenuto che l'operazione violi le norme sulle società pubbliche perché sussisterebbero condizioni di applicazione di procedure ad evidenza pubblica.

Successivamente è stato depositato un terzo ricorso (R.G. 1095/2020 presentato da Idrotech ed Eco Term S.r.l.s.), per il quale è fissata la Camera di Consiglio del 15 luglio 2020 in esito alla quale anche per tale ricorso è stata fissata l'udienza al 2 dicembre 2020.

A2A, il Comune di Seregno e AEB hanno promosso separati appelli cautelari avanti il Consiglio di Stato al fine di ottenere l'annullamento e/o la riforma delle ordinanze. La Camera di Consiglio in sede cautelare è stata fissata al 27 agosto 2020.

* * *

In merito allo stato dei principali contenziosi fiscali si segnala quanto segue:

A2A gencogas S.p.A. (già Abruzzoenergia S.p.A.) - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per i periodi di imposta 2014 e 2015

Il 19 gennaio 2016 la Guardia di Finanza – Nucleo Polizia Tributaria di Chieti – ha aperto nei confronti della società A2A gencogas S.p.A. (già 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 2016. La società ha presentato osservazioni al processo verbale di constatazione elevato dai verificatori. Nel mese di dicembre 2016, l'Agenzia delle Entrate di Chieti ha notificato avvisi di accertamento ai fini IRES, IRAP e IVA per gli anni 2011 e 2012 e, nel mese di agosto 2017, ha notificato gli avvisi di accertamento ai fini IRES, IRAP e IVA per gli anni 2013 e 2014. La società ha proposto tempestivo ricorso avverso tutti gli atti notificati. La Commissione Tributaria Provinciale di Chieti e la CTR di Pescara hanno emesso sentenze sfavorevoli per IRES e IRAP. I ricorsi avverso gli avvisi di accertamento IVA per gli anni 2011- 2014 sono stati respinti dalla CTP di Chieti e accolti dalla CTR di Pescara. L'8 maggio 2019 la società ha proposto ricorso per Cassazione per IRES 2011 e 2012. Nel mese di febbraio 2020 la società ha proposto ricorso per Cassazione per IRES 2013 e 2014 e IRAP 2011-2014 e controricorso per Cassazione per IVA 2011 e 2012. Il 5 maggio 2020, la società ha presentato controricorso per Cassazione per IVA 2013-2014. È stato iscritto un fondo rischi di 2 milioni di euro.

A2A S.p.A. – Imposta di registro conferimento ramo d'azienda e cessione partecipazione Chi.na.co. S.r.l.

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, che in data 28 settembre 2016, ha proposto ricorso. La Commissione Tributaria Provinciale di Milano ha respinto il ricorso con sentenza depositata il 7 luglio 2017. La società acquirente il 13 febbraio 2018 ha proposto appello, respinto dalla CTR di Milano. La società, in data 8 aprile 2019, ha proposto ricorso per Cassazione. Il 21 febbraio 2020 l'Ufficio ha notificato controricorso e ricorso incidentale per Cassazione. Il fondo rischi iscritto per 1,4 milioni di euro è stato interamente utilizzato per il pagamento delle somme richieste con l'avviso di liquidazione.

A2A Ambiente S.p.A. (già Aprica S.p.A.) - Verifica tecnica termovalorizzatore di Brescia

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. Con sentenza del 6 giugno

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione finanziaria

semestrale Schemi di

bilancio Criteri di redazione Variazioni di

principi contabili internazionali Area di

consolidamento Criteri e

procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione Consob n. DEM/6064293

del 28 luglio 2006 Garanzie ed impegni con terzi

Altre informazioni

2016 la Commissione Tributaria Regionale ha accolto parzialmente le ragioni della società. L'Ufficio ha proposto ricorso per Cassazione e la società ha resistito con controricorso e ricorso incidentale notificato il 20 febbraio 2017. La Corte di Cassazione ha rinviato il giudizio in Commissione Tributaria Regionale e la società, in data 8 giugno 2020, ha proposto ricorso in riassunzione. 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.

A2A S.p.A. (incorporante di AMSA Holding S.p.A.) - Avvisi di accertamento ai fini IVA per i periodi di imposta dal 2001 al 2005

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. (ora A2A S.p.A.), il 9 novembre 2012, ha proposto controricorso. All'udienza di trattazione del 12 dicembre 2018 la società ha chiesto la sospensione del giudizio per valutare la definizione agevolata della controversia. Il 24 maggio 2019, la società ha presentato domanda di definizione agevolata delle controversie fiscali pendenti chiudendo definitivamente la pretesa tributaria.

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. L'udienza di trattazione si è tenuta il 12 dicembre 2018 con accoglimento del ricorso e cassato la sentenza con rinvio alla CTR. Il 23 dicembre 2019 la società ha presentato ricorso per riassunzione in CTR e ricorso per revocazione in Cassazione. 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.

Non sono iscritti fondi rischi.

A2A Ciclo Idrico S.p.A. – Avvisi di accertamento IMU Comune di Montichiari per gli anni 2013-2018

Il 4 dicembre 2019 il Comune di Montichiari (BS) ha notificato avvisi di accertamento ai fini IMU per gli anni dal 2013 al 2018 relativamente all'impianto di depurazione che insiste sul territorio del medesimo Comune. Il 29 gennaio 2020 la società ha proposto ricorso in Commissione Tributaria Provinciale. È stato iscritto un fondo rischi di 0,7 milioni di euro.

A2A Energia S.p.A. incorporante di Linea Più S.p.A. - Verifica generale IRES/IRAP/IVA per i periodi di imposta 2013 e 2014

Il 17 settembre 2019 la Direzione Regionale della Lombardia – Settore Soggetti di rilevanti dimensioni Ufficio Grandi Contribuenti – ha aperto nei confronti della società A2A Energia S.p.A. (incorporante di Linea Più S.p.A.) una verifica generale ai fini IRES, IRAP e IVA per i periodi di imposta 2013 e 2014. La verifica si è conclusa il 22 ottobre 2019. Il 24 dicembre 2019 la Direzione Regionale della Lombardia ha notificato avvisi di accertamento ai fini IRES, IRAP e IVA per i periodi di imposta verificati. La società sta valutando le azioni conseguenti. È stato iscritto un fondo rischi di 10,3 milioni di euro.

A2A Ambiente S.p.A. - Verifica Tassa sulle Emissioni di anidride solforosa e ossidi di azoto SO2 NOx per i periodi di imposta 2014 e 2019

Il 24 ottobre 2019 l'Agenzia delle Dogane di Napoli 2 – Reparto Verifiche e Controlli Settore Accise – ha aperto nei confronti della società A2A Ambiente S.p.A. una verifica tecnica amministrativa, a carico del Termovalorizzatore di Acerra, volta al recupero della Tassa sulle Emissioni di anidride solforosa e ossidi di azoto per gli anni 2014-2019. La verifica si è conclusa il 27 febbraio 2020. Il 24 aprile 2020 la società ha presentato le proprie osservazioni al Processo Verbale redatto dai verificatori. Non sono iscritti fondi rischi.

* * *

Raccomandazione Consob n. 61493 del 18 luglio 2013

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 il primo semestre 2020 gli investimenti inerenti tale settore sono stati marginali e dovuti all'ordinaria manutenzione.

* * *

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.

4 Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

Informazioni di carattere generale Relazione

finanziaria semestrale Schemi di

bilancio

Criteri di redazione

Variazioni di principi contabili internazionali

Area di consolidamento

Criteri e procedure di consolidamento

Stagionalità dell'attività

Sintesi dei risultati per settore di attività

Note illustrative alle voci della Situazione patrimonialefinanziaria

Indebitamento finanziario netto

Note illustrative alle voci di Conto economico

Risultato per azione

Nota sui rapporti con le parti correlate Comunicazione

Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006

Garanzie ed impegni con terzi Altre informazioni

5

Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1 - Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

Immobilizzazioni materiali	VALORE	PRIMI	VARIAZIONI DEL PERIODO
milioni di euro	RESIDUO AL 31 12 2019	CONSOLIDAMENTI	INVESTIMENTI	VARIAZIONI DI CATEGORIA
Terreni	112	1
Fabbricati	594	10	3	1
Impianti e macchinari	3.591	74	56	41
Attrezzature industriali e commerciali	45		4
Altri beni	127		4	3
Discariche	28			2
Immobilizzazioni in corso ed acconti	131	1	66	(47)
Migliorie beni di terzi	101		6	1
Attività per diritti d'uso	140
Totale immobilizzazioni materiali	4.869	86	139	1

Immobilizzazioni materiali	VALORE	PRIMO		VARIAZIONI DEL PERIODO
milioni di euro	RESIDUO AL 31 12 2018	CONSOLID. ACQUISIZIONI 2019	INVESTIMENTI	VARIAZIONI DI CATEGORIA
Terreni	116
Fabbricati	590		3	5
Impianti e macchinari	3.460	2	62	5
Attrezzature industriali e commerciali	38		5
Altri beni	120		7	9
Discariche	66			1
Immobilizzazioni in corso ed acconti	85		65	(20)
Migliorie beni di terzi	91		9
Attività per diritti d'uso	54
Totale immobilizzazioni materiali	4.620	2	151	-

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

2. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali

3. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

4. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

5. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

VALORE				VARIAZIONI DEL PERIODO
RESIDUO AL 30 06 2020	TOTALE VARIAZIONI	AMMORTAMENTI	SVALUTAZIONI	SMOBILIZZI/ CESSIONI		RICLASSIFICAZIONI/ ALTRE VARIAZIONI
	DEL PERIODO			FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO	FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO
112	(1)						(1)
592	(12)	(16)
3.625	(40)	(140)		1	(2)	(10)	14
45	-	(4)
119	(8)	(15)		2	(2)
29	1	(1)
150	18						(1)
100	(1)	(8)
137	(3)	(14)				2	9
4.909	(46)	(198)	-	3	(4)	(8)	21

VALORE				VARIAZIONI DEL PERIODO
RESIDUO AL 30 06 2019	TOTALE VARIAZIONI	AMMORTAMENTI	SVALUTAZIONI	SMOBILIZZI/ CESSIONI		RICLASSIFICAZIONI/ ALTRE VARIAZIONI
	DEL PERIODO			FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO	FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO
116
582	(8)	(16)
3.407	(55)	(130)		8	(9)	(1)	10
39	1	(4)
121	1	(14)		3	(3)		(1)
69	3	(2)					4
129	44						(1)
	2	(7)
162	108	(13)					121
4.718	96	(186)	-	11	(12)	(1)	133

2 - Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali

Immobilizzazioni immateriali	VALORE	PRIMI		VARIAZIONI DEL PERIODO
milioni di euro	RESIDUO AL 31 12 2019	CONSOLIDAMENTI	INVESTIMENTI	VARIAZIONI
				DI CATEGORIA
Diritti di brevetto industriale e ut.op.dell'ingegno	31		5	8
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1.616		73	3
Avviamento	374
Immobilizzazioni in corso	62		31	(12)
Altre immobilizzazioni immateriali	296	11	2
Totale immobilizzazioni immateriali	2.379	11	111	(1)

Immobilizzazioni immateriali	VALORE	PRIMO		VARIAZIONI DEL PERIODO
milioni di euro	RESIDUO AL 31 12 2018	CONSOLID. ACQUISIZIONI	INVESTIMENTI	VARIAZIONI
		2019		DI CATEGORIA
Diritti di brevetto industriale e ut.op.dell'ingegno	24		3	1
Concessioni, licenze, marchi e diritti simili	1.502		68	5
Avviamento	444
Immobilizzazioni in corso	44		30	(6)
Altre immobilizzazioni immateriali	288
Totale immobilizzazioni immateriali	2.302	-	101	-

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1 Prospetti contabili consolidati 2 Prospetti 1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni

3 Note illustrative alla Relazione finanziaria 3. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

immateriali

annuale consolidata 4 Allegati alle Note illustrative alla Relazione 4. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

finanziaria annuale consolidata 5. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

VALORE				VARIAZIONI DEL PERIODO
RESIDUO AL 30 06 2020	TOTALE VARIAZIONI	AMMORTAMENTI	SVALUTAZIONI	SMOBILIZZI/ CESSIONI		RICLASSIFICAZIONI/ ALTRE VARIAZIONI
	DEL PERIODO			FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO	FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO
35	4	(9)
1.643	27	(45)		8	(11)		(1)
374	-
81	19
316	9	(12)					19
2.449	59	(66)	-	8	(11)	-	18

VALORE PRIMO VARIAZIONI DEL PERIODO				VARIAZIONI DEL PERIODO				VALORE
RESIDUO CONSOLID. AL 31 12 2018 ACQUISIZIONI INVESTIMENTI VARIAZIONI 2019 DI CATEGORIA		RICLASSIFICAZIONI/ ALTRE VARIAZIONI		SMOBILIZZI/ CESSIONI	SVALUTAZIONI	AMMORTAMENTI	TOTALE VARIAZIONI	RESIDUO AL 30 06 2019
	VALORE LORDO	FONDO AMMORTAMENTO	VALORE LORDO	FONDO AMMORTAMENTO			DEL PERIODO
24 3 1						(7)	(3)	21
1.502 68 5	1		(8)	7		(41)	32	1.534
444	2						2	446
30 (6)							24	68
	(14)	2				(11)	(23)	265
- 101 -	(11)	2	(8)	7	-	(59)	32	2.334

3 - Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

Denominazione	SEDE	DIVISA	CAPITALE SOCIALE (MIGLIAIA)
Area di consolidamento
Unareti S.p.A.	Brescia	Euro	965.250
A2A Illuminazione Pubblica S.r.l.	Brescia	Euro	19.000
A2A Calore & Servizi S.r.l.	Brescia	Euro	150.000
A2A Smart City S.p.A.	Brescia	Euro	3.448
A2A Energia S.p.A.	Milano	Euro	3.000
A2A Ciclo Idrico S.p.A.	Brescia	Euro	70.000
A2A Ambiente S.p.A.	Brescia	Euro	220.000
A2A Montenegro d.o.o.	Podgorica (Montenegro)	Euro	100
A2A Energiefuture S.p.A.	Milano	Euro	50.000
A2A gencogas S.p.A.	Milano	Euro	450.000
A2Abroad S.p.A.	Milano	Euro	500
Retragas S.r.l.	Brescia	Euro	34.495
Camuna Energia S.r.l.	Cedegolo (BS)	Euro	900
A2A Alfa S.r.l. in liquidazione	Milano	Euro	100
Plurigas S.p.A. in liquidazione	Milano	Euro	800
Proaris S.r.l.	Milano	Euro	1.875
SEASM S.r.l.	Brescia	Euro	700
Azienda Servizi Valtrompia S.p.A.	Gardone Val Trompia (BS)	Euro	8.939
YADA ENERGIA S.r.l.	Milano	Euro	2.400
Consul System S.p.A.	Milano	Euro	2.000
LaboRAEE S.r.l.	Milano	Euro	90
Ecodeco Hellas S.A. in liquidazione	Atene (Grecia)	Euro	60
Ecolombardia 4 S.p.A.	Milano	Euro	13.515
Sicura S.r.l.	Milano	Euro	1.040
Sistema Ecodeco UK Ltd	Canvey Island Essex (Regno Unito)	GBP	250
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
Aprica S.p.A.	Brescia	Euro	10.000
Amsa S.p.A.	Milano	Euro	10.000
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

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

2. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali

3. Elenco delle nel bilancio consolidato

4. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

5. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

		QUOTE	% DI PARTECIPAZIONE
CRITERIO DI VALUTAZIONE	AZIONISTA	POSSEDUTE	CONSOLIDATA
		%	DI GRUPPO AL 30 06 2020
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A. (87%) Linea Group Holding S.p.A. (13%)	100,00%	93,63%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A. (87,20%) Linea Group Holding S.p.A. (12,80%)	100,00%	93,73%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A. (87,27%) Unareti S.p.A. (4,33%)	91,60%	91,60%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A. (74,50%) Linea Green S.p.A. (14,50%)	89,00%	81,90%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	70,00%	70,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	70,00%	70,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	60,00%	60,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	67,00%	67,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A. (74,55%) Unareti S.p.A. (0,25%)	74,80%	74,80%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Energy Solution S.r.l.	75,00%	75,00%
Consolidamento integrale	Amsa S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	68,78%	68,78%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	96,80%	96,80%
Consolidamento integrale	A2Abroad S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	70,00%	70,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	99,90%	99,90%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	70,00%	70,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	Aprica S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	Aprica S.p.A.	100,00%	100,00%

Denominazione	SEDE	DIVISA	CAPITALE SOCIALE (MIGLIAIA)
A2A Recycling S.r.l.	Novate Milanese (MI)	Euro	5.000
A2A Integrambiente S.r.l.	Brescia	Euro	10
Electrometal S.r.l	Castegnato (BS)	Euro	200
Areslab S.r.l.	Brescia	Euro	10
A2A Security S.c.p.a.	Milano	Euro	50
LumEnergia S.p.A.	Villa Carcina (BS)	Euro	300
A2A Energy Solutions S.r.l.	Milano	Euro	4.000
Suncity Energy S.r.l.	Milano	Euro	100
ES Energy S.r.l.	Jesi (AN)	Euro	10
A2A Rinnovabili S.p.A.	Milano	Euro	50
INTHE 2 S.r.l.	Milano	Euro	210
Fair Renew S.r.l.	Milano	Euro	10
renewA21 S.r.l.	Milano	Euro	20
renewA22 S.r.l.	Milano	Euro	220
renewA23 S.r.l.	Milano	Euro	20
renewA24 S.r.l.	Milano	Euro	20
renewA25 S.r.l.	Milano	Euro	20
renewA26 S.r.l.	Milano	Euro	20
renewA27 S.r.l.	Milano	Euro	20
renewA28 S.r.l.	Milano	Euro	20
Bellariva Enertel 07 S.r.l.	Milano	Euro	10
Trovosix S.r.l.	Milano	Euro	20
Solar Sicily S.r.l. unipersonale	Milano	Euro	10
Onice S.r.l.	Milano	Euro	10
Des Energia Tredici S.r.l.	Milano	Euro	10
CS Solar2 S.r.l.	Milano	Euro	15
I.Fotoguiglia S.r.l.	Milano	Euro	14
Free Energy S.r.l.	Milano	Euro	10
Linea Group Holding S.p.A.	Cremona	Euro	189.494
Linea Gestioni S.r.l.	Crema (CR)	Euro	6.000
LD Reti S.r.l.	Lodi	Euro	32.976
Linea Green S.p.A.	Cremona	Euro	48.000
Linea Ambiente S.r.l.	Rovato (BS)	Euro	19.000
Lomellina Energia S.r.l.	Parona (PV)	Euro	358
Agritre S.r.l	Ravenna (RA)	Euro	10
Tre Stock S.r.l. società agricola	Rovereto (TN)	Euro	10
Asm Energia S.p.A.	Vigevano	Euro	2.511

CRITERIO DI VALUTAZIONE	AZIONISTA	QUOTE POSSEDUTE %	% DI PARTECIPAZIONE CONSOLIDATA DI GRUPPO AL 30 06 2020
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A. (74%) Aprica S.p.A. (1%) Amsa S.p.A. (25%)	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	90,00%	90,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A. (47,60%) Unareti S.p.A. (19,10%) A2A Ciclo Idrico S.p.A. (10,90%) Amsa S.p.A. (9,50%) A2A gencogas S.p.A. (4,10%) A2A Ambiente S.p.A. (4,10%) A2A Calore & Servizi S.r.l. (2,70%) A2A Energiefuture S.p.A. (2%)	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Energia S.p.A.	94,72%	94,72%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Energy Solution S.r.l.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	Suncity Energy S.r.l.	50,00%	50,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	60,00%	60,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Rinnovabili S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A S.p.A.	51,00%	51,00%
Consolidamento integrale	Linea Group Holding S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	Linea Group Holding S.p.A.	93,35%	95,60%
Consolidamento integrale	Linea Group Holding S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	Linea Group Holding S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Ambiente 64,30% Linea Ambiente S.r.l. 35,70%	100,00%	82,51%
Consolidamento integrale	Linea Group Holding S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	Linea Group Holding S.p.A.	100,00%	100,00%
Consolidamento integrale	A2A Energia S.p.A.	45,00%	45,00%

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

2. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali

3. Elenco delle nel bilancio consolidato

4. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

5. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

Denominazione	SEDE	DIVISA	CAPITALE SOCIALE (MIGLIAIA)
ACSM-AGAM S.p.A.	Monza	Euro	197.344
Messina in Luce S.c.a r.l.	Monza	Euro	20
Lereti S.p.A.	Como	Euro	86.450
ComoCalor S.p.A.	Como	Euro	3.516
Serenissima Gas S.p.A.	Como	Euro	9.230
Reti Valtellina Valchiavenna S.r.l.	Sondrio	Euro	2.000
Acel Energie S.r.l.	Lecco	Euro	17.100
Acsm Agam Ambiente S.r.l.	Varese	Euro	4.500
Varese Risorse S.p.A.	Monza	Euro	6.000
AEVV Impianti S.r.l.	Monza	Euro	800
AEVV Farmacie S.r.l.	Sondrio	Euro	100
A2A Idrogen2 S.r.l.	Milano	Euro	10

(*) La percentuale non tiene conto dell'esercizio delle put.

	%	CONSOLIDATA DI GRUPPO AL 30 06 2020
	41,34%	41,34%
A2A Illuminazione Pubblica S.r.l.(15%)	70,00%	37,74%
	100,00%	100,00%
	51,00%	51,00%
	78,44%	79,37%
	100,00%	100,00%
	99,75%	99,75%
	100,00%	100,00%
	100,00%	100,00%
	100,00%	100,00%
	100,00%	100,00%
	100,00%	100,00%
ACSM-AGAM S.p.A. (98,68%) Serenissima Gas (1,07%)

1. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

149

4 - Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

Denominazione	SEDE	DIVISA	CAPITALE SOCIALE (MIGLIAIA)
Partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto
PremiumGas S.p.A. in liquidazione	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.r.l.	Toscolano Maderno (BS)	Euro	104
Ge.S.I. S.r.l.	Brescia	Euro	1.000
Serio Energia S.r.l.	Concordia sulla Secchia (MO)	Euro	1.000
Visano Soc. Trattamento Reflui S.c.a.r.l.	Brescia	Euro	25
Sviluppo Turistico Lago d'Iseo S.p.A.	Iseo (BS)	Euro	1.616
COSMO Società Consortile a Responsabilità Limitata	Brescia	Euro	100
Crit S.c.a.r.l.	Cremona	Euro	310
Suncity Group S.r.l.	Pescara	Euro	14
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
ASM Codogno S.r.l.	Codogno (LO)	Euro	1.898
Gelsia Ambiente S.r.l.	Desio (MB)	Euro	4.671
758 AM S.r.l.	Milano	Euro	20
Como Energia S.c.a.r.l. in liquidazione	Como	Euro	20
SO.E.RA Energy Calor in Liquidazione	Como	Euro	20
Prealpi Servizi S.r.l.	Varese	Euro	5.451
Totale partecipazioni

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

2. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali

3. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

partecipazioni in

1. Elenco delle partecipazioni in altre imprese

CAPITALE SEDE DIVISA SOCIALE (MIGLIAIA)	QUOTE POSSEDUTE %	AZIONISTA	VALORE DI CARICO AL 30 06 2020 (MIGLIAIA)	CRITERIO DI VALUTAZIONE
Partecipazioni in società valutate col metodo
Bergamo Euro 120	50,00%	A2A Alfa S.r.l. in liquidazione	-	Patrimonio netto
Roma Euro 81.448	50,00%	A2A gencogas S.p.A.	-	Patrimonio netto
Euro 600	50,00%	A2A S.p.A.	-	Patrimonio netto
Euro 650	50,00%	A2A Energia S.p.A.	2.332	Patrimonio netto
Euro 104	49,00%	A2A S.p.A.	941	Patrimonio netto
1.000	47,00%	A2A S.p.A.	2.431	Patrimonio netto
1.000	40,00%	A2A S.p.A.	744	Patrimonio netto
25	40,00%	A2A S.p.A.	10	Patrimonio netto
1.616	24,29%	A2A S.p.A.	748	Patrimonio netto
100	52,00%	A2A Calore & Servizi S.r.l.	112	Patrimonio netto
310	32,90%	A2A Smart City S.p.A.	104	Patrimonio netto
14	26,00%	A2A Energy Solution S.r.l.	5.586	Patrimonio netto
500	40,00%	Aprica S.p.A.	3.011	Patrimonio netto
10	50,00%	A2A Ambiente S.p.A.	89	Patrimonio netto
206	25,00%	A2A Ambiente S.p.A.	246	Patrimonio netto
1.898	49,00%	Linea Gestioni S.r.l.	4.928	Patrimonio netto
4.671	30,00%	A2A Integrambiente S.r.l.	2.977	Patrimonio netto
20	20,00%	A2A Rinnovabili S.p.A.	109	Patrimonio netto
20	70,00%	ACSM-AGAM S.p.A.	11	Patrimonio netto
20	50,00%	ACSM-AGAM S.p.A.	10	Patrimonio netto
5.451	12,47%	ACSM-AGAM S.p.A.	21	Patrimonio netto
			24.410

5 - Elenco delle partecipazioni in altre imprese

Denominazione	QUOTE POSSEDUTE %	AZIONISTA	VALORE DI CARICO AL 30 06 2020 (MIGLIAIA)
Immobiliare-Fiera di Brescia S.p.A.	0,90%	A2A S.p.A.
AQM S.r.l.	7,80%	A2A S.p.A. (7,52%) LumEnergia S.p.A. (0,28%)
AvioValtellina S.p.A.	0,18%	A2A S.p.A.
Banca di Credito Cooperativo dell'Oglio e del Serio s.c.	n.s.	A2A S.p.A.
Brescia Mobilità S.p.A.	0,25%	A2A S.p.A.
Consorzio Italiano Compostatori	n.s.	A2A Ambiente S.p.A.
L.E.A.P. S.c.a.r.l.	8,29%	A2A S.p.A.
Consorzio Milano Sistema in liquidazione	10,00%	A2A S.p.A.
Consorzio Polieco	n.s.	A2A Ambiente S.p.A.
Guglionesi Ambiente S.c.a.r.l.	1,01%	A2A Ambiente S.p.A.
Isfor 2000 S.c.p.a.	5,13%	A2A S.p.A. (4,94%) Linea Gestioni S.r.l. (0,19%)
S.I.T. S.p.A.	0,26%	Aprica S.p.A.
Stradivaria S.p.A.	n.s.	A2A S.p.A.
Tirreno Ambiente S.p.A. in liquidazione	3,00%	A2A Ambiente S.p.A.
IBF Servizi S.p.A.	14,50%	A2A Smart City S.p.A.
DI.T.N.E. S.c.a.r.l.	1,86%	A2A S.p.A.
E.M.I.T. S.r.l. in liquidazione	10,00%	A2A S.p.A.
COMIECO	7,50%	A2A Recycling S.r.l. (4,61%) A2A Ambiente S.p.A. (2,89%)
CONAPI S.c.a.r.l.	18,18%	A2A Recycling S.r.l.
Blugas Infrastrutture S.r.l.	27,51%	Linea Group Holding S.p.A.
Casalasca Servizi S.p.A.	13,88%	Linea Gestioni S.r.l.
Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione	14,92%	Linea Group Holding S.p.A.
Cassa Padana S.c.a.r.l.	n.s.	A2A Smart City S.p.A.
Confidi Toscana S.c.a.r.l.	n.s.	Linea Ambiente S.r.l.
Credito Valtellinese	n.s.	Linea Ambiente S.r.l.
Futura S.r.l.	1,00%	A2A Calore & Servizi S.r.l.
MORINA S.r.l.	5,00%	Azienda Servizi Valtrompia S.p.A.
Comodepur S.c.p.a.	9,81%	ACSM - AGAM S.p.A.
T.C.V.V.V. S.p.A.	0,25%	ACSM - AGAM S.p.A.
Società Cooperativa Polo dell'Innovazione della Valtellina in liquidazione	n.s.	ACSM - AGAM S.p.A. A2A S.p.A.
Totale partecipazioni in altre imprese			7.410
Partecipazioni destinate alla vendita
Ascopiave S.p.A.	2,16%	A2A S.p.A.	19.801

5 Allegati alle Note illustrative alla Relazione finanziaria semestrale

1. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni materiali

2. Prospetto delle variazioni dei conti delle immobilizzazioni immateriali

3. Elenco delle Imprese incluse nel bilancio consolidato

4. Elenco delle partecipazioni in società valutate col metodo del Patrimonio netto

5. Elenco delle partecipazioni in

6 Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

In relazione alla "Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A" di seguito si riportano le principali variazioni intervenute nel primo semestre 2020, restando valido quanto già pubblicato nel Bilancio al 31 dicembre 2019.

Business Unit Generazione e Trading

Provvedimenti regolatori adottati per far fronte all'emergenza sanitaria COVID-19

In considerazione delle difficoltà di prevedere correttamente il profilo di prelievo dei consumi e del manifestarsi di prezzi MSD significativamente diversi rispetto ai valori MGP, con le Delibere 121/2020/R/ eel e 207/2020/R/eel l'Autorità ha previsto, a decorrere dal 10 marzo e fino al 30 giugno, l'applicazione di un meccanismo di cap & floor ai prezzi di valorizzazione degli sbilanciamenti per le unità di consumo e per le unità di produzione non abilitate.

Con riferimento alla disciplina del capacity market, Terna ha concesso una proroga per presentare i titoli autorizzativi con riferimento alla capacità nuova non autorizzata aggiudicata in asta. Applicando la sospensione ex-lege del decorso dei termini per i procedimenti amministrativi (23 febbraio - 15 maggio), i nuovi termini sono i seguenti: 21 settembre 2020 per la consegna 2022 (in luogo del 30 giugno) e 23 marzo 2021 per la consegna 2023 (in luogo del 31 dicembre 2020).

Remunerazione della disponibilità di capacità produttiva

Il meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva vigente fino al 2021 è il c.d. capacity payment definito nel 2003 dal D.Lgs. n. 379 come sistema transitorio amministrato volto a garantire l'adeguatezza del sistema elettrico nei giorni critici individuati da Terna con riferimento ai quali la differenza tra offerta e domanda potrebbe essere ai livelli minimi.

Questo meccanismo è operativo dal 2004 per effetto della Delibera 48/04 la quale prevede che l'Autorità determini ex ante uno specifico gettito (pari a circa 180-200 milioni di euro/anno) raccolto tramite le bollette di energia elettrica e corrisposto tramite l'applicazione di due corrispettivi (CAP1 e S) agli impianti di generazione abilitati alla fornitura di servizi di dispacciamento e che risultano disponibili nei giorni critici.

Ad aprile 2020, sulla base della Delibera 289/2019/R/eel, sono state liquidate le partite relative al capacity payment per circa 10,3 milioni di euro. L'impatto del meccanismo per il 2020 è stimato nell'ordine dei 24 milioni di euro.

Il D.Lgs. n. 379 del 2003 aveva, inoltre, previsto che a regime la remunerazione della disponibilità si sarebbe dovuta basare su un meccanismo di mercato (capacity market), in seguito disegnato dalla Delibera ARG/elt 98/11. Tale meccanismo consiste, tecnicamente, in un contratto per le differenze ad una via ovvero un'asta in cui gli operatori assegnatari acquisiscono il diritto a ricevere un premio (in €/MW/ anno) a fronte dell'obbligo di offrire tutta la capacità impegnata su MGP e la capacità non accettata in esito ai mercati dell'energia (MGP e MI) su MSD, restituendo alla controparte Terna la differenza - se positiva - tra i prezzi di riferimento dei mercati ed un prezzo strike (in €/MWh).

Dopo lunghe interlocuzioni con le istituzioni europee, numerose consultazioni in ambito italiano e l'avallo al capacity market da parte della Commissione Europea, il MiSE con il DM 28 giugno 2019 ha approvato la disciplina di Terna (dopo parere positivo di ARERA rilasciato con Delibera 281/2019/R/ eel) prevedendo:

• 1. lo svolgimento di procedure concorsuali nel 2019 per le consegne 2022 e 2023;
• 1. la partecipazione alle aste di capacità esistente, nuova, in rifacimento, ripotenziamento o adeguamento. La capacità nuova che non ha ottenuto titolo autorizzativo ma per la quale è stata avviata la relativa procedura alla data di qualifica, può essere selezionata in una sessione aggiuntiva dell'asta che si attiva solo se non viene soddisfatto il fabbisogno di capacità al di sotto del quale il sistema risulta inadeguato (quindi la quantità che garantisce massimo 6 h/anno di distacco per ogni zona del mercato (cfr punto 5.));
• 1. l'esclusione dalla partecipazione della capacità esistente che superi contemporaneamente entrambi i seguenti limiti emissivi (i.e. carbone e olio): emissioni superiori a 550 gr CO2/kWh (certificazione in fase di qualifica), emissioni superiori a 350 kg CO2 /kW/media anno (verifica ex-post). La capacità nuova è esclusa al superamento del solo limite emissivo di 550 gr CO2/kWh;
• 1. la non cumulabilità del corrispettivo con alcune incentivazioni erogate dal GSE durante il periodo di consegna (tariffe, Ritiro Dedicato e Scambio sul Posto);
• 1. il valore obiettivo dell'indicatore LOLE (loss of load expectation) che esprime il livello di adeguatezza del sistema elettrico italiano pari a 3 h/anno. Il DM stabilisce anche un ulteriore livello di adeguatezza del sistema, inferiore a quello obiettivo, pari a 6 h/anno, utilizzato per la definizione del fabbisogno di capacità e al di sotto del quale il sistema risulta inadeguato.

Con la Delibera 363/2019/R/eel ARERA ha successivamente fissato:

• i cap al premio: 75.000 €/MW/anno per la capacità nuova, 33.000 €/MW/anno per la capacità esistente (coincidente con quello previsto per la capacità estera);
• il valore minimo di investimento per la capacità nuova che può richiedere contratti di 15 anni pari a 209.000 €/MW;
• i criteri per la determinazione del prezzo strike attraverso l'utilizzo di un'indicizzazione dell'elemento a copertura del prezzo del gas mensile che riflette maggiormente l'andamento del mercato, oltre alla previsione di un meccanismo di mitigazione del rischio prezzo in caso di emergenza gas.

Con la Delibera 364/2019/R/eel ARERA ha espresso parere di conformità alle Disposizioni Tecniche di Funzionamento, poste in consultazione da Terna e che costituiscono parte integrante della disciplina del capacity market. Infine, la Delibera 365/2019/R/eel ha stabilito le modalità di determinazione e copertura degli oneri netti derivanti dal meccanismo per gli anni 2022 e 2023 (ex art.14 della Delibera ARG/elt 98/11). In particolare è previsto:

• il recupero degli oneri netti attraverso un corrispettivo applicato all'utente del dispacciamento in prelievo, esentando gli utenti in prelievo assegnatari nel mercato della capacità;
• che il 70% dell'onere netto complessivo sia coperto in funzione dei prelievi dell'utente del dispacciamento nelle ore di picco fissate da Terna in cui lo stress per il sistema elettrico è maggiore;
• l'aggiornamento con cadenza annuale del corrispettivo unitario di picco (70%) e trimestrale del corrispettivo unitario di fuori picco (30%). I corrispettivi variabili, le penali e le altre partite economiche non determinabili in sede annuale vengono applicate negli aggiornamenti del corrispettivo unitario di fuori picco.

A2A S.p.A., nel corso delle aste svoltesi il 6 e il 28 novembre 2019, si è aggiudicata tutta la capacità offerta, ovvero circa 5 GW/anno per complessivi 340 milioni di euro di premio sul biennio di consegna 2022-2023. Circa 0,24 GW per il 2023 e 0,12 GW per il 2022 sono relativi a capacità di nuova realizzazione. Il prezzo di aggiudicazione dell'asta è stato pari a 33.000 €/MW/anno per la capacità esistente e a 75.000 €/MW/anno per 15 anni per la capacità nuova.

Alcuni operatori (tra cui Tirreno Power S.p.A. e Axpo Italia S.p.A.) e l'Associazione Italia Solare hanno presentato ricorso per l'annullamento del DM MiSE 28 giugno 2019 e di tutti i connessi atti di ARERA e di Terna. Alcuni operatori hanno altresì proposto ricorso anche presso la Corte di Giustizia UE. I pronunciamenti sono attesi entro l'autunno 2020. A2A S.p.A. si è costituita quale parte contro interessata sia in ambito italiano sia UE difendendo la legittimità del provvedimento di aggiudicazione.

A giugno 2020 l'Italia ha presentato alla Commissione Europea l'"Implemention Plan", un documento che illustra le misure in atto o pianificate dall'Italia per superare il problema di adeguatezza che ha giustificato l'introduzione del meccanismo di remunerazione della capacità in Italia (adempiendo all'articolo 20 del Regolamento UE 943/2019). La Commissione Europea entro 4 mesi dalla ricezione del Piano può esprimere un'opinione favorevole o richiedere modifiche.

Sulla base dell'opinione della Commissione e degli esiti dei ricorsi, l'Italia potrà decidere se bandire ulteriori aste del capacity market per le consegne dal 2024 in poi.

Remunerazione degli impianti essenziali per la sicurezza del sistema elettrico

Con la Delibera 803/2016/R/eel l'impianto a 220 kV della centrale di San Filippo del Mela (gruppi 2, 5 e 6) è stato contrattualizzato da Terna in regime di essenzialità con reintegro dei costi per il quinquennio 2017-2021 in considerazione del fatto che l'elettrodotto Sorgente-Rizziconi che collega la Sicilia al Continente potrebbe non essere sempre disponibile (ad esempio per manutenzione) e il mercato della zona Sicilia risulta al momento ancora corto in termini di offerta. La Delibera prevede, inoltre, che il gruppo 1 a 150 kV svolga un ruolo di back-up in caso di indisponibilità del gruppo 2.

Evoluzione della

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regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

Business Unit Generazione e Trading

Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero

È altresì, previsto l'impegno da parte di A2A Energiefuture S.p.A. a contenere le richieste di reintegro dei costi al di sotto di un cap proposto dalla stessa società che assicuri al contempo la copertura dei costi fissi, dei costi variabili di gestione ed un'equa remunerazione, oltre che un risparmio per il sistema, essendo tale livello di reintegro inferiore rispetto al calcolo previsto dal regime di essenzialità standard (di cui alla Delibera 111/06). La contrattualizzazione pluriennale di San Filippo del Mela consente, pertanto, alla società la gestione in utile dell'impianto, garantendo al sistema il mantenimento della sicurezza con un beneficio in termini di risparmio sui costi complessivi.

Nel 2020 la contrattualizzazione con Terna prevede un cap al reintegro dei costi pari a 53 milioni di euro mentre nel corrente anno è attesa anche la liquidazione del saldo 2017 pari a 8 milioni di euro.

Valorizzazione degli sbilanciamenti elettrici

La Delibera n. 111/06 definisce le regole per il calcolo dei prezzi di sbilanciamenti da applicarsi agli scostamenti tra i programmi di immissione e di consumo e le effettive produzioni e prelievi. Il contenimento degli sbilanciamenti è auspicabile perché favorisce la 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 spingendo gli operatori ad effettuare previsioni di produzione e consumo sempre migliori, evitando fenomeni di arbitraggio tra i prezzi sui diversi mercati.

Periodo luglio 2012-agosto 2014 (escluso giugno 2014)

Relativamente al periodo luglio 2012–agosto 2014 (escluso giugno 2014), in ragione del ricorso proposto da alcuni operatori, le Delibere 342/2012/R/eel, 239/2013/R/eel e 285/2013/R/eel sono state annullate dal giudice amministrativo, per difetto di motivazione sull'urgenza dei provvedimenti e per difetto di consultazione. Terna ha, quindi, effettuato i ricalcoli dei prezzi di sbilanciamento applicando la disciplina previgente 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 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. (ora A2A S.p.A.), Edipower S.p.A. (ora A2A S.p.A.) e A2A Energia S.p.A. hanno presentato ricorso al TAR Lazio contro i ricalcoli effettuati da Terna in quanto la stessa non avrebbe tenuto conto di questo avvio di procedimento. Dopo circa un anno di consultazioni la Delibera 333/2016/R/ eel ha chiuso il procedimento di valorizzazione degli sbilanciamenti per il periodo 2012-2014 disponendo entro il 1° novembre 2016 la restituzione da parte di Terna alle società del Gruppo A2A dell'ammontare compensato a giugno 2015.

Le Delibere sono state oggetto di un lungo contenzioso amministrativo. A giugno 2020 il Consiglio di Stato ha pronunciato la prima sentenza a favore dell'operato dell'Autorità e avverso uno dei ricorrenti, definendo la giurisprudenza di riferimento per gli ulteriori ricorsi pendenti. Tale pronunciamento consente al Gruppo di confermare nel 2020 gli importi già incassati nel 2016.

Periodo gennaio 2015 – giugno 2016

A giugno 2016, considerato il significativo incremento dei costi di sbilanciamento, l'Autorità ha avviato un'indagine al fine di verificare eventuali condotte sui mercati all'ingrosso lesive del diritto degli utenti finali e degli altri operatori ad una corretta determinazione del valore delle risorse del dispacciamento, nonché di annullare gli eventuali impatti di tali condotte in termini di incremento dei prezzi di sbilanciamento.

Nell'ambito di tale indagine, con le Delibere 342/2016/E/eel e 459/2016/E/eel sono stati avviati numerosi procedimenti individuali per l'adozione di provvedimenti prescrittivi e/o di regolazione asimmetrica. In particolare, per il Gruppo A2A sono stati aperti procedimenti nei confronti di:

• A2A Energia S.p.A., A2A Trading S.r.l. (ora A2A S.p.A.), Linea Più S.p.A. (ora A2A Energia S.p.A.) ed Enercity S.r.l. (ora Suncity Energy S.r.l.) a cui è stata notificata la Delibera 342/2016/E/eel;
• A2A Energiefuture S.p.A. a cui è stata notificata la Delibera 459/2016/E/eel.

Tali procedimenti si sono conclusi con:

• archiviazione per A2A Energia S.p.A., non sussistendo i presupposti né per l'adozione di provvedimenti prescrittivi né per avviare procedimenti sanzionatori;
• l'adozione di un provvedimento prescrittivo nei confronti di Linea Più S.p.A. (ora A2A Energia S.p.A.), il quale impone la restituzione a Terna di circa 3,9 milioni di euro;
• l'adozione di un provvedimento prescrittivo nei confronti di Enercity S.r.l. (ora Suncity Energy S.r.l.), il quale impone la restituzione a Terna di circa 737 mila euro;
• l'archiviazione per A2A Energiefuture S.p.A. a seguito dell'assoggettamento dell'impianto di San Filippo del Mela al regime di essenzialità, ai sensi della Delibera 803/2016/R/eel.

Nel contesto della Delibera 342/2016/E/eel, l'Autorità ha, altresì, avviato numerosi procedimenti sanzionatori che per il Gruppo A2A hanno riguardato:

• A2A Trading S.r.l. (ora A2A S.p.A.) per violazione dell'articolo 14.6 della Delibera 111/06 («programmazione diligente»). Pur constatando la non sussistenza dei presupposti per l'adozione di un provvedimento prescrittivo, con Delibera 122/2018/S/eel l'Autorità ha irrogato alla società una sanzione amministrativa pecuniaria ridotta pari a 22.500 euro;
• Linea Più S.p.A. (ora A2A Energia S.p.A.) per violazione dell'articolo 14.6 della Delibera 111/06 («programmazione diligente»), con irrogazione di una sanzione amministrativa pecuniaria di circa 1,5 milioni di euro (Delibera 164/2018/S/eel);
• Enercity S.r.l. (ora Suncity Energy S.r.l.) per violazione dell'articolo 14.6 della Delibera 111/06 («programmazione diligente»), con provvedimento DSAI/81/2017/eel. In questo caso il procedimento non si è ancora concluso.

Linea Più S.p.A. (ora A2A Energia S.p.A.) ha proposto ricorsi in sede giudiziaria sia nei confronti del provvedimento prescrittivo (nell'udienza del 25/06/2020 il Consiglio di Stato ha richiesto ulteriori verificazioni) che di quello sanzionatorio (appello ancora pendente). Enercity S.r.l. (ora Suncity Energy S.r.l.) ha altresì proposto ricorso in sede giudiziaria verso il provvedimento prescrittivo ed è ad oggi pendente l'appello verso il Consiglio di Stato.

Sia A2A Energia S.p.A. sia Suncity Energy S.r.l. hanno liquidato nel 2019 gli importi del provvedimento prescrittivo a Terna e A2A Energia S.p.A. gli importi della sanzione ad ARERA.

Il 6 luglio 2020 è stata pubblicata la prima sentenza del Consiglio di Stato in accoglimento di un ricorrente e avverso l'operato dell'Autorità. Il giudice amministrativo non ha contestato il potere sanzionatorio dell'Autorità (gli sbilanciamenti strategici sono considerati illeciti) ma ha rilevato difetti di istruttoria e motivazione da parte dell'Autorità, annullando il relativo provvedimento prescrittivo, fatto salvo il potere di riesame dell'Autorità. Tale sentenza rileva per i ricorsi di A2A Energia S.p.A. e Suncity Energy S.r.l. di cui sono ancora attese le sentenze.

Approvvigionamento a termine di risorse per la regolazione di tensione nell'area di Brindisi

La Delibera 675/2018/R/eel ha approvato il Regolamento e lo Schema di Contratto proposti da Terna per l'approvvigionamento a termine di risorse per la regolazione di tensione nell'area di Brindisi. La fornitura di energia reattiva è necessaria non solo per mantenere la stabilità della tensione nell'area, compromessa per la presenza di fonti rinnovabili intermittenti, ma anche per ridurre nel minor tempo possibile i costi di dispacciamento. Di seguito le principali caratteristiche dell'asta:

• contingente 500 MVAr/anno e durata del contratto pari a 10 anni;
• tetto di spesa: 500 MVAr*Reservation Price (RP in €/MVAr/anno) o prezzo massimo selezionabile, non noto ai partecipanti, definito da Terna sulla base dei benefici attesi dalla contrattualizzazione a termine ed approvato dall'Autorità;
• asta del tipo pay as bid con selezione delle offerte non superiori al RP e priorità a risorse disponibili già dal 1° marzo 2020, in ordine crescente di prezzo, poi a risorse disponibili dal 1° luglio 2020 ed, infine, dal 1° ottobre 2020 (tre finestre temporali di ingresso);
• previsti fino a 4 round di gara. La selezione termina al 1° round se si raggiunge la quantità obiettivo rispettando il RP e il tetto di spesa. In alternativa si procede con altri 3 round.

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Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

Business Unit Generazione e Trading

Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero

L'asta si è svolta il 20 febbraio 2019 ed A2A Energiefuture S.p.A. è risultata assegnataria di 286 MVAr di energia reattiva ad un prezzo medio ponderato di 28.098 €/MVAr/anno. Il primo dispositivo è entrato in esercizio il 1° marzo 2020 mentre il secondo il 1° giugno 2020, in anticipo di un mese rispetto a quanto definito in esito all'asta.

Il contratto prevede la fornitura di regolazione continua ed automatica di tensione, senza immissione di attiva, per un valore non inferiore alla potenza contrattualizzata (al netto delle manutenzioni programmate e dei periodi di indisponibilità accidentale oggetto di franchigie). La remunerazione è composta da una parte fissa – a copertura dell'investimento/remunerazione e pari al prodotto tra la capacità impegnata ed il prezzo offerto – e da una variabile – a copertura dei costi correlati al prelievo dell'energia elettrica necessaria per il funzionamento del dispositivo – al netto di eventuali penali. La regolazione economica avviene su base mensile.

Le indisponibilità programmate ed accidentali fino ad una certa soglia non sono oggetto di penale mentre oltre tale soglia sono previste penali che possono arrivare, per ogni anno solare, fino al 120% della remunerazione riferita a ciascun dispositivo indisponibile. Infine, la garanzia richiesta da Terna è pari al 120% della remunerazione oggetto di contratto.

L'impatto sul 2020 in termini di marginalità è nell'ordine dei 4,4 milioni di euro.

Incentivi alla produzione da fonti rinnovabili

Il D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28, in attuazione della Direttiva 2009/28/CE, ha definito il quadro dei regimi incentivanti per la produzione elettrica alimentata da fonte rinnovabile al fine di perseguire la strategia europea di sviluppo del settore. A tale D.Lgs. sono seguiti i DM 6 luglio 2012 e 23 giugno 2016 relativi a nuovi investimenti in impianti da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico.

Quanto al raccordo con il precedente sistema di incentivazione dei Certificati Verdi (CV), è previsto che dal 1° gennaio 2016 agli impianti da fonti rinnovabili entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012 e rientranti nel precedente schema il GSE riconosce un incentivo sulla produzione netta per tutto il residuo periodo di diritto a ricevere CV e che si somma ai ricavi di vendita sul mercato. Tale incentivo (I) è pari a:

• I = k x (180 Re) x 0,78;
• k = coefficiente tecnologico pari a 1 per gli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2007 e per quelli successivi assume i valori definiti dalla Legge n. 244/2007;
• Re = è il prezzo di cessione dell'energia elettrica sul mercato registrato nell'anno precedente e comunicato dall'Autorità.

Nel 2019 l'incentivo (I) è stato di 92,11 €/MWh.

Analogo strumento è riconosciuto agli impianti che hanno beneficiato dei CV rilasciati sulla cogenerazione abbinata al teleriscaldamento per i quali l'incentivo (I) è fisso e pari a 84,34 €/MWh (calcolato rispetto al prezzo medio di mercato registrato nel 2010).

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 e validazione degli impianti sul portale del GSE.

Con riferimento alla produzione di energia da impianti fotovoltaici connessi alla rete, il D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, ha introdotto il meccanismo del Conto Energia, prevedendo un incentivo in conto esercizio erogato dal GSE sotto forma di feed-in-premium (ossia un premio riconosciuto alla produzione che si somma al prezzo di vendita sul mercato, differenziato in base alla taglia dell'impianto e alle caratteristiche innovative dello stesso corrisposto per 20 anni). Dal 2005 al 2013 sono stati introdotti 5 Conti Energia, ciascuno in aggiornamento del precedente. Le incentivazioni del 5° ed ultimo Conto Energia non sono state più applicate dal 6 luglio 2013 per effetto del raggiungimento del tetto di 6,7 miliardi di euro di spesa annua previsto dal DM 5 luglio 2012.

Il 14 giugno 2019 la Commissione UE ha approvato, ai sensi della disciplina sugli aiuti di Stato, il nuovo schema di sostegno per le rinnovabili elettriche e il 9 agosto 2019 è stato pubblicato in G.U. dal MiSE, di concerto con il MATTM, il DM cosiddetto FER1 che definisce il quadro incentivante per le FER considerate mature e con costi fissi bassi o, comunque, in diminuzione: eolico, idroelettrico, biogas da depurazione e FV – quest'ultimo era escluso dai precedenti DM e godeva dell'apposito Conto Energia. Per le altre FER dovrebbe seguire un ulteriore DM (c.d. FER 2, atteso per il 2020).

Per gli impianti con potenza inferiore a 1 MW gli incentivi sono riconosciuti tramite iscrizione a registri mentre per gli impianti con potenze superiori è prevista un'asta al ribasso (7 bandi fino al 2021, dei quali il primo il 30 settembre 2019), con meccanismi di premialità (es. autoconsumo, FV con rimozione amianto), specifici criteri di priorità per accedere ed una remunerazione fino a 20/30 anni.

Il meccanismo di incentivazione è del tipo "Contratto per Differenze": l'operatore si aggiudica una tariffa (strike) e il GSE paga, se positiva, la differenza tra lo strike e il prezzo orario zonale mentre, se negativa, l'operatore restituisce al GSE. Il tetto di spesa complessiva è sempre pari a 5,8 miliardi di euro/anno per un contingente massimo di 8.000 MW assegnabili ad impianti nuovi/rifatti con entrata in esercizio entro il 2022/2023, in funzione della tecnologia e della taglia.

A dicembre 2019, il GSE ha avviato una consultazione pubblica sulla definizione del contratto-tipo per l'assegnazione degli incentivi: tale contratto di diritto privato deve essere stipulato dal soggetto responsabile per ogni singolo impianto a seguito del conseguimento del diritto di accesso agli incentivi e sarà approvato da ARERA.

A gennaio 2020, come previsto dal DM FER1, il GME con DCO 1/2020 ha avviato una consultazione pubblica sulla Piattaforma di mercato per la negoziazione di lungo termine di energia da fonti rinnovabili.

Nelle prime due sessioni per l'accesso agli incentivi, aperte il 30 settembre 2019 e il 31 gennaio 2020, A2A Energy Solutions S.p.A. si è aggiudicata complessivamente circa 4,2 MW di impianti FV in sostituzione di amianto.

Al 30 giugno 2020 gli incentivi erogati dal GSE al Gruppo A2A sono pari a circa 35,1 milioni di euro.

Tipologia incentivo GSE

milioni di euro

Feed-in tariff	19,0
Tariffa omnicomprensiva	2,8
Conto energia (FV)	13,3
Totale	35,1

Concessioni idroelettriche di grande derivazione

Con la Legge n. 12/2019, di conversione del D.L. 14 dicembre 2018, n. 135 (c.d. DL Semplificazioni), il Legislatore è intervenuto all'art. 11-quater con un riordino complessivo della disciplina inerente le concessioni idroelettriche di grande derivazione (> 3 MW).

Negli ultimi anni la mancata attuazione delle norme primarie volte a consentire lo svolgimento di gare per l'assegnazione delle concessioni scadute aveva portato alla prosecuzione temporanea della gestione da parte degli attuali titolari. L'art. 12 del D.Lgs. 79/1999 disponeva, infatti, che le Regioni assegnassero le concessioni sulla base di criteri che avrebbero dovuto essere definiti da un DM concertato tra MiSE e MATTM, e adottato d'intesa con la Conferenza Unificata Stato-Regioni, il quale non è stato mai emanato, determinando così un'estensione di fatto della gestione delle concessioni scadute in forza del comma 8 bis di tale art. 12, che prevedeva l'esercizio della concessione da parte del concessionario uscente fino alla riassegnazione, a condizioni immutate.

Le nuove norme, introdotte nel citato art. 12 mediante la Legge n. 12/2019, prevedono che le Regioni disciplinino con proprie leggi da emanare entro il 31 marzo 2020 (termine prorogato al 31 ottobre 2020 dal c.d. DL Cura Italia) modalità, procedure e criteri di assegnazione delle concessioni, le quali potranno essere affidate ad operatori economici individuati tramite gara, ovvero a società miste pubblico/private con selezione del socio privato mediante gara, oppure tramite forme di partenariato ai sensi del D.Lgs. 50/2016.

L'iter per l'aggiudicazione dovrà essere avviato entro 2 anni dall'entrata in vigore delle Leggi Regionali menzionate e, comunque, non oltre il 31 marzo 2022 (termine prorogato al 31 ottobre 2022 dal DL Cura Italia). La durata delle nuove concessioni sarà compresa tra 20 e 40 anni, con possibile estensione del termine massimo di ulteriori 10 anni in relazione alla complessità della proposta progettuale e all'importo dell'investimento.

Le Regioni potranno anche imporre ai concessionari di fornire gratuitamente 220 kWh annui per ogni kW di potenza nominale media di concessione (disposto applicabile sia alle concessioni in essere che a

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quelle scadute), mentre per le concessioni scadute e in regime di prosecuzione temporanea è, inoltre, prevista la corresponsione di un canone aggiuntivo.

In tema di indennizzo ai gestori uscenti, la nuova norma, richiamando il RD 1775/1933, prescrive:

• per le opere c.d. "bagnate", il passaggio senza compenso in proprietà delle Regioni; in caso di investimenti – purché definiti nell'atto di concessione o autorizzati dall'ente concedente –, è previsto un indennizzo pari al valore della parte di bene non ammortizzato;
• per le opere c.d. "asciutte", il riconoscimento di un valore residuo desunto da atti contabili o perizia asseverata, al netto dei beni ammortizzati. In ipotesi di mancato utilizzo da parte del concessionario entrante, per i beni mobili è prevista la rimozione e lo smaltimento a carico del proponente, mentre quelli immobili restano di proprietà degli aventi diritto.

Nell'ambito della procedura d'infrazione n. 2011/2026, la Commissione Europea, in considerazione di questo nuovo quadro normativo, ha inviato in data 7 marzo 2019 una seconda lettera di costituzione in mora complementare(1) in cui si contesta la previsione di una proroga delle concessioni scadute senza procedure competitive oltre all'obbligo in capo al gestore uscente di versare, con specifico riferimento alle opere "asciutte", un indennizzo superiore al valore non ammortizzato, in asimmetria di trattamento con quanto previsto nel caso di subentro da parte delle Regioni.

In coerenza con il quadro normativo sopra descritto, in data 8 aprile 2020 la Regione Lombardia ha emanato la Legge Regionale n. 5/2020 che disciplina le modalità e le procedure di assegnazione delle concessioni di grandi derivazioni idroelettriche in Lombardia e ne determina il relativo canone.

La legge lombarda ha stabilito come modalità principale di assegnazione la gara ad evidenza pubblica, mentre il termine per l'avvio delle procedure è fissato:

• i. per le concessioni già scadute ed in regime di prosecuzione temporanea entro 2 anni dall'entrata in vigore della legge (ossia, entro il 31 ottobre 2022), con prosecuzione temporanea da garantire fino al 31 luglio 2024 ai sensi del DL Cura Italia,
• ii. per le concessioni con scadenza successiva all'entrata in vigore della legge regionale entro 2 anni dalla scadenza.

La modalità di valorizzazione dei beni definita nella legge regionale stabilisce, inoltre, che:

• i. le opere "bagnate" passino senza compenso in proprietà delle Regioni, con un indennizzo al concessionario uscente pari alla quota non ammortizzata degli investimenti effettuati, a proprie spese e nel periodo di validità della concessione, purché previsti dall'atto di concessione o, comunque, autorizzati dall'autorità concedente,
• ii. le opere "asciutte", solo se previsto l'utilizzo nel progetto proposto, vengano valorizzate ad un valore residuo non ancora ammortizzato fissato in base a dati contabili o perizia asseverata.

Il nuovo canone demaniale sarà suddiviso tra una parte fissa correlata alla potenza di concessione pari a 35 euro/kW da corrispondere semestralmente dal 2021 ed una parte variabile pari ad un minimo del 2,5% dei ricavi di vendita dell'energia prodotta ed immessa in rete dall'impianto, al netto dell'energia fornita gratuitamente alla Regione, da versare a consuntivo entro il 31 marzo dell'anno successivo rispetto all'anno di riferimento del canone.

Come previsto dall'art. 31 della Legge Regionale 23/2019 di Assestamento al Bilancio 2020-22, a partire dal 2020 sui concessionari ricade anche l'obbligo di fornire gratuitamente alla Regione dell'energia elettrica da destinare per almeno il 50% a servizi pubblici delle province interessate dalla derivazione, pari a 220 kWh per ogni kW di potenza di concessione. È comunque prevista, in subordine, la sua monetizzazione - anche integrale - sulla base della media dei prezzi zonali orari ponderata per l'energia immessa in rete su base oraria dall'impianto idroelettrico.

Per le concessioni in regime di prosecuzione temporanea è, infine, disposto il pagamento di un canone aggiuntivo pari a 20 euro/kW.

¹ In data 26 settembre 2013 la Commissione Europea ha inviato all'Italia una prima lettera di messa in mora contestando la non compatibilità di taluni profili della normativa nazionale con l'ordinamento comunitario. Inoltre, sempre il 7 marzo 2019 la medesima Commissione ha messo in mora, oltre all'Italia, anche Austria, Francia, Germania, Polonia, Portogallo, Regno Unito e Svezia al fine di "garantire che gli appalti pubblici nel settore dell'energia idroelettrica siano aggiudicati e rinnovati in conformità del diritto dell'UE".

ARERA, ai sensi dell'art. 12 comma 1-septies del D. Lgs 79/99 (come modificato dalla Legge n. 12/2019), ha espresso il proprio Parere 73/2020/R/eel favorevole sulla Legge Regionale n. 5/2020 con specifico riferimento (i) alla modalità di determinazione e quantificazione della componente variabile(2) del canone demaniale e (ii) alla possibilità che la percentuale funzionale alla determinazione di tale componente possa rappresentare un parametro rilevante in sede di procedura concorsuale per l'assegnazione delle concessioni.

In considerazione del sopra descritto contesto normativo, il 12 giugno 2020 il Presidente del Consiglio dei Ministri ha presentato ricorso per legittimità costituzionale contro la legge regionale lombarda per violazione del riparto delle competenze legislative e in relazione al riconoscimento di un indennizzo ai privati che subiscano limitazioni nella disponibilità o nell'utilizzo di beni di loro proprietà e comunque necessari per lo svolgimento di un'attività d'impresa.

Le concessioni di grande derivazione in capo ad A2A S.p.A. ubicate in Valtellina (per una potenza nominale di concessione pari a circa 200 MW) sono per la maggior parte scadute(3) ed esercite in regime di "prosecuzione temporanea", anche ai sensi della D.G.R. n. X/7693 del 12 gennaio 2018 della Regione Lombardia, la quale ha già richiesto il pagamento di un canone aggiuntivo determinato provvisoriamente nella misura di 20 euro/kW, oltre alla disapplicazione dell'esenzione parziale dal canone demaniale sugli impianti di Premadio 1 e Grosio. A2A S.p.A. non ha sinora corrisposto suddetto canone ed ha continuato a ritenere in vigore il beneficio dell'esenzione parziale, avendo impugnato tutte le delibere regionali al Tribunale Superiore Acque Pubbliche (TSAP) e in Cassazione(4) (trattasi di oltre 33 milioni di euro pretesi dalla Regione per il periodo 1° gennaio 2011 – 31 dicembre 2020, comunque accantonati a bilancio).

Si segnala che a luglio 2020, il TSAP ha respinto le impugnative proposte da alcuni operatori idroelettrici – tra cui A2A - inerenti le concessioni scadute nel periodo 1° gennaio 2011 – 2020, ritenendo legittimo l'istituto del canone aggiuntivo senza tuttavia avallare la quantificazione fatta dalla Regione Lombardia (che per A2A S.p.A. e Linea Green S.p.A. ammonterebbe a circa 22,5 milioni di euro).

Le altre concessioni di A2A S.p.A. (impianti di Mese, Udine e della Calabria per una potenza nominale di concessione complessiva pari a circa 345 MW) hanno scadenza al 2029. Si aggiungono, inoltre, le tre grandi derivazioni di Linea Green S.p.A. (Resio, scaduta e in regime di prosecuzione temporanea fino al 31 dicembre 2020, Mazzuno e Darfo non ancora scadute) nonché la concessione di Gravedona di ACSM-AGAM S.p.A. con scadenza al 2029.

Trasporto e misura del gas naturale per il quinto periodo di regolazione (2020-2023)

Con la Delibera 114/2019/R/gas, l'Autorità ha approvato i criteri di regolazione tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas naturale per il quinto periodo di regolazione (RTTG 2020-2023) mentre con la Delibera 201/2019/R/gas ha approvato i ricavi riconosciuti delle imprese di trasporto e ha determinato i corrispettivi per il 2020. In accordo con le disposizioni del Codice TAR (Regolamento (UE) 460/2017 che istituisce un Codice di rete relativo a strutture tariffarie armonizzate per il trasporto del gas), le Delibere hanno introdotto alcune novità metodologiche nel seguito sintetizzate.

Con riferimento ai ricavi riconosciuti:

• sono riconosciuti alla maggiore impresa di trasporto esclusivamente i costi relativi all'acquisto di capacità di punta di erogazione per la modulazione oraria, escludendo i costi relativi alle prestazioni di punta di erogazione, punta di iniezione e spazio;
• viene superato l'attuale metodo di riconoscimento in natura dei costi relativi a perdite di rete, autoconsumi e gas non contabilizzato (GNC), prevedendo che le imprese di trasporto (tramite Snam Rete Gas) si approvvigionino dei quantitativi di gas necessari sul mercato organizzato; tali partite sono valorizzate sulla base del prezzo medio ponderato dei prodotti a termine con consegna al PSV nell'anno tariffario di riferimento. Viene, inoltre, previsto uno specifico meccanismo per il riconoscimento dei costi per l'approvvigionamento dei titoli ETS, coprendo le imprese di trasporto con un quantitativo di titoli determinato su logiche standard e neutralizzandole dal relativo rischio prezzo.

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² La componente fissa del canone dovrebbe derivare da valutazioni di tipo ambientale e/o correlate all'utilizzo della risorsa idrica che esulano dalle competenze dell'Autorità.

³ Le concessioni di Grosotto, Lovero, 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 è scaduta il 15/11/2016.

⁴ Per i dettagli si rimanda al Paragrafo "Aggiornamento delle principali vertenze giudiziarie e fiscali in corso".

Con riferimento all'articolazione della tariffa di trasporto:

• è confermata la suddivisione della struttura della tariffa e dei corrispettivi che la compongono tra componenti capacitive (applicate ai punti di entrata e di uscita dalla rete) e componenti legate ai volumi trasportati. In relazione alle componenti capacitive è confermata la ripartizione entry-exit 40(entry)-60(exit) dei costi relativi alla rete nazionale mentre, a differenza del periodo tariffario precedente, i costi della rete regionale vengono attribuiti al 100% alla componente exit. Il rapporto complessivo risulta pari a 28(entry)-72(exit). Le componenti capacitive applicate ai punti di uscita (CPu) coprono, dunque, i costi di capitale (nonché quelli relativi al bilanciamento orario della rete) sia della rete di trasporto nazionale che regionale (viene di conseguenza eliminato il corrispettivo CRr volumetrico);
• ai fini del calcolo dei corrispettivi unitari della tariffa, l'Autorità ha adottato il metodo CWD-Capacity-Weighted Distance, superando l'attuale metodo "a matrice". Nel nuovo scenario, l'Autorità ha provveduto ad applicare uno sconto del 50% al corrispettivo di entrata da/di uscita verso impianti stoccaggio derivante dall'applicazione della metodologia CWD. Si segnala infine che, in applicazione della nuova metodologia di calcolo, ha provveduto a (i) ridurre da 3 a 1 i punti di entrata/uscita da stoccaggio, (ii) ridurre da 6 a 1 le aree di uscita e (iii) accorpare in 10 hub i punti di entrata da produzioni nazionali;
• è definita una tariffa bundled (costituita da un unico corrispettivo che include i corrispettivi di uscita e riconsegna) a partire da ottobre 2020, parallelamente all'applicazione dei conferimenti unici al punto di uscita. Per l'anno termico 2019-2020 i conferimenti di capacità continueranno ad essere effettuati sia ai punti di uscita sia ai punti di riconsegna, e per il periodo transitorio 1° gennaio – 30 settembre 2020 verranno applicati i corrispettivi pro-forma CPuN (applicato ai conferimenti ai punti di uscita di interconnessione tra rete nazionale e rete regionale) e CPuR (applicato ai conferimenti su rete regionale). In relazione a quest'ultimo, vengono determinati due distinti corrispettivi CPuR>15 km e CPuR<15 km in funzione della distanza dei punti di riconsegna dalla rete nazionale;
• il corrispettivo variabile denominato CVu è funzionale alla copertura dei costi operativi, GNC, autoconsumi, perdite e costi ETS e viene applicato al quantitativo di gas prelevato da un punto di uscita della rete (compresi i punti di uscita verso gli stoccaggi e i punti di interconnessione con l'estero) e non più ai volumi immessi nella rete nazionale;
• viene introdotto un nuovo corrispettivo volumetrico, denominato CVFC finalizzato al recupero delle somme relative ai fattori correttivi dei ricavi, applicato ai punti di riconsegna e ai punti di uscita verso gli stoccaggi. Tale corrispettivo risulta nullo nel 2020.

Con riferimento alla tariffa di misura: viene adottata un'articolazione tariffaria che, a fronte della possibilità per i clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto di cedere la proprietà e gestione dell'impianto di misura all'impresa di trasporto, prevede l'introduzione di una componente tariffaria CMCF, applicata ai soli punti di riconsegna per cui è stato ceduto l'impianto di misura.

Con riferimento alle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali del sistema gas: sono state introdotte alcune novità, tra cui l'eliminazione della componente tariffaria ϕ e la creazione del nuovo "Conto oneri trasporto" in sostituzione dell'attuale "Conto squilibri perequazione trasporto". La componente CRVFG viene applicata ai punti di riconsegna che alimentano le reti di distribuzione e a quelli che alimentano clienti finali diretti allacciati alle reti regionali (non viene più applicata ai volumi di gas immessi nella rete nazionale).

In termini di processo, entro il 31 maggio di ogni anno l'Autorità determinerà e pubblicherà i corrispettivi tariffari di trasporto e misura validi per l'anno successivo.

Per quanto riguarda il 2020, tali corrispettivi sono stati approvati con Delibera 201/2019/R/gas, mentre per l'anno 2021 sono stati approvati con Delibera 180/2020/R/gas.

Relativamente agli impatti attesi delle previsioni tariffarie per il V periodo regolatorio:

• si registra un aumento generale dei corrispettivi 2020 rispetto al 2019. I punti di entry risultano i più penalizzati (+20% per Tarvisio, +96% per Passo Gries) e si osserva un riassorbimento in parte delle differenze tariffarie tra Nord e Sud. In aumento anche i costi di entry dai terminali di rigassificazione (+290% per Olt). Più contenuti gli aumenti in exit ad eccezione dell'exit stoccaggio (+71%). Gli aumenti tariffari sono imputabili sia alla nuova metodologia tariffaria sia all'aumento dei ricavi che devono essere riconosciuti alle imprese di trasporto;

• per gli impianti termoelettrici del Gruppo A2A , rispetto al 2019, si stima - a parità di conferimento su circa 6.000 MW di capacità - una diminuzione dei costi fissi al 2021 di circa 6,4 milioni di euro e - a parità di prelievo di gas - un aumento dei costi variabili pari a circa 8,5 milioni di euro nel 2020 e di 6,8 milioni di euro nel 2021.

Settlement gas: nuova disciplina dal 1° gennaio 2020

Il settlement gas è la disciplina definita da ARERA volta ad assicurare un'efficiente erogazione dei servizi di bilanciamento del gas naturale, in particolare con riferimento alla determinazione delle partite fisiche ed economiche di competenza di ciascun utente (trasportatori, Utenti del Bilanciamento-UdB, Utenti della Distribuzione-UdD, venditori e clienti finali).

Con le Delibere 72/2018/R/gas e 148/2019/R/gas ARERA ha approvato la nuova disciplina del settlement gas (TISG – Testo Integrato Settlement Gas), entrata in vigore il 1° gennaio 2020 e che:

• conferma la struttura basata su sessioni di bilanciamento mensili con successive sessioni di aggiustamento (una per il conguaglio annuale ed una per il conguaglio pluriennale);
• semplifica le procedure per la determinazione delle partite economiche nonché fisiche di bilanciamento;
• stabilisce il conguaglio dei corrispettivi di scostamento e dei corrispettivi variabili sulla base dell'allocato giornaliero in esito alla sessione di aggiustamento;
• introduce il fattore di termicità (parametro Wkr) per la correzione dei profili di prelievo in base all'andamento climatico, determinato e pubblicato dal Responsabile del Bilanciamento (Snam Rete Gas S.p.A.);
• assegna a Snam Rete Gas S.p.A. il compito di approvvigionare la differenza tra i quantitativi prelevati ai city gate e la somma dei consumi attesi;
• assegna al Sistema Informativo Integrato (SII) le attività di profilazione, aggregazione delle misure, calcolo del prelievo annuo e di attribuzione dei profili di prelievo.

Con la Delibera 451/2019/R/gas l'Autorità ha definito le modalità di approvvigionamento da parte di Snam Rete Gas S.p.A. dei quantitativi di gas necessari al funzionamento del sistema – c.d. gas di sistema (y). Tale quantitativo è la somma di autoconsumi, perdite di rete, GNC, variazioni di linepack, differenza tra gas immesso e prelevato nelle reti di distribuzione.

Dal 1° gennaio 2020 l'approvvigionamento di y è effettuato in un comparto di MP-GAS denominato AGS (approvvigionamento gas di sistema), attraverso due aste di tipo bilaterale a prezzo marginale, la prima nel giorno G-1 alle ore 13:30 e la seconda nel giorno G alle ore 13:30, senza sospensione del mercato a contrattazione continua. Le offerte di vendita di Snam Rete Gas S.p.A. sono valorizzate a 0 €/MWh mentre le offerte in acquisto sono pari alla media del prezzo medio ponderato dei prodotti title (cd SAP) dei 7 giorni precedenti quello di negoziazione, aumentata di 30 €/MWh. Le transazioni concluse in esito a tali aste non vengono incluse nella formazione del prezzo SAP.

La Delibera 110/2020/R/gas ha posticipato al 1° ottobre 2021 la riforma dei conferimenti ai punti di riconsegna (PdR) sottesi ai city gate – la cui entrata in vigore era inizialmente prevista, come definito dalla Delibera 147/2019/R/gas, per il 1° ottobre 2020 –, che prevede:

• la determinazione d'ufficio della capacità di trasporto dei PdR sottesi ai city gate;
• il conferimento da parte dell'impresa di trasporto della capacità a ciascun UdB funzionale alla fornitura dei PdR serviti (sulla base delle relazioni di corrispondenza e relativi aggiornamenti mensili);
• il superamento del sistema di penali di scostamento per i PdR sottesi ai city gate.

Inoltre, con Delibera 538/2019/R/gas l'Autorità ha previsto delle soluzioni transitorie per limitare eventuali impatti negativi per gli operatori derivanti dall'applicazione della nuova metodologia di settlement a partire dal 1° gennaio 2020, in presenza di conferimenti di capacità effettuati in un periodo antecedente. Nello specifico, l'Autorità ha previsto:

• la "depenalizzazione dei superi di capacità": le penali di supero verranno determinate nella misura del valore minimo tra la penale calcolata sulla base dell'allocato secondo la nuova metodologia e la penale calcolata sulla base dell'allocato riproporzionato sull'immesso giornaliero;

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del Gruppo A2A

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• l'introduzione di sessioni di conferimento per la revisione al rialzo delle capacità fino al 31 maggio. Tali incrementi di capacità si applicano retroattivamente fino a ottobre 2019.

Con Delibera 155/2019/R/gas ARERA ha definito le regole per l'attività di popolamento del RCU con riferimento alle relazioni di corrispondenza PdR–UdB–UdD funzionali all'avvio della nuova disciplina. Durante l'attività di popolamento si sono protratte criticità di natura tecnica ed informatica in capo al SII, determinando il mancato recepimento dell'abbinamento di alcuni PdR nella titolarità di A2A Energia S.p.A., per i quali il SII ha attivato il Servizio di Default trasporto.

Nel corso dei primi mesi del 2020 si sono evidenziati valori anomali nelle allocazioni di gas a numerosi PdR con dettaglio di misura giornaliero e mensile. A seguito di segnalazioni di vari operatori, ARE-RA è intervenuta con la Delibera 181/2020/R/gas, prevedendo la rielaborazione straordinaria dei bilanci definitivi da gennaio ad aprile 2020 con l'applicazione di criteri specifici per sanare le anomalie registrate, e con Delibera 222/2020/R/gas ha integrato il TISG con riferimento alla comunicazione, nell'ambito delle attività nella responsabilità del SII, delle anomalie rilevate ai fini della loro correzione alle imprese di distribuzione, agli UdB e agli UdD.

Chiusura del contenzioso relativo alla Delibera ARG/gas 89/10 e liquidazione degli importi

Con Delibera ARG/gas 89/10, in presenza di una fase congiunturale caratterizzata da una riduzione dei consumi gas, da un eccesso di offerta e da una diffusa attività di rinegoziazione al ribasso dei contratti take or pay, l'Autorità aveva ritenuto di trasferire immediatamente ai clienti i potenziali benefici determinati da tale situazione introducendo, per l'anno termico 2010-2011, un coefficiente riduttivo k pari a 0,925 applicato alla componente indicizzata della QE (corrispettivo variabile della tariffa finale a copertura dei costi di approvvigionamento gas). Tale revisione era stata confermata dalla successiva Delibera ARG/gas 77/11 che disponeva 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).

Le società di vendita del Gruppo A2A avevano presentato ricorso avverso entrambe le delibere contestando l'arbitrarietà del valore del k. Al termine di un lungo contenzioso il Consiglio di Stato, con Sentenza n. 4825 del 18 novembre 2016, ha confermato le ragioni dei ricorrenti.

Con Delibera 737/2017/R/gas l'Autorità ha rideterminato il coefficiente k, ponendolo pari a 0,952 per entrambi gli anni termici 2010-2012 mentre con Delibera 32/2019/R/gas ha introdotto un meccanismo di riconoscimento degli importi spettanti ai venditori tramite l'istituzione di una componente di socializzazione sulla tariffa di distribuzione e misura gas corrisposta dai clienti con consumi fino a 200.000 Smc/anno (sotto-componente della UG2 denominata UG2k). La raccolta del gettito avverrà nell'arco di 3 anni a partire dal 1° aprile 2019.

Si segnala che, a seguito del ricorso presentato lo scorso marzo dalla Confederazione generale dell'artigianato e delle imprese (Confartigianato) nei confronti della Delibera 32/2019/R/gas, il TAR Lombardia con Sentenza n. 38/2020 ha parzialmente annullato il provvedimento relativamente al perimetro di applicazione della componente di socializzazione (che secondo i giudici dovrebbe essere ampliato), fermo restando il diritto delle imprese di vendita all'incasso degli importi.

Con la Delibera 247/2020/R/gas ARERA ha ottemperato alla sentenza del TAR, estendendo l'applicazione della componente UG2k anche ai clienti allacciati alla rete di distribuzione con consumi annui>200.000 Smc/anno, quantificandola limitatamente ai primi 200.000 Smc consumati.

Il 31 maggio A2A Energia S.p.A., Lumenergia S.p.A., ACEL Energie S.p.A. ed Enerxenia S.p.A. hanno presentato istanza di accesso alla CSEA per complessivi 21,7 milioni di euro che saranno liquidati in tre sessioni comprese tra il 1° aprile 2020 e il 31 dicembre 2021. Con riferimento agli importi di competenza della BU Generazione e Trading, pari a 12,2 milioni di euro, lo scorso 1° aprile CSEA ha liquidato il 25% dell'importo spettante, pari a circa 3 milioni di euro.

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Provvedimenti regolatori adottati per far fronte all'emergenza sanitaria COVID-19

Per far fronte all'impatto che l'emergenza sanitaria COVID-19 ha avuto sugli operatori e sui clienti finali, e al conseguente rischio di insoluti lungo l'intera filiera, l'Autorità ha adottato una serie di provvedimenti specifici, bilanciando le esigenze dei vari stakeholder coinvolti. Con riferimento alle imprese di vendita, le principali disposizioni adottate sono le seguenti:

• differimento dei termini degli adempimenti regolatori nei confronti dell'Autorità (tra cui le raccolte dati e lo svolgimento delle procedure di conciliazione). Inoltre, per tener conto delle disposizioni limitative prese a tutela della salute pubblica, l'Autorità ha ampliato l'utilizzo della causale «forza maggiore» anche in ambiti regolatori dove non era precedentemente prevista per giustificare il mancato rispetto di obblighi/standard prestazionali (Delibere 59/2020/R/com e 94/2020/R/com);
• introduzione di deroghe alla disciplina delle garanzie di cui al CADE e al CDRG, e facoltà, per i mesi di aprile, maggio, giugno e luglio, per i venditori e per i distributori di versare importi inferiori a quelli fatturati, entro determinati limiti definiti da ARERA. Gli importi non versati saranno saldati entro la fine del 2020 ai sensi della Delibera 248/2020/R/com (Delibera 116/2020/R/com e s.m.i.);
• sospensione delle procedure di tutela del credito di cui al TIMG e al TIMOE per tutti i clienti fino al 3 maggio, con proroga fino al 17 maggio per i soli clienti domestici, e proposta obbligatoria di rateizzazione nei confronti dei clienti in tutela e PLACET (Delibera 60/2020/R/com);
• istituzione presso la CSEA di un apposito conto di gestione straordinario, destinato a garantire il finanziamento delle iniziative a sostegno dei clienti finali connesse all'emergenza epidemiologica COVID-19, per un importo pari a 1,5 miliardi di euro (medesima Delibera 60/2020/R/com);
• sospensione dei termini di pagamento fino al 30 aprile 2020, e successiva rateizzazione obbligatoria ai clienti siti negli 11 comuni della iniziale «zona rossa» (Delibera 75/2020/R/com);
• in ragione della criticità nella consegna della corrispondenza, l'Autorità ha previsto la facoltà agli esercenti i servizi di tutela, e con riferimento ai contratti PLACET di inoltrare le bollette anche in formato elettronico (Delibera 117/2020/R/com);
• in considerazione delle difficoltà di prevedere correttamente il profilo di prelievo dei consumi e del manifestarsi di prezzi MSD significativamente diversi rispetto ai valori MGP, con le Delibere 121/2020/R/eel e 207/2020/R/eel l'Autorità ha previsto, a decorrere dal 10 marzo e fino al 30 giugno, l'applicazione di un meccanismo di cap & floor ai prezzi di valorizzazione degli sbilanciamenti per le unità di consumo e per le unità di produzione non abilitate.

Legge Concorrenza 2017 e cessazione delle tutele di prezzo per energia elettrica e gas

La Legge 4 agosto 2017, n. 124 e s.m.i. (Legge Concorrenza 2017) reca disposizioni finalizzate a rimuovere ostacoli di natura regolatoria all'apertura dei mercati, a promuovere lo sviluppo della concorrenza e a garantire la tutela dei consumatori. L'articolo 1, dai commi 59 a 85, introduce rilevanti disposizioni inerenti il mercato energetico, prevedendo, tra le altre cose, la fine dei regimi di tutela di prezzo dal 1° gennaio 2021 per le piccole imprese elettriche, e dal 1° gennaio 2022 per i clienti domestici e le microimprese(5) elettriche.

L'Autorità, pur nelle more degli adempimenti governativi, ha adottato i seguenti provvedimenti:

• con Delibera 555/2017/R/com ha disciplinato una specifica tipologia di offerta sul mercato libero a condizioni equiparate di tutela (offerte PLACET) e ha individuato le condizioni contrattuali minime per tutti i contratti di mercato libero dell'energia elettrica e del gas naturale;
• con Delibera 746/2017/R/com ha imposto obblighi di informazione a carico dei fornitori nell'ambito della tutela gas e degli esercenti la maggior tutela elettrica per informare i clienti del superamento delle tutele di prezzo;
• 5 Ai sensi della Direttiva EU 2019/944 sono le imprese con meno di 10 dipendenti e un fatturato/bilancio annuo non superiore a 2 MIO €.

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Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

Business Unit Generazione e Trading Business Unit Mercato

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• con Delibera 762/2017/I/eel ha proposto al MiSE i criteri, le modalità, i requisiti tecnici, finanziari e di onorabilità per l'iscrizione e la permanenza all'interno dell'Elenco Venditori Elettricità;
• con Delibera 51/2018/R/com ha definito i requisiti di funzionamento del Portale Offerte per la raccolta e pubblicazione delle offerte commerciali gestito da Acquirente Unico S.p.A.;
• ha trasmesso al MiSE il Rapporto 117/2018/I/com sul monitoraggio dei mercati di vendita al dettaglio dell'energia elettrica e del gas necessario ai fini della verifica del raggiungimento degli obiettivi previsti dalla Legge Concorrenza 2017;
• con Delibera 59/2019/R/com ha approvato le Linee Guida volontarie per la promozione delle offerte di energia elettrica e di gas naturale a favore di gruppi di acquisto rivolti ai clienti finali domestici e alle piccole imprese;
• con Delibera 270/2019/R/com, ARERA ha affidato ad Acquirente Unico S.p.A. la realizzazione del Portale Consumi per accrescere la consapevolezza dei consumatori: in questa prima fase il cliente potrà visualizzare i dati storici dei propri consumi elettrici e del gas, le letture e le autoletture degli ultimi 12 mesi. La granularità dei dati disponibili dipenderà dalla tipologia di contatore installato e dalla frequenza di messa a disposizione delle letture al SII;
• con il documento di consultazione 220/2020/R/com ha illustrato le proprie proposte in merito al servizio di tutele graduali da attivare con decorrenza 1° gennaio 2021 nei confronti delle piccole imprese, diverse dalle microimprese, che saranno prive di un fornitore sul mercato libero.

Si è ancora in attesa degli adempimenti a carico del MiSE aventi ad oggetto:

• l'approvazione dell'Elenco Venditori Elettricità;
• la riforma del bonus sociale;
• la definizione delle modalità e dei criteri per un ingresso consapevole dei clienti finali nel mercato, tenendo altresì conto della necessità di garantire la concorrenza e la pluralità di fornitori e di offerte nel libero mercato.

Componenti a copertura dei costi di commercializzazione sulla maggior tutela elettrica, sul mercato libero elettrico e sulla tutela gas

La Delibera 576/2019/R/eel ha aggiornato per il 2020 le componenti RCV e PCV a copertura dei costi di commercializzazione, rispettivamente, per la maggior tutela elettrica e per il mercato libero elettrico. L'impatto complessivo a livello di Gruppo A2A è pari a 800.000 euro.

PCV €/POD/anno			2019	2020
POD domestici			65,38	65,12
POD usi diversi			121,84	125,64
RCVsm €/POD/anno	2019		2020
	C-Nord	C-Sud	C-Nord	C-Sud
POD domestici	39,77	42,53	41,55	44,10
POD usi diversi	71,81	116,30	69,67	101,78

La Delibera 577/2019/R/gas ha aggiornato per il 2020 la componente QVD a copertura dei costi di commercializzazione della vendita al dettaglio del gas. L'impatto complessivo a livello di Gruppo A2A è pari a 4,7 milioni di euro.

QVD	2019		2020
	€/PDR/anno	c€/mc	€/PDR/anno	c€/mc
PDR domestico	60,23	0,7946	63,61	0,7946
PDR condominio uso domestico<200.000 Smc/a	79,11	0,7946	83,55	0,7946

Ulteriori meccanismi di copertura dei costi efficienti sulla maggior tutela elettrica

Con riferimento agli ulteriori meccanismi di compensazione dei costi inerenti il servizio di maggior tutela di cui al TIV si segnala che:

• nel mese di aprile A2A Energia S.p.A. ha presentato istanza di accesso al meccanismo di compensazione della morosità dei clienti finali di cui al TIV, finalizzato a riconoscere eventuali oneri legati alla morosità eccedenti l'unpaid ratio già considerato ai fini dell'aggiornamento della componente RCV (COMP 2019), per un importo pari a 1,3 milioni di euro;
• nel mese di marzo A2A Energia S.p.A. ha presentato istanza di accesso al meccanismo relativo alla fuoriuscita dei clienti dal servizio di maggior tutela, finalizzato a riconoscere l'ulteriore costo fisso connesso ad un tasso di uscita dei clienti verso il mercato libero maggiore rispetto a quanto implicitamente riconosciuto nell'ambito della definizione della componente RCV (PUC 2019), per un importo pari a circa 250.000 euro.

Prescrizione biennale dei consumi di energia elettrica e gas naturale

La Legge di Bilancio 2018, all'articolo 1, commi 4-10, ha introdotto la prescrizione biennale nei contratti di fornitura di energia elettrica, gas e servizio idrico nei rapporti tra i clienti e il venditore, nei rapporti tra il distributore e il venditore e in quelli con l'operatore del trasporto e con gli altri soggetti della filiera, nonché la sospensione dei pagamenti (e rimborso dei pagamenti effettuati) in caso di procedimenti AGCM per l'accertamento di violazioni del codice del consumo in tema di fatturazione, finché non sia stata verificata la legittimità della condotta dell'operatore.

La Legge prevedeva inizialmente che la prescrizione non fosse riconosciuta al cliente nel caso in cui la mancata o erronea rilevazione dei dati di consumo fosse a questi imputabile, tuttavia il comma 295 dell'articolo 1 della Legge di Bilancio 2020 ha rimosso tale fattispecie, prevedendo il riconoscimento della prescrizione biennale anche nei casi di accertata responsabilità del cliente, e introducendo di fatto una responsabilità oggettiva in capo agli operatori della filiera, in particolar modo quelli preposti all'attività di misura, pur in assenza di un accertamento specifico di colpe o inefficienze del loro operato.

L'entrata in vigore è stata differenziata: dal 1° marzo 2018 per il settore elettrico, dal 1° gennaio 2019 per il settore gas e dal 1° gennaio 2020 per il servizio idrico.

L'Autorità ha dato attuazione delle disposizioni in merito:

• la Delibera 97/2018/R/com ha definito l'ambito di applicazione, ribadito le tempistiche di entrata in vigore ed introdotto obblighi informativi da parte dei venditori nei confronti dei clienti finali al fine di renderli edotti della possibilità di eccepire la prescrizione biennale;
• la Delibera 264/2018/R/com ha introdotto una misura transitoria che consente all'utente del trasporto, in caso di mancato incasso dovuto ad un'eccezione di prescrizione sollevata dal cliente finale dovuta a conguagli e rettifiche imputabili alla responsabilità del distributore, di richiedere all'impresa distributrice la rideterminazione degli importi;
• la Delibera 569/2018/R/com ha introdotto nuovi ed ulteriori obblighi informativi e definito le modalità per eccepire la prescrizione nei casi in cui la responsabilità del ritardo di fatturazione sia imputabile al venditore, al distributore o presumibilmente al cliente;
• la Delibera 683/2018/R/com ha esteso anche al settore gas la possibilità per i venditori di richiedere al distributore la restituzione delle somme versate in eccesso in caso di mancati incassi dovuti alle eccezioni di prescrizione sollevate da clienti finali, legate a ricalcoli la cui responsabilità sia attribuita al distributore, ha confermato l'adozione del criterio pro-die ai fini dell'identificazione del periodo oggetto di prescrizione ed ha rimandato ad un successivo provvedimento la definizione delle tempistiche e delle modalità con cui gli utenti del dispacciamento dell'energia elettrica e gli utenti del bilanciamento del gas naturale, in caso di mancato incasso dovuto ad un'eccezione di prescrizione sollevata dal cliente finale per responsabilità dei distributori, abbiano titolo a richiedere, rispettivamente, a Terna S.p.A. e a Snam Rete Gas S.p.A. la revisione delle partite economiche.

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Legge di Bilancio 2020 e gestione del credito

La Legge di Bilancio 2020, all'art. 1 comma 291, prevede che «i gestori di servizi di pubblica utilità e gli operatori di telefonia, di reti televisive e di comunicazioni elettroniche hanno l'obbligo di trasmettere agli utenti le comunicazioni con cui si contestano, in modo chiaro e dettagliato, gli eventuali mancati pagamenti di fatture e si comunica la sospensione delle forniture in caso di mancata regolarizzazione, con adeguato preavviso, non inferiore a quaranta giorni, tramite raccomandata con avviso di ricevimento». Tale norma è stata trasposta nel TIMG e nel TIMOE con la Delibera 219/2020/R/com, che ha impattato sulle performance di gestione del credito prevedendo:

• che la comunicazione al cliente possa essere effettuata esclusivamente con raccomandata con avviso di ricevimento o PEC;
• che la richiesta di sospensione della fornitura per i clienti gas ed elettrici MT/AT possa essere presentata al distributore non prima di 40 giorni solari dalla data di notifica della comunicazione di costituzione in mora;
• che tali tempistiche per i clienti elettrici in BT siano ridotte a 25 giorni solari (l'intervento tecnico di sospensione avverrebbe, comunque, non prima di 40 giorni solari dalla data di notifica).

Tali disposizioni determinano un incremento dell'esposizione finanziaria degli operatori e un peggioramento delle performances e degli indici correlati alla gestione del credito.

Chiusura del contenzioso relativo alla Delibera ARG/gas 89/10 e liquidazione degli importi

Relativamente al contenzioso, si rimanda al relativo paragrafo presente nella BU Generazione Trading.

In relazione alle istanze presentate lo scorso 31 maggio da A2A Energia S.p.A., Lumenergia S.p.A., ACEL Energie S.p.A. ed Enerxenia S.p.A., con riferimento agli importi di competenza della BU Mercato, pari a 9,4 MIO euro, lo scorso 1° aprile CSEA ha liquidato alle singole società il 25% dell'importo spettante, pari a circa 2,3 milioni di euro.

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Provvedimenti regolatori adottati per far fronte all'emergenza sanitaria COVID-19

Per far fronte all'impatto che l'emergenza sanitaria COVID-19 ha avuto sugli operatori del ciclo integrato rifiuti, l'Autorità ha adottato i seguenti provvedimenti:

• la già citata Delibera 59/2020/R/com ha disposto il differimento al 1° luglio 2020 dei termini di applicazione del TITR connessi agli elementi informativi minimi che devono essere garantiti agli utenti e alla trasmissione dei dati da parte dei gestori delle attività operative al gestore dell'attività di gestione tariffe e rapporti con gli utenti;
• la Delibera 75/2020/R/com ha sospeso i termini di pagamento di fatture/avvisi di pagamento emessi/da emettere per le utenze site nei Comuni di cui all'Allegato 1 del DPCM del 1° marzo 2020 con successiva rateizzazione degli importi dovuti e sospensione della morosità;
• la Delibera 102/2020/R/rif ha richiesto informazioni ai gestori e agli Enti Territorialmente Competenti (ETC) relativamente agli eventuali oneri aggiuntivi sostenuti per il servizio;
• la Delibera 158/2020/R/rif ha introdotto dei fattori di rettifica per scontare l'impatto della TARI per le utenze non domestiche le cui attività, per effetto dell'emergenza sanitaria, sono state sospese nonché la previsione di specifiche tutele per le utenze domestiche in stato di disagio economico sociale;
• la Delibera 238/2020/R/rif ha aggiornato il Metodo Tariffario Rifiuti (MTR) già approvato per il periodo 2018-2021, introducendo la possibilità di copertura già nel 2020 sia dei costi straordinari connessi all'emergenza sia della scontistica applicata e prevista dalla Delibera 158/2020/R/rif anche alla luce delle informazioni raccolte a seguito della Delibera 102/2020/R/rif.

Interventi sul Metodo Tariffario Rifiuti per il periodo 2018-2021 (MTR)

La Delibera 443/2019/R/rif ha approvato il Metodo Tariffario per il servizio integrato di gestione dei Rifiuti (MTR), definendo "i criteri di riconoscimento dei costi efficienti di esercizio e di investimento per il periodo 2018-2021". Il provvedimento si applica alle entrate tariffarie 2020, compatibilmente con le tempistiche previste per l'approvazione della TARI da parte dei Consigli Comunali la cui scadenza è stata prorogata al 31 luglio 2020 per effetto del D.L. n. 34/2020 (c.d. Decreto Rilancio).

MTR prevede che i costi riconosciuti ai Gestori siano determinati a partire da quelli effettivi rilevati nell'anno di riferimento (a-2) risultanti da fonti contabili obbligatorie(6) e siano quelli afferenti alla gestione integrata dei rifiuti, che comprende le attività di:

• spazzamento e lavaggio strade,
• raccolta e trasporto,
• trattamento e recupero dei rifiuti urbani,
• trattamento e smaltimento dei rifiuti urbani,
• gestione tariffe e dei rapporti con gli utenti.

Altre attività come la deratizzazione, lo sgombero neve, la disinfestazione zanzare, la pulizia giardini, ecc. sono considerate esterne al ciclo integrato dei rifiuti urbani e, quindi, non sottoposte al perimetro di regolazione.

I costi di trattamento e smaltimento sono stati definiti in via transitoria as is nelle more della fissazione dei criteri per la determinazione delle tariffe di accesso agli impianti prevista nel 2020 con decorrenza 1° gennaio 2021.

MTR si basa sul principio del full cost recovery e stabilisce che le entrate tariffarie possono crescere di anno in anno tramite l'applicazione del meccanismo del price cap entro un certo limite massimo all'incremento. Gli ETC possono presentare ad ARERA istanza per il superamento di detto limite, qualora lo

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⁶ Il metodo è in continuità con il DPR 27 aprile n. 158/99 ma prevede per la predisposizione dei PEF l'utilizzo delle fonti contabili obbligatorie e non i costi previsionali.

ritengano necessario per assicurare il raggiungimento dei previsti miglioramenti di qualità ovvero per sostenere il processo di integrazione delle attività gestite.

Nel seguito le principali caratteristiche del nuovo metodo:

• è del tipo rab-based con riconoscimento di costi operativi, quota ammortamenti e remunerazione del capitale investito (WACC al 6,3%, cui va sommato un 1% per investimenti successivi al 31 dicembre 2017 legato al lag regolatorio);
• è consentito inserire nella tariffa costi previsionali non ancora consuntivati, fermi restando meccanismi di successive verifiche (componente COI);
• sharing dei ricavi da vendita di materiale ed energia in un range tra 40%-70% che consente ai Gestori di trattenere una parte dei proventi, anche in funzione della qualità di differenziata conferita. La percentuale di sharing deve essere stabilita dall'ETC;
• conguagli sugli anni 2018 e 2019, calcolati sulla base della differenza tra i costi previsti dai PEF 2018 e 2019 e i costi consuntivati nel 2017 inflazionati, da applicare secondo meccanismi di gradualità sulla base di indicatori di efficienza della gestione tenuto conto delle valutazioni dell'ETC.

La procedura di approvazione prevede la trasmissione del PEF da parte del Gestore all'ETC il quale – dopo le verifiche di correttezza, completezza e congruità dei dati – lo invia, unitamente ai corrispettivi tariffari, ad ARERA per l'approvazione.

La Delibera 158/2020/R/rif, allo scopo di armonizzare l'applicazione delle agevolazioni a favore delle utenze non domestiche la cui attività è stata sospesa a causa dell'emergenza, ha fissato le riduzioni della parte variabile delle tariffe (distinte in base al periodo di chiusura forzata) secondo il metodo normalizzato ex DPR 158/99. La medesima delibera ha, inoltre introdotto, nelle more di una disciplina organica, la possibilità per gli ETC di prevedere agevolazioni per le utenze domestiche più vulnerabili sotto forma di "bonus sociale". Si segnala che questi sono stati i primi interventi diretti di ARERA sull'articolazione tariffaria lato utenti.

La Delibera 238/2020/R/rif, tenuto conto dell'emergenza sanitaria, ha previsto le seguenti disposizioni integrative di MTR, applicabili discrezionalmente da parte dell'ETC:

• nuove componenti per maggiori/minori costi COVID sostenuti/non sostenuti nel 2020 che entrano nel limite di crescita delle entrate tariffarie;
• una clausola integrativa dei contratti di servizio che impegni il gestore subentrante a corrispondere i conguagli già quantificati ed approvati dall'ETC al gestore uscente;
• la possibilità di rinvio a conguaglio delle componenti a copertura delle scontistiche per le utenze previste dalla Delibera 158/2020/R/rif;
• la possibilità di richiedere a CSEA un'anticipazione sul 2020 delle minori entrate tariffarie connesse alle scontistiche applicate alle utenze non domestiche, da restituire entro il 31 dicembre 2023.

In data 30 dicembre 2019 AMSA S.p.A. e A2A Ambiente S.p.A. hanno, singolarmente e per diverse motivazioni, presentato ricorso al TAR Lombardia verso la Delibera 443/2019/R/rif. A valle dell'udienza di merito tenutasi il 27 maggio 2020, in data 30 giugno il TAR Milano ha depositato le sentenze di rigetto di entrambi i ricorsi.

Testo integrato in tema di trasparenza verso gli utenti nel servizio di gestione dei rifiuti (TITR)

La Delibera 444/2019/R/rif disciplina gli obblighi di trasparenza verso gli utenti tramite l'istituzione del Testo integrato in tema di trasparenza nel servizio di gestione dei rifiuti (TITR) per il periodo di regolazione 1° aprile 2020-31 dicembre 2023 (a causa dell'emergenza COVID, la decorrenza è stata rinviata al 1° luglio 2020). Gli obblighi si applicano al gestore del servizio integrato dei rifiuti (inclusi i Comuni in economia) e al gestore che svolge la gestione delle tariffe e dei rapporti con gli utenti, qualora tali attività siano svolte da soggetti distinti (inclusi i Comuni che spesso sono titolari di tale attività).

I gestori dovranno attivare tutti gli strumenti necessari per rendere accessibili e comprensibili i documenti e le informazioni agli utenti, tramite la pubblicazione di contenuti informativi minimi obbligatori da rendere disponibili (i.e. inerenti gli aspetti generali di gestione dei servizi operativi, la Carta della qualità del servizio, la modalità di calcolo della TARI, le performance ambientali della gestione ecc.) attraverso siti web, documenti di riscossione e comunicazioni agli utenti per variazioni di rilievo nello svolgimento delle attività, modulistica liberamente scaricabile per presentare un reclamo. Vengono, inoltre, regolate le tempistiche di scambio delle informazioni nel caso di operatori diversi per le singole attività del servizio di gestione rifiuti.

End of Waste ovvero cessazione della qualifica di rifiuto

A seguito della Sentenza del Consiglio di Stato n. 1229/2018 (febbraio 2018) – secondo la quale l'art. 184-ter del D.Lgs. 152/2006 non consentirebbe alle Amministrazioni locali di autorizzare la cessazione della qualifica di rifiuto (c.d. end of waste - EoW) "caso per caso", essendo tali criteri necessariamente stabiliti a livello statale o europeo –, si è creato uno "stallo" normativo ed una rilevante incertezza per gli investimenti nel settore del recupero dei rifiuti.

Tale situazione è apparsa ancor più paradossale dal momento che la nuova Direttiva 851/2018 del Pacchetto UE sull'Economia Circolare (che sarà recepita entro luglio 2020) ha previsto il c.d. "caso per caso", avendo quindi in nuce le potenzialità per una risoluzione della problematica sollevata dalla sentenza del Consiglio di Stato.

Per superare questa impasse, a seguito della forte preoccupazione del settore, nell'ambito della conversione del DL "Sblocca Cantieri" è stato approvato un emendamento che rivede il comma 3 dell'articolo 184-ter del D.Lgs. 152/2006. La portata di questa previsione è, tuttavia, limitata: essa, infatti, prende come riferimento le tipologie di rifiuti, di operazioni di recupero e prodotti ottenuti disciplinati dai DM 5 febbraio 1998, 12 giugno 2002, n. 161, e 17 novembre 2005, n. 269, senza intercettare gli aspetti di innovazione tecnologica che hanno caratterizzato i nuovi processi tecnologici di recupero attivati nel periodo intercorrente tra la pubblicazione dei suddetti Decreti ed oggi. Con tale modifica, i processi non previsti dalla normativa semplificata (DM 5 febbraio 1998) non avrebbero potuto ricorrere alla possibilità di richiedere autorizzazioni "caso per caso" rilasciate dagli Enti locali competenti.

A ciò si è aggiunto il rischio di revoca per le autorizzazioni "caso per caso" già rilasciate: la norma introdotta rimanda al MATTM per l'emanazione del DM recante le Linee guida sulla base delle quali, entro i successivi 12 mesi, i titolari delle nuove autorizzazioni rilasciate in conformità ai DM sopra richiamati dovranno presentare all'Autorità competente istanza di aggiornamento.

Nel frattempo, con il Decreto n. 6785 del 15 maggio 2019, la Regione Lombardia ha disposto che le Autorità competenti possano autorizzare la produzione di biometano, anche da impianti di trattamento dei rifiuti, utilizzando i criteri fissati dal DM MiSE 2 marzo 2018. Nel mese di giugno 2019, un medesimo provvedimento è stato adottato dalla Regione Lazio. La conformità di questi decreti all'art. 184-ter del D.Lgs. 152/2006 è, tuttavia, controversa.

Recependo ancora una volta le preoccupazioni del settore sul perdurare della situazione di incertezza per gli investimenti, il 2 novembre 2019 è stata pubblicata la Legge 128/2019 di conversione del DL "Salva Imprese", che all'art. 14 contiene la riforma della "cessazione della qualifica di rifiuto" con la quale, in coerenza con la Direttiva 851/2018, viene abrogata la precedente misura contenuta nel DL "Sblocca Cantieri" e viene reintrodotta la possibilità del "caso per caso" in procedura ordinaria (ex. art. 208 TUA o AIA) in capo alle amministrazioni competenti (Provincia/Regione), nel rispetto di determinate prescrizioni. Nel Decreto vengono, inoltre, fatte salve le autorizzazioni in essere e quelle in corso di rinnovo (o per le quali verrà richiesto il rinnovo entro 120 giorni dall'entrata in vigore del provvedimento).

Tuttavia a livello centrale (MATTM) vengono attribuiti compiti di accertamento e di controllo, da effettuare col supporto di ISPRA, relativamente al rispetto dei requisiti previsti dalla Direttiva 851/2018 e della conformità con le autorizzazioni rilasciate, che possono portare a prescrizioni vincolanti per Amministrazioni ed imprese fino alla revoca delle autorizzazioni. Tale previsione, inserita a garanzia del coordinamento centrale delle autorizzazioni rilasciate a livello locale, non elimina il rischio per gli investimenti derivante dalla possibile revoca ex post del titolo.

Dopo quello sui PAP (prodotti assorbenti della persona), nel 2020 è stato pubblicato il Decreto «EoW» per i pneumatici fuori uso (PFU) e si è in attesa di quello sulla carta da macero e successivamente sui rifiuti da costruzione e demolizione.

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Pacchetto UE sull'Economia Circolare e percorso di recepimento nell'ordinamento nazionale

Il 14 giugno 2018 è stato pubblicato il Pacchetto UE sull'Economia Circolare composto da:

• 4 Direttive in materia di rifiuti (Direttiva 2018/849 su veicoli fuori uso/pile/RAEE, Direttiva 2018/850 sulle discariche, Direttiva 2018/851 sui rifiuti, Direttiva 2018/852 sugli imballaggi);
• 1 Regolamento relativo all'omologazione e alla vigilanza del mercato dei veicoli.

Le misure sono mirate a favorire l'applicazione della gerarchia dei rifiuti (prevenzione, riuso, riciclo, recupero energetico, discarica) anche attraverso appositi strumenti legislativi e finanziari, ed in quest'ottica sono fissati alcuni obiettivi comuni per l'Unione Europea:

• riciclo di almeno il 55% dei rifiuti urbani entro il 2025. Questa quota è destinata a salire al 60% entro il 2030 e al 65% entro il 2035;
• riciclo del 65% dei rifiuti di imballaggi entro il 2025 (70% entro il 2030) con obiettivi diversificati per materiale.

Le nuove regole riguardano anche un obiettivo vincolante di riduzione dello smaltimento in discarica: gli Stati Membri dovranno assicurare che dal 2030 non vengano più conferiti in discarica i rifiuti riciclabili e che dal 2035 la quota complessiva di rifiuti urbani destinati alle discariche non ecceda il 10%.

Centrale nell'applicazione della gerarchia dei rifiuti è il rafforzamento del principio della Responsabilità Estesa del Produttore (EPR) con la quale i produttori sono chiamati a partecipare alla gestione organizzativa e finanziaria della fase del ciclo di vita in cui il prodotto diventa un rifiuto.

Le Direttive devono essere recepite nell'ordinamento dei Paesi Membri entro il 5 luglio 2020. A tal fine, la Legge n. 117 del 4 ottobre 2019 (anche Legge di delegazione europea 2018) fissa agli articoli 14, 15 e 16 i princìpi e i criteri che il Parlamento indirizza al Governo per la delega all'attuazione delle suddette direttive. Tra questi probabilmente il più rilevante è l'articolo 16 che contiene i criteri per recepire, entro il 5 aprile 2020, la Direttiva UE 2018/851 (sui rifiuti) e la Direttiva 2018/852 (sugli imballaggi) e determina i principi che dovrebbero essere contenuti nei successi D.L.gs.. Tali principi, ad oggi, non possiedono un valore "precettivo" ma un mero valore "interpretativo", peraltro di valore primario.

Parallelamente il MATTM ha avviato un percorso consultivo con i diversi stakeholder per valutare le (ampie) modifiche che dovranno essere apportate al D.Lgs. n. 152 del 2006 (Testo Unico Ambiente TUA) per recepire le disposizione comunitarie, oltre agli interventi di adeguamento dell'impianto normativo alle nuove esigenze del settore.

Dopo che la Legge di delegazione europea ne ha fissato i principi anche in considerazione del percorso consultivo di revisione al D.Lgs 152/2006 gestito dal MATTM, il CdM del 5 marzo 2020 ha approvato, in via preliminare, i Decreti Legislativi di recepimento.

Tra le principali tematiche oggetto di revisione, nell'ambito degli obiettivi fissati, si segnala: la governance del settore e le competenze, i sistemi EPR e la gestione degli imballaggi, il sistema di tracciabilità, la classificazione dei rifiuti, la regolamentazione delle discariche e di particolari filiere (ad es. RAEE). In particolare in tema di assimilazione, l'orientamento seguito comporterebbe un estensione delle privative comunali (inclusione di flussi derivanti da attività commerciali) nonché la classificazione come rifiuti urbani anche dei flussi decadenti da un trattamento intermedio (c.d. speciali da urbani).

Decreto MATTM 21 aprile 2020 - Modalità di organizzazione e di funzionamento del registro nazionale per la raccolta delle autorizzazioni rilasciate e degli esiti delle procedure semplificate concluse per lo svolgimento di operazioni di recupero.

Il provvedimento si compone di otto articoli e di un allegato e illustra le modalità di funzionamento, di organizzazione e di trasmissione dei dati del registro nazionale. In particolare, il Recer utilizza la piattaforma telematica "Monitor-piani" istituita dal Ministero dell'ambiente presso l'Albo nazionale gestori ambientali dove le autorità competenti dovranno inserire i dati delle autorizzazioni e degli esiti delle procedure semplificate utilizzando la procedura messa a disposizione sul portale web della piattaforma e indicata nell'Allegato 1 del Decreto.

La funzionalità principale di questo strumento è quella di rendere disponibile i dati alle amministrazioni pubbliche che lo richiedano al fine dello svolgimento dei propri compiti istituzionali e alle autorità competenti che ne facciano richiesta anche al fine di essere valutati nell'istruttoria dei procedimenti finalizzati al rilascio delle autorizzazioni di cui all'art. 184-ter, comma 3, del D.Lgs. 152/2006.

Regolamento CEE/UE 5 giugno 2019, n. 1009 – Regolamento (UE) 2019/1009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, che stabilisce norme relative alla messa a disposizione sul mercato di prodotti fertilizzanti dell'UE, che modifica i regolamenti (CE) n. 1069/2009 e (CE) n. 1107/2009 e che abroga il regolamento (CE) n. 2003/2003

Il Regolamento definisce condizioni armonizzate per la messa a disposizione sul mercato europeo di fertilizzanti ottenuti da materiali riciclati o organici, allo scopo di incentivarne l'impiego in un'ottica di economia circolare. Il Regolamento si applica ai prodotti fertilizzanti che recano la marcatura CE, mentre non si applica ai sottoprodotti di origine animale né ai prodotti fitosanitari. In particolare, il Regolamento definisce, all'articolo 19, i criteri end of waste per i rifiuti contenuti nei prodotti fertilizzanti conformi UE. I rifiuti in questione cessano di essere tali nel momento in cui viene redatta la dichiarazione UE di conformità del prodotto fertilizzante (Allegati 4 e 5). L'efficacia dell'art. 19 e i connessi allegati saranno efficaci a partire dal 16 luglio 2022.

Direttiva(UE) 2019/1937 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 ottobre 2019 – Riguardante la protezione delle persone che segnalano violazioni del diritto dell'Unione

La Direttiva ha la principale finalità di proteggere i dipendenti dalle segnalazioni fatte in relazione alle violazione del diritto ambientale nel corso dell'attività lavorativa, attraverso il sistema del whistleblowing che è stato introdotto in Italia con la L. 179/2017. Le aziende, se non già presente in relazione ai propri modelli di organizzazione e controllo (MOG 231), dovranno dotarsi di un sistema di comunicazione della segnalazione a protezione del lavoratore e di difesa da eventuali ritorsioni per l'attività del segnalatore. Dovranno essere previste anche le modalità e le condizioni in cui sarà ammissibile la segnalazione della violazione da parte di soggetti esterni.

Decisione CEE/CEEA/CECA 12 novembre 2019, n. 2010 – Migliori tecniche disponibili (BAT), a norma della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, per l'incenerimento dei rifiuti

Con tale decisione, la Commissione ha approvato le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili (Best Available Techniques, BAT) per l'incenerimento dei rifiuti, riportate nell'Allegato alla Decisione. Le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili fungono da riferimento per stabilire le condizioni di autorizzazione per le installazioni di cui al capo II della Direttiva 2010/75/UE relativa alle emissioni industriali. Le autorità competenti dovrebbero quindi fissare valori limite di emissione tali da garantire che, in condizioni di esercizio normali, non si superino i livelli di emissione associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle conclusioni sulle BAT. Gli impianti esistenti (ossia quelli autorizzati prima della pubblicazione delle conclusioni sulle BAT) hanno quattro anni di tempo per conformarsi alle nuove norme, le nuove installazioni (ossia quelle autorizzate per la prima volta dopo la pubblicazione delle conclusioni sulle BAT) devono invece conformarsi immediatamente ai nuovi requisiti.

Delibera SNPA del 27 novembre 2019 n. 61 – Linee guida sulla classificazione dei rifiuti

Il 24 dicembre 2019 è stata pubblicata sul sito del SNPA la presente Delibera che ha lo scopo di dettare le linee guida sulla classificazione dei rifiuti. La Linea Guida ha come principale obiettivo quello di produrre manualistica per l'armonizzazione, l'efficacia, l'efficienza e l'omogeneità dei sistemi di controllo e della loro gestione nel territorio nazionale, nonché il continuo aggiornamento, in coerenza con il quadro normativo nazionale e sovranazionale, delle modalità operative del Sistema nazionale e delle attività degli altri soggetti tecnici operanti nella materia ambientale. Il provvedimento si compone di 4 capitoli e di 4 appendici e, oltre ad analizzare il quadro normativo di riferimento, individua un approccio metodologico per la classificazione dei rifiuti, comprensivo di schemi procedurali utili ai fini dell'attribuzione del codice e per la valutazione della pericolosità. Fornisce una versione commentata dell'elenco europeo dei rifiuti di cui alla decisione 2000/532/CE, riporta esempi di classificazione di alcune tipologie di rifiuti di particolare rilevanza ed individua i criteri metodologici per la valutazione delle singole caratteristiche di pericolo e degli inquinanti organici persistenti.

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D.Lgs. Governo 5 dicembre 2019, n. 163 – Disciplina sanzionatoria per la violazione delle disposizioni di cui al regolamento (UE) n. 517/2014 sui gas fluorurati a effetto serra e che abroga il regolamento (CE) n. 842/2006

Il 17 gennaio 2020 entra in vigore il Regolamento che prevede le sanzioni sui gas fluorurati ad effetto serra e che si allinea al Regolamento UE/517/2014 e al DPR 146/2018.

Il testo prevede sanzioni amministrative pecuniarie per la violazione degli obblighi in materia di prevenzione delle emissioni e di sistemi di rilevamento delle perdite.

Nota ISPRA - 11 febbraio 2020 - Classificazione dei rifiuti urbani derivanti da trattamento meccanico e meccanico/biologico: indicazioni di supporto al produttore

Oltre a ribadire la responsabilità del produttore in materia e che per i rifiuti non pericolosi assoluti non sono necessarie "ulteriori valutazioni", la nota ISPRA sottolinea che al fine di giungere alla classificazione dei rifiuti e la definizione delle relative caratteristiche di pericolo è necessaria una combinazione di diverse valutazioni che consentono di individuare le sostanze pericolose che potrebbero ragionevolmente essere presenti (dall'analisi del ciclo produttivo/attività che genera il rifiuto alla valutazione delle sostanze pericolose potenzialmente presenti).

Legge Regionale Lombardia 21 maggio 2020, n. 11 - Legge di semplificazione 2020

Con questo atto normativo la Regione Lombardia ha emanato diverse semplificazioni legislative, alcune delle quali riguardano gli aspetti ambientali:

• 1) Art. 17 modifica alle competenze delle Province e della Regione. L'articolo modifica gli articoli 16 e 17 e aggiunge l'art. 17.1 della LR 26/2003. Le modifiche sono:
• art. 16: oltre alla correzione di alcuni riferimenti normativi, la novità più importante è che viene data alle province la competenza della valutazione dei progetti di impianti innovativi, autorizzabili sulla base degli articoli 29-quater, 208 o 209 del D.Lgs. 152/2006, che producono energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili di cui al D.Lgs. 387/2003.
• art. 17: in considerazione del nuovo riparto di competenze provinciali, l'articolo è modificato con l'indicazione delle restanti competenze della Regione.
• art. 17.1: la regione, con una futura delibera, implementerà un unico sistema informatizzato per gestire le istanze, le comunicazioni e la documentazione relative ai procedimenti di rilascio, rinnovo, variante e voltura delle autorizzazioni previste dai precedenti articoli e disciplinate ai sensi degli articoli 208, 209 e 211 del D.Lgs. 152/2006.
• 2) Art. 18 e 19 modifica all'articolo 8 della Legge regionale 24/2006. Nello specifico, tramite una futura delibera, verrà previsto un unico sistema informatizzato per il rilascio, il rinnovo e il riesame della autorizzazione alle emissioni in atmosfera e dell'AIA di competenza regionale e provinciale.
• 3) Art. 20 Disposizioni per la semplificazione dei procedimenti di riesame delle AIA a seguito di emanazione delle conclusioni sulle BAT.

Legge 5 giugno 2020, n. 40 - Conversione in legge, con modificazioni, del Decreto Legge 8 aprile 2020, n. 23, recante misure urgenti in materia di accesso al credito e di adempimenti fiscali per le imprese, di poteri speciali nei settori strategici, nonché interventi in materia di salute e lavoro, di proroga di termini amministrativi e processuali

Questa legge converte il Decreto Legge 8 aprile 2020, n. 23 "DL Liquidità". Oltre alle misure già entrate in vigore l'8 aprile, se ne aggiungono altre tra cui si segnala l'art. 4 bis, che amplia l'elenco dei settori di attività considerati a maggior rischio di infiltrazione mafiosa nel settore degli appalti di lavori, individuate ai sensi dell'art. 1, comma 53, della Legge n. 190/2012 (Disposizioni per la prevenzione e la repressione della corruzione e dell'illegalità nella pubblica amministrazione).

Viene inserita la nuova categoria dei servizi ambientali, che comprende le attività di raccolta, trasporto (sia nazionale che transfrontaliero, anche se svolto per conto di terzi), trattamento e smaltimento dei rifiuti, nonché le attività di risanamento, bonifica e gli altri servizi connessi alla gestione dei rifiuti.

D.Lgs. Governo 9 giugno 2020, n. 47 - Attuazione della direttiva (UE) 2018/410 del Parlamento europeo e del Consiglio del 14 marzo 2018, che modifica la direttiva 2003/87/CE per sostenere una riduzione delle emissioni più efficace sotto il profilo dei costi e promuovere investimenti a favore di basse emissioni di carbonio, nonché adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento (UE) 2017/2392 relativo alle attività di trasporto aereo e alla decisione (UE) 2015/1814 del Parlamento europeo e del Consiglio del 6 ottobre 2015 relativa all'istituzione e al funzionamento di una riserva stabilizzatrice del mercato

Il decreto recepisce i contenuti della Direttiva 2018/410/UE, del Regolamento (UE) 2017/2392 e della Decisione (UE) 2015/1814 e opera una riscrittura completa dell'attuale disciplina dello scambio di quote di emissione di gas a effetto serra recata dal D.Lgs. 30/2013, che viene abrogato (fatte salve le disposizioni che continuano ad applicarsi ai fini del completamento delle attività del sistema EU-ETS per il periodo 2013-2020).

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Provvedimenti regolatori adottati per far fronte all'emergenza sanitaria COVID-19

Per far fronte all'impatto che l'emergenza sanitaria COVID-19 ha avuto sugli operatori dell'energia e sui clienti finali, l'Autorità ha adottato una serie di provvedimenti specifici, bilanciando le esigenze dei vari stakeholder coinvolti e tenendo conto delle disposizioni normative vigenti pro tempore.

Per quanto riguarda gli operatori dei servizi a rete, le principali iniziative adottate sono le seguenti:

• differimento dei termini degli adempimenti regolatori nei confronti dell'Autorità (tra cui le raccolte dati e lo svolgimento delle procedure di conciliazione). Inoltre, per tener conto delle disposizioni limitative prese a tutela della salute pubblica, l'Autorità ha ampliato l'utilizzo della causale «forza maggiore» anche in ambiti regolatori dove non era precedentemente prevista per giustificare il mancato rispetto di obblighi/standard prestazionali (Delibere 59/2020/R/com e 94/2020/R/com);
• la Delibera 190/2020 ha reso operativa la misura prevista dal DL Rilancio, ossia sconti alle bollette elettriche dei BT Altri Usi (AU) con riferimento ai consumi dei mesi di maggio-giugno-luglio. Tecnicamente l'intervento tariffario riguarda la diminuzione delle componenti fisse delle tariffe di trasporto, distribuzione e misura e degli oneri generali per i BT AU con potenza impegnata > 3 kW per i quali viene azzerata la quota potenza ed applicata solo una quota fissa di importo maggiorato (fissata convenzionalmente pari alla "vecchia" quota potenza x 3), senza ridurre in alcun modo il servizio effettivo in termini di potenza disponibile. L'impatto della manovra ammonta a circa 600 milioni di euro a carico del Bilancio dello Stato che provvederà a versare tale importo sul Conto Covid-19 istituito presso la CSEA (pertanto senza alcuna socializzazione tra gli "altri" utenti elettrici). La disposizione ha per i distributori un impatto solo finanziario dato che il vincolo ai ricavi è sempre garantito in sede di perequazione annuale con la CSEA;
• la Delibera 190/2020/R/eel ha introdotto alcune modifiche alla regolazione applicabile ai piani di messa in servizio degli smart metering 2G, sospendendo per il 2020 alcuni meccanismi tariffari (i.e. premi/penali definiti dalla matrici IQI) e di penalizzazione (i.e. performance, avanzamento piano). Tali novità transitorie avranno un impatto limitato sul PMS2 predisposto da Unareti S.p.A. ed in fase di approvazione da parte dell'Autorità.

Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura del gas naturale provvisorie 2020 e definitive 2019

La Delibera 127/2020/R/gas ha approvato le tariffe di riferimento provvisorie 2020 per l'attività di distribuzione e misura del gas naturale (sulla base degli investimenti a pre-consuntivo 2019), mentre con la Delibera 107/2020/R/gas erano state approvate le tariffe di riferimento definitive 2019 (sulla base degli investimenti consuntivi 2018).

In entrambi i casi, è stata azzerata la componente DCVER a copertura dei costi operativi relativi alle verifiche metrologiche, in quanto tali costi saranno riconosciuti in base ad una metodologia che considererà i costi effettivamente sostenuti dagli operatori (cfr. paragrafo successivo), così come rendicontati in una specifica raccolta dati che sarà avviata nei prossimi mesi. Allo stesso modo continueranno ad essere riconosciuti a consuntivo, fino al 2022, i costi operativi e di capitale relativi alla telegestione/ telelettura dei misuratori elettronici gas.

Le tariffe provvisorie 2020 sottendono un WACC del 6,3% sia per l'attività di distribuzione che per quella di misura, così come previsto dalla Delibera 570/2019/R/gas.

Valore della RAB GAS sottesa alle tariffe provvisorie 2020 milioni di euro	Unareti	ASVT	LD Reti	Gruppo ACSM-AGAM(*)	Totale
Capitale Centralizzato	50	1	11	13	75
RAB Distribuzione	815	11	163	178	1.167
RAB Misura	149	1	27	25	202
Totale	1.014	13	201	216	1.444

(*) include le seguenti società LeReti S.p.A., Serenissima Gas S.p.A. e Reti Valtellina Valchiavenna S.r.l..

Infine, la Delibera 571/2019/R/gas ha determinato le tariffe obbligatorie per i clienti finali dei servizi di distribuzione e misura del gas per il 2020.

Nuovo periodo regolatorio in materia tariffaria per il servizio di distribuzione e misura del gas naturale

La Delibera 570/2019/R/gas ha approvato la RTDG 2020-2025 con cui viene definito il quadro regolatorio in materia tariffaria per il servizio di distribuzione e misura del gas per gli anni 2020-2025 (V periodo regolatorio). Pur se confermate le caratteristiche della regolazione vigente, le principali novità sono così sintetizzabili:

• costi operativi riconosciuti: aggiornamento dei costi operativi riconosciuti a partire dal 2020 utilizzando, come base di calcolo, la media (50:50) tra i costi effettivi registrati nel 2018 e i costi riconosciuti nello stesso anno. L'aggiornamento è stato effettuato tramite il metodo del price-cap considerando, oltre all'inflazione rilevata nel periodo, anche un X-Factor differenziato per attività (distribuzione, commercializzazione e misura) e, limitatamente alla distribuzione, dimensione dell'operatore (grande, medio, piccolo). Rispetto al periodo regolatorio precedente, si evidenzia una diminuzione considerevole dei costi operativi riconosciuti per ogni cluster operatore/densità territorio servito ed un aumento degli X-Factor relativi alla distribuzione e alla commercializzazione, mentre per la misura viene confermato il livello attuale (nel caso di Unareti S.p.A. si passa da 32,79 euro/PDR riconosciuto nel 2019 a 26,55 euro/PDR del 2020);
• costi di capitale: revisione del parametro beta ai fini del calcolo del WACC nell'attività di misura che scende al 6,3%, ossia ad un livello pari a quello vigente per l'attività di distribuzione. Nel calcolo del capitale investito oggetto di remunerazione, nonché delle relative quote di ammortamento, viene definito uno specifico meccanismo per il rilascio graduale, in un orizzonte di lungo periodo che travalica il singolo periodo regolatorio, dell'ammontare di contributi esistenti al 31 dicembre 2011 attualmente non considerato nella definizione delle tariffe.

Ulteriori interventi di interesse hanno contemplato:

• l'adozione di meccanismi di riconoscimento degli investimenti relativi a turboespansori basati su costi standard che riflettano il costo evitato dell'installazione di espansori tradizionali. Verrà, inoltre, approfondita la compatibilità dell'attività di produzione di energia elettrica da parte di distributori gas con le previsioni normative in tema di unbundling funzionale;
• il riconoscimento dei costi relativi alle letture di switch: la valorizzazione della singola lettura che eccede il livello del 2018 è pari a 5 euro/lettura switch, in linea con quanto previsto dalla regolazione previgente;
• la conferma degli attuali costi standard validi ai fini della determinazione degli investimenti relativi agli smart meter gas e modifica dei pesi per la ponderazione di tali costi con quelli effettivamente sostenuti dagli operatori (dall'attuale 40 (standard): 60 (effettivi) a 30:70);
• la conferma del riconoscimento a consuntivo, entro i limiti di un cap decrescente nel tempo, dei costi operativi non già coperti dalle tariffe relativi alla telelettura/telegestione degli smart meter gas e previsione, nelle more della definizione degli importi da riconoscere ai singoli operatori, di un sistema di acconti calibrati sulla base degli ultimi dati disponibili;
• il riconoscimento a piè di lista dei costi relativi alle verifiche metrologiche previste dalla normativa vigente per il triennio 2020-2022. Nelle more della definizione degli importi puntuali da riconoscere ai singoli operatori, viene istituito un sistema di acconti.

La medesima delibera di approvazione della nuova RTDG ha avviato anche due procedimenti:

• introduzione di una regolazione incentivante per i costi di capitale del servizio di distribuzione fondata su logiche di riconoscimento a costi standard a partire dagli investimenti realizzati nel 2022;
• riforma del sistema tariffario (eventualmente con decorrenza 2023), valutando, tra l'altro, la possibilità che quota parte del vincolo sia fissato in funzione dei volumi distribuiti, nonché una possibile revisione degli ambiti tariffari, nell'ottica di ridurre gli ambiti di socializzazione ai limiti della concessione per ATEM.

Unareti S.p.A. ha impugnato la Delibera 570/2019/R/gas evidenziandone la carenza di istruttoria, a causa della scarsità delle informazioni messe a disposizione in fase di consultazione, e il forte impatto, imprevisto e non adeguatamente giustificato, sull'equilibrio economico-finanziario della società. Attualmente si è in attesa della fissazione dell'udienza.

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Nuovo periodo regolatorio in materia di qualità per il servizio di distribuzione e misura del gas naturale

La Delibera 569/2019/R/gas ha approvato la RQDG 2020-2025 con cui viene definito il quadro regolatorio in materia di qualità, tecnica e commerciale, del servizio di distribuzione e misura del gas per gli anni 2020-2025 (V periodo regolatorio). Pur se confermate le caratteristiche della regolazione vigente, le principali novità riguardano la qualità tecnica e sono così sintetizzabili:

• introduzione di due nuovi indicatori di sicurezza relativi alla vita residua media della rete gestita e un nuovo obbligo di servizio relativo all'eliminazione delle dispersioni rilevate nei tempi previsti dalle norme tecniche vigenti. Vengono, inoltre, previsti specifici obblighi in materia di: monitoraggio della pressione di esercizio della rete in bassa pressione, di messa in protezione catodica efficace della rete in acciaio in bassa pressione e di sostituzione o risanamento della rete in materiali non ammessi dalle norme tecniche vigenti. È previsto l'aggiornamento di alcuni parametri dei meccanismi di premio-penalità già esistenti ed incentivanti il numero di misure del grado di odorizzazione del gas e la diminuzione delle dispersioni. Infine, viene modificata la gradualità nella diminuzione di eventuali premi in caso di accadimento di incidenti da gas.

Per quanto riguarda la qualità commerciale, non sono state introdotte novità di rilievo. L'unica differenza rispetto alla regolazione previgente è relativa alle modalità di esecuzione della verifica della pressione di fornitura su richiesta dell'utente.

Nuovo periodo regolatorio in materia tariffaria per il servizio di trasporto e misura del gas naturale

La Delibera 114/2019/R/gas ha approvato la disciplina applicabile alle tariffe di trasporto del gas naturale per il periodo 2020-2023 (V periodo regolatorio – RTTG). Le principali novità sono sintetizzate come segue:

• definizione dei ricavi ammessi: il metodo adottato, simile a quello attuale, prevede il calcolo dei ricavi ammessi come somma della (i) remunerazione del capitale investito netto (WACC: 5,7%, come aggiornato dalla Delibera 639/2018/R/com), (ii) quota di ammortamento (vite utili sostanzialmente invariate) e (iii) costi operativi (calcolati a partire dai costi effettivi ex unbundling 2017). Per l'ammissione al riconoscimento tariffario degli investimenti relativi a specifici interventi sulla rete di trasporto sono valide le disposizioni di cui all'Allegato A alla Delibera 468/2018/R/gas. Sono previsti meccanismi incentivanti lo sviluppo infrastrutturale (inizialmente input-based per poi passare ad una logica output-based nel corso del periodo regolatorio);
• riconoscimento dei costi relativi alle perdite di rete, autoconsumi e gas non contabilizzato: viene superato l'attuale metodo di riconoscimento in natura di tali partite, passando ad un riconoscimento monetario basato sul prezzo medio ponderato dei prodotti a termine con consegna al PSV nell'anno tariffario di riferimento;
• meccanismi di perequazione: oltre ai meccanismi pre-esistenti relativi alla perequazione dei ricavi relativi alla rete regionale (tra TSO e CSEA), alla misura (tra TSO) e del corrispettivo unitario variabile (tra TSO) viene introdotto nuovo un flusso mensile dalle imprese di trasporto diverse da Snam Rete Gas S.p.A. a quest'ultima per la perequazione dei ricavi di rete nazionale relativi al gettito associato ai corrispettivi di uscita, finalizzato a trasferire la quota-parte dei ricavi di pertinenza della rete nazionale dalle imprese di trasporto che riscuotono il gettito derivante dal corrispettivo CPu alle imprese che svolgono l'attività di trasporto su rete nazionale.

La nuova RTTG ha innovato il calcolo della tariffa passando dal metodo a «matrice» al metodo CWD – Capacity Weighted Distance, intervenendo sulla struttura tariffaria (scompare la componente CRr, dato che i costi totali della rete regionale sono completamente allocati alla componente capacitativa Cpu applicata all'uscita dalla rete, introdotta la componente CVfc volumetrica) e sulle modalità di applicazione (applicazione della CPu ai punti di uscita dalla rete, CV applicato ai volumi prelevati ecc.).

La nuova RTTG ha previsto anche una nuova modalità di gestione dei c.d. Fattori Correttivi (FC) dei ricavi ammessi, ovvero elementi finalizzati a garantire, annualmente e per ciascun operatore, l'uguaglianza tra i ricavi ammissibili e quelli effettivamente ottenuti dall'applicazione delle tariffe fissate dall'Autorità, ivi compresi i ricavi da scostamento:

• fino al termine del IV periodo regolatorio: tali importi venivano rateizzati in 4 rate annuali. L'ammontare relativo ad un singolo anno era poi sottratto direttamente dai ricavi ammessi per il medesimo anno;

• a partire dal V periodo regolatorio: eliminazione della rateizzazione e gestione di queste differenze direttamente con CSEA nell'anno successivo rispetto l'anno di riferimento. I ricavi ammessi non sono nettati di tale ammontare.

Ciò comporta, quindi, (i) la necessità di chiudere le partite ancora aperte al 2019 (i.e. tutto l'ammontare dei FC relativi al 2018 e le rate residue relative al periodo 2014-2017) e (ii) l'aumento dei ricavi ammessi totali nel 2020 rispetto al 2019. Tuttavia, a fronte di questo aumento, va ricordato che la gestione dei FC avviene su base annuale direttamente con CSEA. Ciò ha comportato, per Retragas S.p.A., un'uscita di cassa nel 2019 pari a circa 3 milioni di euro, di competenza del 2020.

A valle della definizione del nuovo quadro regolatorio, la Delibera 180/2020/R/gas ha approvato i ricavi riconosciuti e i corrispettivi tariffari per l'attività di trasporto e misura del gas naturale per il 2021 mentre quelli del 2020 erano stati approvati dalla Delibera 201/2019/R/gas.

Valore della RAB Retragas S.p.A. sottesa alle tariffe definitive 2020 e alle tariffe provvisorie 2021 milioni di euro	2020	2021
RAB Trasporto	43	45
RAB Misura Trasporto	2	2
Totale	45	47

Nuovo periodo regolatorio in materia di qualità per il servizio di trasporto e misura del gas naturale

La Delibera 554/2019/R/gas ha definito il quadro regolatorio relativo alla qualità tecnica e commerciale del servizio di trasporto del gas per gli anni 2020-2023 (V periodo regolatorio). Pur se confermate le caratteristiche della regolazione vigente, le principali novità riguardano il rafforzamento delle disposizioni in materia di sicurezza, nonché la semplificazione di alcuni aspetti della regolazione della continuità del servizio e della qualità commerciale:

Sicurezza:

• introduzione di nuovi indicatori, dei relativi metodi di calcolo e della relativa documentazione a supporto in materia di sorveglianza e ispezione, anche invasiva, della rete gestita;
• introduzione di nuovi e ulteriori obblighi di disclosure a favore degli stakeholder in materia di odorizzazione, con la previsione, in particolare, della redazione e pubblicazione sul proprio sito internet di un dettagliato Piano di Odorizzazione semestrale;
• introduzione dell'obbligo di disporre di apposite procedure operative, nel rispetto delle norme tecniche vigenti, relative ai principali e maggiormente critici processi operativi del TSO (tra cui gestione del pronto intervento/emergenze di servizio/incidenti da gas; odorizzazione del gas ove previsto; sorveglianza e ispezione, invasiva e non, della rete ecc.).

Continuità:

• revisione complessiva delle disposizioni in materia di erogazione del servizio di trasporto alternativo tramite carro bombolaio, con attribuzione delle relative responsabilità in capo al TSO, nonché di obblighi di leale e fattuale collaborazione in capo agli utenti del trasporto, i quali tra l'altro periodicamente dovranno dichiarare esplicitamente di non voler usufruire di tale servizio;
• riduzione graduale (in 2 anni) della soglia di capacità conferita ai PDR al di sopra della quale vige l'obbligo di monitoraggio del valore della pressione minima su base oraria, prevedendo specifici obblighi di comunicazione e trasparenza in materia;
• differenziazione degli indennizzi automatici per tipologia di PDR (cliente finale direttamente allacciato alla rete di trasporto o city gate) e definizione di specifiche regole per il versamento degli indennizzi relativi ai city gate (destinati al "conto qualità servizi gas"). L'indennizzo è ora parametrato al corrispettivo di uscita dalla rete di trasporto.

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Qualità Commerciale:

• introduzione di nuovi standard specifici e delle relative modalità di calcolo. In particolare: (i) standard relativo al tempo di risposta motivata a richieste di revisione della contabilità del gas trasportato relative a sessioni di aggiustamento; (ii) standard relativo alla durata del malfunzionamento di un applicativo informatico; (iii) standard relativo al tempo di risposta motivata ai reclami scritti. È, inoltre, ridotto da 15 a 10 gg lavorativi il livello applicabile allo standard "tempo di risposta motivata a richieste scritte relative al verbale di misura". Infine, alcuni standard preesistenti sono unificati nello standard "tempo di risposta motivata a richieste scritte".

Misura

• la Delibera 522/2019/R/gas ha avviato un procedimento finalizzato al riassetto dell'attività di misura del gas naturale nei punti di entrata e uscita della rete di trasporto.

Istanza di restituzione di parte della sanzione amministrativa comminata ad AEM Gas S.p.A. per violazione delle disposizioni in materia di qualità tecnica e sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale a seguito dell'evento di Via Lomellina a Milano del 2006

A giugno 2019 Unareti S.p.A. ha presentato istanza al MiSE per la restituzione di parte della sanzione pari a 1.493.000 euro, versata in data 25 luglio 2008 dalla società (già A2A Reti Gas S.p.A., già AEM Distribuzione Gas e Calore S.p.A.) all'Agenzia delle Entrate, ai sensi della Deliberazione VIS n. 46/08, per violazione di alcune disposizioni in materia di qualità tecnica e sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale succedute all'evento di Via Lomellina a Milano del 2006.

La sanzione era stata, infatti, successivamente oggetto di rideterminazione, nella misura di 734.000 euro, con provvedimento dell'Autorità n. 569/2013/S/gas, in ottemperanza alla Sentenza del Consiglio di Stato n. 03007/2011, di annullamento della precedente deliberazione - nella parte relativa alla determinazione dell'importo.

L'importo oggetto della richiesta di rimborso, pari alla differenza tra la sanzione comminata nel 2008 e la sanzione rideterminata nel 2013, ammonta a 759.000 euro, cui dovranno essere sommati gli interessi legali maturati dalla data del versamento della sanzione inizialmente determinata, fino alla data di restituzione di quanto indebitamente versato.

Tariffe di riferimento per il servizio di distribuzione e misura dell'energia elettrica provvisorie 2020 e definitive 2019

La Delibera 162/2020/R/eel ha approvato le tariffe di riferimento provvisorie 2020 per il servizio di distribuzione e misura dell'energia elettrica (sulla base degli investimenti a pre-consuntivo 2019), mentre le Delibere 151 e 144/2020/R/eel hanno approvato le tariffe di riferimento definitive 2019 (sulla base degli investimenti a consuntivo 2018), rispettivamente, per gli operatori che servono almeno 25.000 POD e fino a 100.000 POD e oltre i 100.000 POD.

Per entrambi gli anni il WACC sotteso è pari al 5,9% (come aggiornato dalla Delibera 639/2018/R/com con decorrenza 2019).

Valore della RAB elettrica sottesa alle tariffe provvisorie 2020 milioni di euro	Unareti	LD Reti	Reti Valtellina Valchiavenna	Totale
RAB Distribuzione	556	35	13	604
RAB Misura	60	3	2	65
Totale	616	38	15	669

Per quanto riguarda gli operatori fino a 25.000 POD, la Delibera 237/2018/R/eel ha definito i criteri di riconoscimento dei costi operativi e di capitale in tariffa. In particolare, le tariffe per l'attività di distribuzione saranno calcolate tramite un metodo parametrico in base al quale opex e capex riconosciuti saranno fissati tenendo conto di alcune grandezze rilevanti quali l'energia distribuita e la densità dell'utenza (opex) e, insieme alle precedenti, la vetustà delle reti (capex), mentre quelle per l'attività di misura terranno conto di un profilo convenzionale di installazione dei misuratori elettronici BT e di un loro costo medio. Il passaggio a questo metodo avverrà in via graduale nel periodo 2018–2023. Attualmente, si è in attesa delle delibere di approvazione delle tariffe. La stessa Delibera ha previsto che per i distributori che servono almeno 25.000 POD e fino a 100.000 POD si applichi il regime individuale.

La Delibera 568/2019/R/eel ha fissato le tariffe obbligatorie applicabili ai clienti finali per l'anno 2020.

Aggiornamento infra-periodo della regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica

La Delibera 568/2019/R/eel approva la regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il semiperiodo di regolazione 2020-2023 (NPR2) e i relativi Testi Integrati TIT, TIME e TIC(7). Il provvedimento – che è in sostanziale continuità con i criteri adottati nel primo semiperiodo 2016-2019 (NPR1) - definisce in particolare:

• i livelli iniziali, riferiti al 2020, del costo riconosciuto a copertura dei costi operativi, un profit sharing con ripartizione simmetrica (50:50) tra imprese distributrici ed utenti finali delle eventuali maggiori efficienze conseguite nel precedente NPR1 e il tasso di recupero di produttività (X-Factor) per il loro aggiornamento annuale. Il nuovo X-Factor applicabile all'attività di distribuzione dell'energia elettrica è pari all'1,3% (1,9% nel precedente semi-periodo) mentre quello relativo all'attività di misura è pari allo 0,7% (1% nel precedente semi-periodo);
• un meccanismo di ripartizione dei ricavi netti derivanti dall'utilizzo congiunto delle infrastrutture elettriche per finalità ulteriori rispetto a quelle oggetto di riconoscimento tariffario (i.e. utilizzo da parte delle TELCO), attivabili solo se il loro ammontare risulti superiore allo 0,5% del ricavo ammesso a copertura dei costi per il servizio di distribuzione;
• incentivi alle aggregazioni tra imprese distributrici, privilegiando quelle di minori dimensioni, con la possibilità di ricorrere allo strumento contrattuale del "Contratto di Rete";
• un meccanismo di recupero dei crediti inesigibili afferenti alle tariffe di rete non ancora coperti, il cui accesso da parte dei distributori è sottoposto al soddisfacimento di specifiche condizioni;
• una revisione della regolazione tariffaria dei prelievi e delle immissioni di energia reattiva, in base ad una gradualità di applicazione (tra il 2021 e 2022) per tener conto delle problematiche segnalate in sede di consultazione.

Sono stati, altresì, effettuati limitati interventi in materia di tariff design, in particolare per la ricarica dei veicoli elettrici.

L'Autorità, infine, ha ritenuto opportuno demandare a successivi documenti per la consultazione l'introduzione graduale del nuovo approccio regolatorio, definito "Regolazione per obiettivi di spesa e di servizio", basato su efficienza del costo totale, pianificazione di medio periodo e valorizzazione del livello di servizio reso, tramite incentivi di tipo output-based (c.d. Metodo TOTEX).

Testo Integrato Qualità Elettrica 2016-2023 e suo aggiornamento per il semiperiodo 2020-2023

La Delibera 646/2015/R/eel (TIQE 2016–2023) ha introdotto numerose disposizioni volte alla promozione selettiva (ed innovativa) degli investimenti sulle reti di distribuzione.

La Delibera 566/2019/R/eel ha aggiornato per il semiperiodo di regolazione 2020-2023 il TIQE introducendo specifiche misure volte alla riduzione dei divari della continuità del servizio tra le varie zone del Paese, attraverso strumenti regolatori ad hoc. In particolare, è stata definita, per gli ambiti con il maggior numero di interruzioni, una regolazione speciale a carattere volontario che prevede:

• a) l'erogazione di un premio a fine periodo (2023), qualora venga raggiunto il livello obiettivo fissato da ARERA e di una penale in caso di mancato conseguimento;
• b) la possibilità di richiedere la posticipazione dell'anno target al 2025, dietro presentazione da parte del distributore di una Relazione Tecnica che ne comprovi le motivazioni; in caso di accettazione dell'istanza, si avrebbe il contestuale ricalcolo dei tendenziali.

Quanto indicato alla lettera b), avrebbe un impatto positivo per Unareti S.p.A. tanto che la società, a giugno 2020, ha presentato l'istanza ad ARERA per partecipare a tale regolazione speciale per l'ambito Milano; attualmente si è in attesa dell'esito dell'istanza.

6 Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units

del Gruppo A2A

Business Unit Generazione e Trading

Business Unit Mercato

Business Unit Ambiente

Reti e Calore Business Unit

Estero

⁷ TIT (Disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione), TIME (Disposizioni per l'erogazione del servizio di misura), TIC (Condizioni Economiche per l'erogazione del servizio di connessione).

Inoltre, con particolare riferimento al numero e alla durata delle interruzioni, l'Autorità ha disposto anche l'avvio di una regolazione per esperimenti (regulatory sandbox), mutuamente esclusiva con la regolazione speciale sopra descritta, in aree individuate dai distributori. Nel dettaglio, fermo restando il raggiungimento del livello obiettivo fissato per l'anno 2023, il distributore ha la possibilità di proporre un percorso di miglioramento diverso da quello definito dalla regolazione attuale ordinaria, presentando soluzioni innovative da un punto di vista tecnologico per il miglioramento della qualità del servizio. Anche in questo caso è previsto il ricalcolo dei tendenziali, disattivati negli anni oggetto di sperimentazione.

Ai fini dell'adesione al meccanismo sono stabilite precise finestre temporali: entro 30 aprile 2020 per applicazione dal 2020 ed entro 28 febbraio 2021 per applicazione dal 2021. In caso di mancato raggiungimento dell'impegno di miglioramento presentato dal distributore, non viene erogata nessuna premialità mentre è previsto il versamento delle penalità che si sarebbero conseguite nello stesso periodo, in assenza della temporanea deroga concessa alla regolazione ordinaria.

Infine, per quanto riguarda la regolazione della qualità del servizio e, in particolare, quella applicabile in caso di interruzioni prolungate a seguito di disservizi dovuti a cause di forza maggiore, la Delibera 553/2019/R/eel ha dato esecuzione alla sentenza del Tar Lombardia n. 1901/2019 di annullamento della Delibera 127/2017/R/eel, che aveva sensibilmente aumentato gli indennizzi da riconoscere agli utenti BT e MT a carico dei distributori, riducendo la possibilità di socializzare l'onere attraverso il ricorso al Fondo Eventi Eccezionali. L'Autorità, anche a seguito di una fase di consultazione e di una richiesta di informazioni alle imprese, ha confermato, a decorrere dal 20 dicembre 2019, la disciplina di cui alla Delibera 127/2017/R/eel introducendo delle migliorie volte a rimuovere alcune sproporzioni nel dimensionamento degli indennizzi spettanti agli utenti e prevedendo la possibilità, per gli operatori, di ottenere la differenza tra quanto originariamente riconosciuto come indennizzo agli utenti e quanto spetterebbe loro in base alle novità introdotte. L'ammontare di tale importo per i distributori del Gruppo A2A è molto contenuto e pari a circa 100.000 euro.

Piani di Resilienza per la rete elettrica

Il TIQE 2016-2023 contiene anche iniziative volte ad aumentare la resilienza del sistema elettrico: nello specifico, il Titolo 10 è stato oggetto di significative integrazioni allo scopo di definire l'ambito di applicazione degli obblighi in materia di resilienza, i contenuti e le tempistiche di realizzazione del piano di interventi ed idonei meccanismi di incentivazione.

La Determina 2/2017 DIEU ha approvato le "Linee Guida per la presentazione dei Piani di lavoro per l'incremento della resilienza del sistema elettrico – parte prima". Tale documento, emanato anche in conseguenza delle evidenze emerse da uno specifico tavolo tecnico, illustra la metodologia per l'individuazione degli interventi prioritari per fronteggiare il tema della tenuta della rete e per stimare i costi ed i relativi benefici connessi a tali interventi.

Sul tema è intervenuto anche il MiSE con un proprio documento di indirizzo in materia di prevenzione e gestione degli eventi meteo avversi che richiedeva ai concessionari del servizio di distribuzione elettrica l'integrazione dei piani di sviluppo con un'apposita sezione, molto analitica e soggetta a monitoraggio, dedicata agli interventi per l'incremento della resilienza e per la robustezza della rete.

A seguito di ciò la Delibera 31/2018/R/eel: i) introduce l'obbligo per tutte le principali imprese distributrici(8) di predisporre, e comunicare periodicamente all'Autorità, piani per la resilienza almeno triennali e coordinati con Terna S.p.A. o con il distributore di riferimento; ii) prevede un unico meccanismo incentivante di tipo reputazionale costituito dall'obbligo di pubblicare sul sito internet entro il 30 giugno di ciascun anno il piano per la resilienza.

Ad integrazione la Delibera 668/2018/R/eel ha definito un'incentivazione economica di tipo premi/ penali per gli interventi di incremento della resilienza basata su:

• a) specifici criteri finalizzati a identificare quali interventi possano essere considerati eleggibili al meccanismo incentivante;
• b) un metodo di calcolo di premi e penali dimensionati rispettivamente ad una quota percentuale del beneficio netto del singolo intervento effettuato nelle tempistiche stabilite e del valore attuale netto dei costi consuntivati in base all'ampiezza del ritardo.

⁸ Per le "principali imprese distributrici" si intendono quelle con: i) più di 300.000 utenti; ii) più di 100.000 utenti; iii) meno di 100.000 utenti direttamente connesse alla Rete di Trasmissione Nazionale.

La successiva Delibera 534/2019/R/eel ha definito gli interventi di incremento della resilienza relativi ai Piani 2019-2021 eleggibili a premio e/o penalità, di E-Distribuzione S.p.A., Areti S.p.A., Unareti S.p.A., Ireti S.p.A. e SET Distribuzione S.p.A.. Oltre al tetto già in vigore per i premi netti totali di ciascun distributore, ARERA ha confermato la definizione del limite massimo al premio di un singolo intervento, ponendolo pari al costo dello stesso (al fine di evitare il riconoscimento di una sovra-remunerazione superiore al costo dell'intervento già coperto in RAB).

Al momento gli obblighi di sviluppo dei piani per la resilienza sono riferibili al solo aspetto della tenuta delle reti di distribuzione alle sollecitazioni meccaniche (ossia a specifici fattori critici di rischio quali allagamenti, caduta alberi fuori fascia, manicotti di ghiaccio ed ondate di calore), mentre per quello relativo alla tempestività del ripristino della fornitura si rimanda a successivi provvedimenti.

Unareti S.p.A. entro il 30 giugno 2020 ha provveduto ad inviare ad ARERA il Piano di Sviluppo 2020 al cui interno è stata predisposta la sezione dedicata al Piano Resilienza 2020-2022 che contiene investimenti per oltre 17 milioni di euro.

Infine, con riferimento alle modalità e alle tempistiche di erogazione dei premi e di versamento delle penali, la Delibera ha previsto che, entro il 31 dicembre di ogni anno dal 2020 al 2025, l'Autorità determini i premi e le penalità da versare sul conto "Qualità dei servizi elettrici" presso la CSEA, relativi agli interventi eleggibili, con data di effettivo completamento nell'anno precedente. Con successiva Delibera 566/2019/R/eel è stato stabilito che i premi in materia di incremento della resilienza delle reti di distribuzione saranno finanziati dal Fondo Utenti MT.

Bonifica delle colonne montanti vetuste della rete di distribuzione elettrica nei condomini

La Delibera 467/2019/R/eel ha definito una regolazione sperimentale di durata triennale (1° gennaio 2020 – 31 dicembre 2022) in materia di ammodernamento - con o senza centralizzazione dei misuratori - delle colonne montanti vetuste della rete di distribuzione elettrica nei condomini, cui sono tenuti tutti i distributori, a prescindere dalla loro dimensione in termini di POD serviti.

Al fine di superare eventuali ritrosie da parte dei condomini all'effettuazione di tali interventi, l'Autorità ha previsto, oltre alla definizione di un "Contratto Tipo" (oggi in fase di definizione prima dell'invio formale ad ARERA), un meccanismo incentivante in base al quale il distributore:

• dovrà versare al condominio un importo a copertura dei costi sostenuti da quest'ultimo relativamente alle opere edili di demolizione/ripristino (ed eventualmente elettriche in caso di centralizzazione) in misura pari al minore tra quanto effettivamente speso ed un importo parametrico calcolato in base al numero utenti e al livello di pregio dello stabile;
• si vedrà riconosciuto tale importo nell'ambito dei meccanismi tariffari(9), previa conclusione entro il 30 settembre 2022 del censimento obbligatorio delle proprie colonne montanti vetuste.

Unareti S.p.A. effettuerà la maggior parte degli interventi nell'area di Milano, la più critica a causa del maggior numero di «utenti singoli» connessi alla rete tramite colonna montante di proprietà del distributore (una prima ricognizione ha portato alla quantificazione su Milano di circa 16.800 stabili per oltre 27.000 colonne montanti).

Misuratori 2.0 dell'energia elettrica in BT e relativi sistemi di smart metering

La Delibera 87/2016/R/eel, in attuazione del D.Lgs. 4 luglio 2014, n. 102, ha definito, in vista della sostituzione dei misuratori elettrici di prima generazione (1G) che avranno completato la vita utile prevista a fini regolatori (15 anni):

• a. i requisiti funzionali e le specifiche dei misuratori dell'energia elettrica in BT versione 2.0;
• b. i livelli di performance dei relativi sistemi di smart metering di seconda generazione (sistemi di misurazione 2G).

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⁹ Le opere edili saranno riconosciute in RAB attraverso la loro contabilizzazione nel cespite fittizio "Colonne Montanti Vetuste" mentre i costi sostenuti per l'attività di censimento delle colonne montanti saranno coperti con un contributo di 20 euro/condominio censito (legati al completamento del censimento, nonché alla corretta conservazione delle informazioni per 5 anni) e con un ulteriore contributo pari a 70 euro/condominio censito da includere però tra i costi capitalizzabili nel suddetto cespite "Colonne Montanti Vetuste".

In merito ai requisiti funzionali l'Autorità, a valle di approfondimenti effettuati anche con l'AGCOM, con la Delibera 409/2019/R/eel ha reputato non opportuno prevedere obblighi puntuali relativamente ad una versione "2.1" dello smart meter 2G, dando al contempo mandato al CEI di costituire un gruppo di lavoro per la verifica di fattibilità della realizzazione, da parte di soggetti terzi rispetto alle imprese distributrici, di un "coprimorsetti smart" (i.e. un coprimorsetti che integra in sé il dispositivo utente e che sia di facile installazione).

La Delibera 646/2016/R/eel definisce le modalità di riconoscimento dei costi applicabili agli smart meter 2G, successivamente aggiornate per il periodo 2020-2022 dalla Delibera 306/2019/R/eel per tener conto, tra l'altro, delle differenze esistenti tra il principale distributore (che ha avviato il proprio piano di messa in servizio di smart meter 2G nel 2017) ed i restanti operatori.

Le principali disposizioni in materia di riconoscimento dei costi sono così sintetizzabili:

• presenza di obblighi relativi all'avvio/conclusione della fase massiva del piano di sostituzione. In particolare, per i distributori >100.000 POD si ipotizza l'avvio della fase massiva entro il 2022 con l'obiettivo di sostituzione di almeno il 90% dei misuratori esistenti entro il 2025. Gli obblighi per i distributori < 100.000 POD saranno, invece, definiti da un successivo provvedimento;
• obbligo di predisporre approfonditi piani di messa in servizio di un sistema di smart metering 2G (PMS2) con pubblica consultazione degli stessi, nei termini e nei modi definiti dall'Autorità;
• determinazione di una soglia unica pari a 130 €/misuratore per il calcolo della c.d. condizione di spesa massima di capitale per l'ammissione del piano ad una valutazione c.d. fast track;
• specifiche modalità di riconoscimento degli investimenti in smart meter 2G, con la possibilità di ottenere premi o penali in base al grado di coerenza tra i costi unitari effettivamente sostenuti rispetto a quelli concordati con l'Autorità. Inoltre, è previsto un numero massimo di misuratori 2G di prima installazione riconoscibili in tariffa per ciascun anno del piano (c.d. Piano Convenzionale – PCO, definito in base al c.d. profilo tariffario di installazione dei misuratori 1G). In tale ambito, alla luce delle criticità derivanti dal metodo precedentemente adottato, è stato introdotto un meccanismo correttivo del PCO che viene modulato così da anticipare da fine ad inizio periodo il riconoscimento in tariffa di una parte delle quantità di misuratori complessivamente da sostituire;
• presenza, a partire dal 4° anno del piano, di un meccanismo di penalizzazione in caso di mancato rispetto dei livelli di performance fissati dall'Allegato B alla Delibera 87/2016/R/eel (% di letture raccolte entro 24 ore e % di successo delle operazioni di telegestione entro 4 ore). La penalità annua è parametrata alla spesa di capitale ammessa al riconoscimento tariffario e al livello di mancato rispetto degli obblighi. È, altresì, previsto un meccanismo penalizzante in caso di mancato rispetto dell'avanzamento del PMS2. Sono, comunque, presenti tetti annuali e pluriannuali alle penalizzazioni che possono essere comminate all'operatore.

Sono, infine, previste specifiche disposizioni in materia di rendicontazione sia dei costi di capitale che di quelli operativi effettivamente sostenuti in ciascun anno di piano che dei quantitativi fisici di misuratori effettivamente installati.

Unareti S.p.A. ha presentato per l'approvazione il proprio piano entro il 15 settembre 2019 ed il 4 novembre ha tenuto l'incontro pubblico con gli stakeholder. Si tratta della sostituzione di circa 1,3 milioni di misuratori con una fase massiva prevista nel periodo 2020-2024. Attualmente, il piano è in corso di valutazione da parte dell'Autorità con delibera di approvazione attesa entro fine luglio.

Nelle more dell'avvio dei piani di sostituzione, l'Autorità ha stabilito le modalità di riconoscimento degli investimenti in misuratori 1G per gli anni 2017-2020, limitando il costo unitario riconosciuto al 105% del costo unitario dei misuratori 1G per l'anno 2015. Similmente, è stato anche definito il metodo per il riconoscimento degli investimenti in misuratori 2G, effettuati al di fuori del piano di sostituzione e relativi alla "gestione utenza ordinaria" (cfr. TIME 2020-2023). Il valore di investimento lordo massimo riconoscibile per misuratore 2G installato negli anni 2018-2020 è pari alla somma di:

• 125% della spesa unitaria media affrontata dall'impresa distributrice nel 2015 per l'approvvigionamento dei misuratori 1G di prima installazione;
• 105% dell'investimento lordo per misuratore 1G, al netto del costo medio per l'approvvigionamento dei misuratori installati, sostenuto nel medesimo anno 2015 (pertanto equivalente al costo di posa).

Titoli di efficienza energetica e contributo tariffario riconosciuto ai distributori per l'adempimento all'obbligo

I Titoli di Efficienza Energetica (TEE) o Certificati Bianchi (CB) sono titoli negoziabili rilasciati dal GSE che certificano il conseguimento di risparmi energetici negli usi finali attraverso la realizzazione di interventi di efficienza energetica. Il sistema è stato introdotto dai DM 20 luglio 2004 e s.m.i. e prevede che i distributori di energia elettrica e di gas naturale raggiungano annualmente determinati obiettivi quantitativi di risparmio di energia primaria, espressi in tonnellate equivalenti di petrolio risparmiate (tep). Un TEE/CB equivale ad 1 tep.

I distributori di energia elettrica e gas possono assolvere all'obbligo realizzando direttamente progetti di efficienza energetica che diano diritto al rilascio di CB oppure acquistando sul mercato i CB da altri soggetti che li generano (tipicamente dalle Energy Service Company – ESCO). L'Autorità definisce le modalità di determinazione e di erogazione del contributo tariffario da riconoscere ai distributori ed il gettito viene raccolto tramite corrispettivi applicati alle bollette elettriche e del gas.

		Target Nazionali di risparmio energetico	Target per i distributori di energia elettrica(1)	Target per i distributori di gas(1)	Target minimo(2)	Periodo per compensare la quota d'obbligo residua(2)
		(Mtep/anno)	Milioni di CB	Milioni di CB	(%)	(n. anni)
	2013	4,60	3,03	2,48	50%	2
Dicembre 2012 Ministeriale 28 Decreto	2014	6,20	3,71	3,04	50%	2
	2015	6,60	4,26	3,49	60%	2
	2016	7,60	5,23	4,28	60%	2
	2017	7,14	2,39	2,95	60%	1
	2018	8,32	2,49	3,08	60%	1
Ministeriale 11 Gennaio 2017 Decreto	2019	9,71	2,77	3,43	60%	1
	2020	11,19	3,17	3,92	60%	1

La tabella riporta i target di risparmio energetico a livello Italia e in capo ai distributori di elettricità e gas per gli anni 2017-2020 definiti dal DM MiSE 11 gennaio 2017.

1 Soggetti obbligati: distributori di energia elettrica e gas con più di 50.000 clienti finali.

2 Target minimo e periodo di compensazione: il soggetto obbligato che consegue una quota d'obbligo inferiore al 100% ma comunque pari ad almeno il target minimo fissato dal DM (50% o 60%) può compensare la quota residua nel biennio (n+2) o nell'anno successivo (n+1) senza incorrere in sanzioni.

Il DM 10 maggio 2018 ha modificato il DM MiSE 11 gennaio 2017 prevedendo, dal 1° giugno 2018, la fissazione di un valore massimo (cap) al contributo tariffario pari a 250 €/CB.

In aggiunta, dal 15 maggio al 31 maggio il GSE emette CB allo "scoperto" ai distributori che ne fanno richiesta ad un valore pari alla differenza tra 260 €/CB e il valore del contributo tariffario relativo all'anno d'obbligo, fino ad una differenza massima di 15 €.

I soggetti obbligati possono fare richiesta dei CB "allo scoperto" fino al raggiungimento dell'obbligo minimo, a condizione di essere già in possesso sul proprio "conto proprietà" di un ammontare di CB pari ad almeno il 30% dell'obbligo minimo. Per l'annullamento di tali CB non verrà riconosciuto il contributo tariffario. I distributori possono in seguito riscattare tutta o parte della somma corrisposta per l'acquisto dei CB dal GSE a fronte della consegna di CB generati da progetti o comprati sul mercato. Il riscatto avviene a decorrere dai primi CB ed è possibile solo nel caso in cui il soggetto obbligato detenga un numero di CB eccedente l'obbligo minimo relativo all'anno d'obbligo in corso. Non è, invece, possibile effettuare il riscatto nello stesso anno d'obbligo in cui i CB sono stati emessi.

Ai CB annullati in sostituzione di quelli del GSE verrà corrisposto il contributo tariffario dell'anno in corso. La restituzione della somma corrisposta al GSE viene effettuata tramite un conguaglio sul contributo tariffario.

Per ciascun soggetto obbligato si conferma la possibilità di adempiere al 30 novembre di ciascun anno fino al 40% dell'obbligo dell'anno in corso e per il 75% delle eventuali quote residue degli anni d'obbligo precedenti. Il DM 10 maggio 2018 reintroduce la possibilità di compensare la quota d'obbligo residua nei due anni d'obbligo successivi.

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Con il nuovo DM vengono pubblicate le tipologie di intervento incentivabile con la modalità standardizzata e le relative schede contenenti le modalità di calcolo (tra cui l'installazione di LED per illuminazione anche stradale e le misure comportamentali) applicabili agli interventi con data di avvio della realizzazione successiva alla data di entrata in vigore del DM.

Unareti S.p.A. è il terzo distributore obbligato in Italia per il conseguimento di risparmi energetici nell'ambito del meccanismo dei CB.

La Determina 1/2019 ha definito i quantitativi di CB da annullare per l'anno d'obbligo 2019, mentre la Determina 1/2020 (successivamente rettificata per un errore materiale dalla Determina 4/2020) quelli per il 2020:

Soggetto Obbligato	Obbligo TEE 2019	Obbligo TEE 2020
Unareti S.p.A. (Ele + Gas)	322.008	372.009
Acsm-Agam Reti Gas Acqua S.p.A.	33.022	41.874
Lario Reti Gas S.p.A.	20.649	23.510
LD Reti S.p.A.	71.121	81.140
Totale	446.800	518.553

In considerazione dell'emergenza COVID, il DL 34/2020 (c.d. Decreto Rilancio) ha posticipato il termine per l'annullamento dell'obbligo annuale 2019 dal 31 maggio al 30 novembre 2020. Tale proroga potrebbe avere un impatto sia finanziario (per via del conseguente ritardo nella liquidazione del contributo tariffario) sia operativo sull'anno d'obbligo 2020 che – stante la scadenza al 31 maggio 2021 – rischia di essere ridotto a soli 6 mesi.

La Delibera 209/2019/R/efr è intervenuta sul metodo di calcolo del contributo tariffario, con validità dal 1° giugno 2019. In particolare nel calcolo sono stati inclusi i quantitativi di TEE oggetto di scambi bilaterali limitatamente a quelli avvenuti ad un prezzo inferiore a 250 €/TEE. Tale modifica è necessaria per l'andamento dei prezzi dei bilaterali il cui livello si è assestato frequentemente sopra i 250 €/ TEE, rischiando di disallineare le grandezze del rapporto tra quantità (che con il sistema attuale comprende anche gli scambi sopra i 250 €/TEE) e prezzi (che non considerano gli scambi sopra i 250 €/ TEE) all'interno della formula di calcolo. Per effetto di tale intervento e, quindi, della riduzione del peso dei contratti bilaterali (sotto la soglia del cap di 250 €/TEE), si stima un effetto positivo nella formula del calcolo del contributo tariffario pari a circa 1 €/TEE (alle attuali condizioni di mercato, il contributo tariffario dovrebbe avvicinarsi al cap).

Il 28 novembre 2019, il TAR Lombardia con sentenza n. 2538, in relazione al ricorso presentato da Acea S.p.A. in qualità di mandataria di Areti S.p.A., ha accolto i profili di illegittimità nella fissazione del cap di 250 €/Tep al prezzo dei CB scambiati su mercato e considerabili ai fini del calcolo del contributo tariffario. Per effetto di questa sentenza, viene annullato il succitato cap in quanto il MiSE non ha potestà tariffarie specifiche sul tema e l'Autorità avrebbe abdicato all'esercizio della propria potestà regolatoria. La sentenza comporta, inoltre, l'annullamento delle Deliberazioni 487/2018/R/ efr e 209/2019/R/efr (limitatamente alle modifiche apportate alla 487/2018), nonché della Determina 4/2019/DMRT/efc che ha fissato il contributo tariffario per l'anno d'obbligo 2018.

A valle ed in esecuzione della sentenza, che le assegnava i poteri in merito alla determinazione del suddetto cap, ARERA ha pubblicato il DCO 47/2020/R/efr con il quale viene fornita l'interpretazione per cui, prevedendo già il DM un floor (implicito) per il costo dei CB «virtuali» pari a 10€, il valore del cap al CT deve essere confermato pari a 250€/TEE. Di conseguenza, le proposte di ARERA confermerebbero il contributo tariffario 2018 (pari a 248,89 €/TEE ex Determina ARERA 4/2019/DMRT) e apporterebbero modifiche solo marginali per il calcolo di quello 2019 e 2020.

A seguito dell'emergenza COVID e del conseguente slittamento della chiusura dell'anno d'obbligo 2019 al 30 novembre 2020, la pubblicazione della delibera è stata rimandata.

Attività di ARERA nella regolazione e controllo del Servizio Idrico Integrato (SII)

Approvazione del metodo tariffario idrico per il terzo periodo regolatorio MTI-3

La Delibera 580/2019/R/idr ha approvato il Metodo Tariffario del SII (MTI-3) per il terzo periodo regolatorio (2020–2023), definendo le regole per il computo dei costi ammessi al riconoscimento tariffario, nonché i limiti agli incrementi tariffari applicabili (ridotti rispetto ai livelli massimi previsti nel precedente periodo regolatorio).

Nella medesima delibera sono stati aggiornati i parametri del Water Risk Premium (1,7%), del beta (rischiosità relativa del SII pari a 0,79), i tassi di inflazione per l'aggiornamento dei costi operativi, i deflatori degli investimenti fissi lordi e l'aliquota tc per il calcolo degli oneri finanziari e fiscali. La componente a copertura degli oneri finanziari e fiscali si attesta, pertanto, al 5,2%.

La disciplina, in continuità con la precedente, ha confermato la durata quadriennale del periodo regolatorio nonché le tempistiche per le predisposizioni tariffarie da parte degli Enti di Governo dell'Ambito (EGA), con un aggiornamento a cadenza biennale.

Le novità principali riguardano:

• la modifica del riconoscimento degli oneri finanziari sui Lavori in Corso (LIC):
• esclusi dal riconoscimento in tariffa i LIC con saldi che risultino invariati da più di 4 anni;
• applicazione ai LIC di un tasso più basso rispetto alle immobilizzazioni entrate in esercizio e decrescente nel tempo;
• la redazione, in aggiunta al Piano degli Interventi, di un Piano per le Opere Strategiche (POS) 2020- 2027 contenente la previsione degli interventi infrastrutturali dedicati ad opere complesse con vita utile maggiore/uguale a 20 anni prioritarie per la qualità del servizio. I LIC delle opere contenute nel POS beneficiano di un riconoscimento tariffario completo (e non decrescente);
• la modifica delle vite utili regolatorie, per i cespiti entrati in esercizio dal 2020, suddividendo i cespiti tra acquedotto, fognatura, depurazione ed attività comuni ed associandoli al relativo macroindicatore della qualità tecnica e commerciale;
• l'introduzione di un incentivo per le misure messe in atto dal Gestore tese a rendere gli utenti maggiormente consapevoli dei propri consumi e a favorire le procedure di limitazione in caso di morosità e di disalimentazione selettiva della fornitura;
• nel calcolo dei conguagli delle "altre attività idriche" sono state scorporate le attività legate ad obbiettivi di sostenibilità energetica ed ambientale, alle quali è riconosciuto al Gestore uno sharing pari al 75% della differenza tra i ricavi e i costi sostenuti. I benefici di questo "incentivo" troveranno applicazione nelle tariffe 2022 (a+2).

Il nuovo meccanismo è stato successivamente modificato dalla Delibera 235/2020/R/idr al fine di mitigare, con l'introduzione di alcuni elementi di flessibilità, gli effetti dell'emergenza da COVID-19 sull'equilibrio economico e finanziario delle gestioni e sulle condizioni di svolgimento delle prestazioni, garantendo la continuità dei servizi essenziali. Nello specifico è stato previsto:

• la proroga al 31 luglio 2020 (in luogo del 30 aprile) del termine entro il quale l'EGA, o altro soggetto competente, è tenuto a trasmettere il pertinente schema regolatorio recante la predisposizione tariffaria per il terzo periodo regolatorio 2020-2023;
• l'applicazione ai LIC ordinari, per gli anni 2021 e 2022, del tasso riconosciuto alle immobilizzazioni riferite alle opere strategiche;
• l'introduzione, per il 2020, della componente previsionale (con scostamenti recuperabili tra le componenti a conguaglio nell'a+2) che tiene conto sia degli oneri aggiuntivi connessi all'emergenza che dei minori costi operativi sostenuti dai Gestori per le iniziative adottate per il contrasto alla diffusione del virus (ad esempio l'utilizzo della CIGO);
• la facoltà per gli EGA per il 2020 di rinviare ad annualità successive, ma entro il 2023, il recupero della quota parte degli oneri ammissibili a riconoscimento tariffario e di adottare misure per la sostenibilità finanziaria dei Gestori a seguito dell'emergenza sanitaria.

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Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

Business Unit Generazione e Trading

Business Unit Mercato

Business Unit Ambiente

Reti e Calore

Business Unit Estero

Revisione dell'articolazione tariffaria

Allo scopo di armonizzare l'articolazione tariffaria applicata agli utenti finali sul territorio nazionale, la Delibera 665/2017/R/idr ha approvato il Testo Integrato dei Corrispettivi del Servizio Idrico (TICSI) in vigore dal 1° gennaio 2018. Il TICSI introduce il concetto di "tariffa pro-capite standard" e prevede:

• la distinzione tra utenti domestici residenti e non residenti, condominiali e non domestici;
• l'applicazione agli utenti domestici residenti di una tariffa pro-capite standard per un periodo transitorio (2018-2021), definita su una famiglia tipo di 3 componenti (con il primo scaglione agevolato pari a 55 mc/a) e di una tariffa pro-capite effettiva (calcolo scaglione agevolato: 18,25 mc/a per componente) solo nel caso di autodichiarazione in merito al numero dei componenti il nucleo familiare;
• l'articolazione tariffaria a regime dal 2022 con l'applicazione della tariffa pro-capite effettiva a tutti gli utenti domestici residenti;
• la razionalizzazione delle tipologie tariffarie per gli usi diversi dal domestico;
• l'applicazione di una tariffa trinomia (quota fissa, quota capacità e quota variabile) uniforme a livello nazionale per gli utenti industriali relativa agli scarichi dei reflui autorizzati allo scarico in pubblica fognatura. Tale tariffa ha lo scopo di intercettare con la quota variabile la qualità in termini di inquinamento dello scarico, con la quota capacità l'allocazione corretta dei costi di utilizzo della capacità depurativa dell'impianto destinato a ricevere gli scarichi, e con la quota fissa la copertura dei costi amministrativi e di misura;
• la valutazione degli effetti della nuova articolazione tariffaria sui ricavi del gestore, prevedendo due verifiche, una ex ante e una ex post.

L'articolazione tariffaria è adottata dagli EGA sulla base dei dati forniti dai gestori ed avrebbe dovuto essere trasmessa all'Autorità entro il 30 giugno 2018. Nelle aree in cui operano le società del Gruppo A2A, l'ambito di Varese ha concluso l'iter di approvazione dell'articolazione tariffaria ai sensi del TICSI, in data 30 luglio 2019 mentre l'EGA di Brescia ha approvato la nuova articolazione tariffaria in data 13 febbraio 2020. Il ritardo nell'approvazione da parte degli EGA comporterà l'obbligo di riconguagliare le annualità relative al 2018, 2019 e parte del 2020.

Estensione della prescrizione biennale anche al SII

La Delibera 547/2019/R/idr, oltre ad integrare la disciplina della Qualità Contrattuale (RQSII), ha introdotto, a partire dal 1° gennaio 2020, obblighi informativi in capo al Gestore nel caso di prescrizione biennale dei consumi, come disciplinato dalla Legge 27 dicembre 2017, n. 205.

In analogia alla disciplina già introdotta in altri settori regolati (settore elettrico e gas), l'Autorità ha disposto che in caso di fatturazione di importi riferiti a consumi risalenti a più di due anni, il Gestore sia tenuto a darne adeguata evidenza della loro presenza in fattura, differenziandoli da quelli relativi a consumi risalenti a meno di due anni. È, inoltre, stato previsto che gli importi oggetto di prescrizione non possano essere escussi con metodi di incasso pre-autorizzati SEPA Direct Debit – SDD (domiciliazione bancaria, postale o su carta di credito).

La Legge prevedeva che la prescrizione non fosse riconosciuta al cliente nel caso in cui la mancata o erronea rilevazione dei dati di consumo fosse a questi imputabile: l'articolo 1, comma 295, della Legge di Bilancio 2020 ha rimosso tale fattispecie e l'Autorità con la Delibera 189/2020/R/idr ha provveduto a modificare la comunicazione presente in fattura, prevedendo che la prescrizione biennale sia sempre riconosciuta indipendentemente dall'accertata responsabilità del cliente.

Regolazione della morosità nel SII

Il DPCM 29 agosto 2016 demanda all'Autorità la definizione di forme di contenimento della morosità, l'accesso al quantitativo minimo vitale di acqua (pari a 50 litri/gg per abitante) per tutti gli utenti domesticiresidenti a tariffa agevolata (quantitativo che dovrà essere garantito anche in caso di morosità) e la definizione dei clienti non disalimentabili.

A valle della pubblicazione di tre DCO, la Delibera 311/2019/R/idr (REMSI) ha definito la disciplina di gestione della morosità che entrerà in vigore il 1° gennaio 2020, prevedendo:

• uno specifico iter, con tempistiche ben definite (i.e. sollecito bonario, comunicazione di messa in mora, rateizzazione dei pagamenti, ecc.), che il Gestore deve adottare prima della sospensione del servizio. Qualora l'iter non sia rispettato è riconosciuto all'utente uno specifico indennizzo;

• per le utenze domestiche (diverse dalle non disalimentabili) la sospensione del servizio è possibile unicamente a valle della procedura di limitazione;
• per le utenze condominiali, il Gestore non potrà procedere a limitare/sospendere la fornitura a fronte di pagamenti parziali pari almeno alla metà dell'importo ed effettuati entro la scadenza prevista nella comunicazione di messa in mora.

Alcune disposizioni contenute nella nuova disciplina sono state successivamente modificate dall'Autorità in recepimento della Legge 160/2019 (Legge di Bilancio 2020):

• introduzione dell'obbligo di inserire nella costituzione in mora, afferente ad importi non pagati riferiti a consumi risalenti a più di 2 anni, una comunicazione volta a rendere consapevole l'utente della possibilità di non pagare quanto dovuto (Delibera 186/2020/R/idr);
• obbligo di invio del sollecito bonario esclusivamente tramite raccomandata con avviso di ricevimento o posta elettronica certificata (Delibera 221/2020/R/idr);
• modifica del termine ultimo entro cui l'utente è tenuto a saldare quanto dovuto (40 giorni). Il termine è calcolato dalla data di ricevimento del sollecito bonario (Delibera 221/2020/R/idr).

Attività dell'Autorità nella regolazione e controllo del settore del teleriscaldamento/teleraffrescamento (o telecalore)

Il D.Lgs. n. 102/2014 di recepimento della Direttiva 2012/27/CE sull'efficienza energetica ha attribuito agli articoli 9, 10 e 16 specifici poteri di regolazione e controllo all'Autorità anche nel settore del teleriscaldamento/teleraffrescamento seppure solo su aspetti specifici non trattandosi di una regolazione del tipo RAB based come quella vigente per gli altri servizi a rete.

Le attribuzioni riguardano, infatti, la predisposizione di provvedimenti su allacciamento e disconnessione dalle reti, qualità commerciale e tecnica del servizio, modalità con cui i gestori rendono pubblici i prezzi della fornitura del calore.

All'Autorità è affidato anche il compito di dare attuazione alle disposizioni in tema di misura, fatturazione, accesso ai dati di consumo per gli edifici allacciati a reti di teleriscaldamento/teleraffrescamento allo scopo di accrescere la consapevolezza del cliente e modificarne i comportamenti di consumo.

Dopo un primo provvedimento (Delibera 282/2017/R/tlr) in materia di sub-fatturazione delle spese di teleriscaldamento tra le unità immobiliari nei condomini, la Delibera 24/2018/R/tlr (TUAR) ha definito i criteri per la determinazione dei contributi di allacciamento e le modalità per l'esercizio da parte dell'utente del diritto di recesso.

Gli esercenti possono determinare liberamente i corrispettivi di allacciamento nel rispetto di un vincolo di coerenza tra i costi e i ricavi (in attesa della conclusione del procedimento avviato con Delibera 111/2017/R/tlr in materia di separazione contabile ed amministrativa i criteri di attribuzione dei costi indiretti possono essere definiti autonomamente dagli esercenti). Contestualmente al preventivo di allacciamento sono introdotti obblighi informativi nei confronti dei clienti circa le condizioni economiche di erogazione del servizio, così da consentire una valutazione dell'economicità complessiva dello stesso e di assicurare la massima trasparenza.

È possibile per il cliente recedere dal contratto con un preavviso di 30 giorni, senza pagamento di alcuna penale richiedendo al gestore, in alternativa, la disattivazione della fornitura oppure lo scollegamento dalla rete; nel caso della disattivazione è prevista la sospensione della fornitura mentre nel caso di scollegamento l'esercente è tenuto a rimuovere il contatore di energia termica ed eventuali altre parti dell'impianto. Sono esclusi dalla disciplina del recesso i clienti con potenza contrattuale superiore a 1.200 kW.

Con Delibera 277/2018/R/tlr l'Autorità ha differito l'entrata in vigore del TUAR dal 1° giugno 2018 al 1° ottobre 2018 con termine del periodo regolatorio al 31 dicembre 2021.

La Delibera 661/2018/R/tlr ha definito la regolazione della qualità commerciale (RQCT) per il periodo 1° luglio 2019 – 31 dicembre 2021. Il perimetro di applicazione della disciplina nei confronti dei clienti finali è funzione della dimensione degli esercenti determinata in base alla potenza contrattuale complessiva dei clienti serviti: micro esercenti fino a 6 MW, esercenti di medie dimensioni oltre 6 MW e fino a 50 MW ed esercenti di maggiori dimensioni oltre 50 MW.

Le prestazioni soggette alla qualità commerciale comprendono: i preventivi, l'esecuzione di lavori, le attivazioni, la gestione dei reclami, oltre al pronto intervento. Sono previsti indennizzi automatici in caso di mancato rispetto degli standard specifici per cause imputabili all'esercente, il cui valore è commisurato alla potenza contrattualmente impegnata dell'utente: per le utenze con potenza con-

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trattualmente impegnata fino a 50 kW (utenze monofamiliari e condomini piccoli) l'indennizzo è pari a 30 euro mentre per quelle con potenza contrattualmente impegnata superiore a 50 kW e fino a 350 kW l'indennizzo è pari a 70 euro.

La Delibera 574/2018/R/tlr ha approvato gli "Obblighi informativi per i soggetti operanti nel settore del teleriscaldamento e teleraffrescamento (OITLR)".

La Delibera 313/2019/R/tlr ha approvato il "Testo integrato in tema di trasparenza del servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento (TITT)" per il periodo di regolazione 1° gennaio 2020 - 31 dicembre 2023 con cui sono definiti i contenuti minimi dei contratti di fornitura e dei documenti di fatturazione, le modalità di pubblicazione dei prezzi applicati dagli esercenti e di altre informazioni inerenti la qualità del servizio e le prestazioni ambientali. È, inoltre, previsto l'avvio di un sistema di monitoraggio dei prezzi da parte dell'Autorità.

La Delibera 548/2019/R/tlr ha definito, per il periodo 1° luglio 2020 – 31 dicembre 2023 la regolazione della qualità tecnica del servizio di teleriscaldamento e teleraffrescamento (RQTT) con riferimento alla sicurezza e alla continuità del servizio. Gli interventi previsti sono volti a garantire un maggior grado di tutela degli utenti e a favorire la diffusione del servizio attraverso un progressivo incremento delle performance del settore e la definizione di standard minimi uniformi a livello nazionale, con un conseguente miglioramento della percezione della qualità del servizio da parte degli utenti.

La Delibera ha introdotto obblighi in tema di pronto intervento, gestione delle interruzioni (con uno specifico standard generale di qualità) e delle dispersioni nonché obblighi di registrazione delle informazioni relative alla sicurezza e alla qualità per la comunicazione annuale all'Autorità.

A seguito dell'emergenza COVID-19 la Delibera 188/2020/R/TLR ha rinviato:

• al 1° ottobre 2020 l'entrata in vigore di alcune disposizioni del TITT in materia di contenuti minimi e trasparenza dei documenti di fatturazione, nonché di qualità del servizio e diritti degli utenti, inizialmente previste per il 1° luglio 2020;
• al 1° gennaio 2021 l'entrata in vigore della regolazione della qualità tecnica, inizialmente prevista per il 1° luglio 2020.

Verifiche GSE: impianto di cogenerazione abbinato al teleriscaldamento di Canavese (MI)

L'impianto di cogenerazione abbinato al teleriscaldamento di Canavese (MI), appartenente ad A2A Calore & Servizi S.r.l., ha ottenuto la qualifica IAFR 5072 dal GSE ai fini dell'ottenimento dei CV ai sensi della Legge 23 agosto 2004 n. 239, e del successivo DM attuativo 24 ottobre 2015. Il periodo di erogazione dell'incentivo è iniziato il 1° gennaio 2011 per una durata di 8 anni.

Nei giorni 12, 13 e 14 marzo 2018 è iniziato un procedimento di verifica mediante sopralluogo da parte del GSE volto ad analizzare l'ottenimento sia della qualifica CAR sia dei CV.

Una lettera di primo esito inviata dal GSE in data 25 marzo 2019 ha comunicato un ricalcolo dei CV per gli anni 2011-2016 ritenendo che non possono essere ammessi a beneficiare dell'incentivo i quantitativi di calore erogati alle utenze allacciate su rete posata successivamente al 31 dicembre 2009 (ovvero questo termine ultimo deve essere riferito alla messa in esercizio non solo della centrale di produzione ma anche della rete di distribuzione posata fino a quel momento). In forza di ciò, il GSE ha chiesto la restituzione di un numero di CV pari a 109.032 MWh oltre che la restituzione di 23.447 MWh di Tariffa GRIN percepita dal 1° gennaio 2016.

In data 24 giugno 2019 A2A Calore & Servizi S.r.l. ha fornito risposta articolata:

• non condividendo il 31 dicembre 2009 come data di 'freezing' della configurazione di rete ai fini del rilascio dei CV, riservandosi un eventuale ricorso;
• segnalando in subordine al GSE: i) la necessità di rettificare comunque il calcolo dei CV in quanto la documentazione cartografica, a suo tempo fornita, non era completa e ii) alcune modifiche del metodo di calcolo in ragione dell'unicità del 'caso' della rete di Canavese (rispetto alle altre reti TLR italiane che hanno avuto accesso ai CV, molto dello sviluppo ha avuto luogo successivamente al 31 dicembre 2009).

È di febbraio 2020 la lettera del GSE che chiude la visita ispettiva con riferimento alla sola verifica della qualifica CAR mentre sono in corso ulteriori scambi volti a mitigare gli impatti del call back dei CV già rilasciati. Ad ogni modo sono già stati accantonati fondi a bilancio per 12,5 milioni di euro tali da coprire eventualmente tutti gli importi che dovessero essere chiesti dal GSE in restituzione.

Business Unit Estero

La Business Unit Estero comprende le attività svolte dal Gruppo relativamente alla gestione delle partecipazioni detenute da A2A in società estere, unitamente al presidio delle attività di sviluppo internazionale.

Pertanto, la Business Unit analizza e seleziona le opportunità di mercato, tali da permettere la fornitura di know how e sistemi tecnologici derivanti dai core business A2A; particolare focus è rivolto alla realizzazione di impianti di trattamento rifiuti ad alta tecnologia.

A far data dal 1° luglio 2019 ha efficacia il conferimento del ramo cd. Business Unit Estero di A2A in favore della neo costituita A2Abroad S.p.A., che si occuperà delle attività di sviluppo del Gruppo A2A in ambito internazionale.

Nel 2019 è stata ultimata la fornitura relativa alla progettazione, fornitura, realizzazione e avviamento, in qualità di fornitore sub nominato, di un impianto di trattamento rifiuti da 150.000 t/a di RSU in Spagna. Si prevede di arrivare al collaudo definitivo dell'impianto entro il 2020.

Nel mese di giugno 2019 è stato aggiudicato un ulteriore contratto per la progettazione, fornitura, realizzazione e avviamento, in qualità di fornitore sub nominato, di un impianto di trattamento rifiuti da 78.000 t/a di RSU in Croazia.

Con riferimento all'attività di service sugli impianti di trattamento rifiuti nel Regno Unito, nel mese di dicembre 2018 è stato sottoscritto un contratto per prestazioni di servizio e assistenza su impianti di proprietà del cliente Renewi della durata di tre anni, con l'opzione di estensione per ulteriori due esercizi.

Nel corso del 2019 è stato inoltre stipulato un contratto in Scozia per prestazioni di servizi di assistenza on site e da remoto con il Dumfries and Galloway Council.

Si sono svolte, inoltre, attività propedeutiche e necessarie alla partecipazione ad altri bandi di gara internazionali.

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Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A

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7 Scenario e mercato

Quadro macroeconomico

Consuntivo

L'anno 2020 era iniziato con l'economia globale in stabilizzazione, con la fiducia in una ripresa grazie soprattutto alla distensione commerciale tra Cina e Stati Uniti ed una maggiore chiarezza sul percorso della Brexit. L'emergenza legata alla diffusione del virus COVID-19, partita dalla Cina e rapidamente diffusasi al globo intero, ha comportato enormi ricadute sul quadro economico e finanziario mondiale.

Gli indicatori segnalano un deterioramento generalizzato dell'attività economica sia nelle economie avanzate che in quelle in via di sviluppo. Secondo i dati del Dipartimento del Commercio degli Stati Uniti il PIL americano ha registrato una contrazione del 5% nel primo trimestre dell'anno, contro il +2,1% degli ultimi tre mesi del 2019. In considerazione del fatto che la pandemia ha colpito il paese verso la fine del trimestre gli effetti più evidenti si vedranno nel secondo trimestre: il PIL è atteso in calo fino al -29,5% (consensus analisti di Marketwatch). La Cina, dopo aver subito un crollo del 6,8% nel primo trimestre, torna a crescere nel secondo trimestre dell'anno al +3,2%, grazie alla rapida ripresa della produzione industriale post-epidemia e alle misure di sostegno all'economia messe in campo dal governo centrale. Complessivamente, secondo i dati diffusi dall'Ufficio Nazionale di Statistica di Pechino, nella prima metà dell'anno, l'economia cinese segna una contrazione dell'1,6% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno.

Il PIL dell'Area Euro, secondo la stima preliminare resa nota dalla Commissione Europea, dopo una contrazione del 3,8% registrata nel primo trimestre 2020 è atteso crollare ad un -13,6% nel secondo trimestre. La pandemia di COVID-19 e le necessarie misure di contenimento hanno avuto gravi ripercussioni sia sul settore manifatturiero sia su quello dei servizi, comportando pesanti ricadute sulla capacità produttiva e sulla domanda interna. All'interno dell'Area Euro, per quasi tutte le economie, è prevista una marcata flessione nel secondo trimestre dell'anno con Francia e Spagna che dovrebbero registrare la performance peggiore con una contrazione del PIL rispettivamente del 16,8% e del 16,9%.

Per quanto concerne l'Italia, l'analisi di Banca d'Italia indica che il PIL nel primo trimestre 2020 è diminuito del 5,3% e nel secondo è previsto crollare al -10% in quanto il danno all'attività economica provocato dal lockdown è atteso essere più forte. In assenza di una seconda ondata di espansione dell'epidemia l'attività economica inizierà a riprendersi nel terzo trimestre di quest'anno anche grazie al sostegno dell'azione politica.

Secondo la stima preliminare resa nota da Eurostat, l'inflazione nell'Area Euro è cresciuta dello 0,3% in giugno contro lo 0,1% registrato a maggio. Nella media del primo semestre 2020 l'inflazione acquisita è pari al +0,7%.

In Italia, secondo le stime preliminari dell'Istat, nel mese di giugno 2020 l'indice nazionale dei prezzi al consumo (NIC) registra una variazione negativa della stessa intensità segnata a maggio e pari al -0,2%. A determinare l'inflazione negativa per il secondo mese consecutivo sono i prezzi dei Beni energetici (-12,1%) mentre i prezzi dei Beni alimentari continuano a crescere (+2,5%). Nella media del primo semestre 2020 l'inflazione acquisita è pari a +0,0%.

Dallo scoppio dell'emergenza COVID-19 gli interventi rapidi e significativi di diverse banche centrali sono stati fondamentali e hanno evitato un calo ancora più marcato del clima di fiducia e dei prezzi delle attività. In tutti i principali paesi le autorità monetarie e fiscali hanno posto in essere forti misure espansive a sostegno dei redditi di famiglie e imprese, del credito all'economia e della liquidità sui mercati. Di particolare importanza è stata l'attivazione e la creazione di linee di swap tra le principali banche centrali per fornire liquidità a livello internazionale. Nella riunione del 16 luglio la Banca Centrale Europea (BCE) ha lasciato il tasso di riferimento al minimo storico di zero ribadendo il suo impegno per il mantenimento ai livelli attuali almeno fino a quando l'inflazione convergerà in maniera stabile su valori prossimi anche al 2%. La BCE ha inoltre confermato l'ammontare del Pandemic Emergency Purchase Programme (PEPP) pari a 1.350 miliardi di euro con un orizzonte temporale che resta esteso almeno fino alla fine di giugno 2021. Parallelamente la BCE ha confermato che gli acquisti nell'ambito dell'Asset Purchase Programme (APP) continueranno ad un ritmo mensile di 20 miliardi di euro e proseguiranno fino quando la BCE inizierà ad alzare i tassi di interesse di riferimento. Infine, la Banca Centrale Europea continuerà a fornire ampia liquidità attraverso le operazioni di rifinanziamento denominate TLTROIII (targeted longer-term refinancing operations). Nella riunione di giugno la Federal Reserve (FED) ha deciso di lasciare invariati i tassi di interesse nella fascia 0,00-0,25% ed ha comunicato l'intenzione di mantenerli inalterati almeno fino al 2022.

Dall'inizio dell'anno ad oggi la quotazione del tasso di cambio EUR/USD ha registrato sensibili oscillazioni che l'hanno portato a toccare massimi di oltre 1,14 e minimi di circa 1,06. L'emergenza COVID-19, i conseguenti interventi delle banche centrali (FED e BCE in prima linea) e le misure annunciate dai governi più toccati dall'epidemia sono stati i maggiori driver di questo andamento altalenante nella prima parte dell'anno. Il tasso di cambio medio EUR/USD si è attestato a 1,10 dollari nel primo semestre 2020 in contrazione del 3% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

Le prospettive

Il Fondo Monetario Internazionale (FMI) descrive il "Great Lockdown" (la grande chiusura) una crisi senza precedenti e ribadisce che l'eventuale seconda ondata di contagi di COVID-19 aggraverebbe la recessione, prolungandola al 2021.

Nell' aggiornamento del "World Economic Outlook" di giugno il Fondo Monetario Internazionale rivede al ribasso le stime sull'andamento dell'economia globale: il PIL mondiale è previsto in contrazione del 4,9% nel 2020 (contro il 3% stimato ad aprile), per poi risalire al +5,4% nel 2021. Per gli Stati Uniti, la contrazione è attesa all'8%, alla quale seguirà una crescita del +4,5% nel 2021. Perfino l'India subirà una contrazione, la prima in oltre 40 anni, con un PIL atteso al -4,5% per l'anno in corso, per poi risalire al +6% nel 2021. In Brasile, dove la gestione della pandemia è stata fallimentare, il PIL calerà al -9,1% nel 2020 per poi accelerare al +3,6% nel 2021. L'economia russa è attesa in contrazione del 6,6% quest'anno con un rimbalzo a +4,1% nel 2021. In questo scenario, fa eccezione la Cina, che vede un valore di crescita positivo per il 2020 seppur limitato ad un +1,0% per poi accelerare, nel 2021, ad oltre il +8%.

Per l'Area Euro, la contrazione prevista è del 10,2%, seguita da un rimbalzo al +6% nel 2021. Per quanto riguarda i singoli Paesi europei, la locomotiva tedesca si contrarrà quest'anno del 7,8% per poi crescere del +5,4% il prossimo. Il Fondo Monetario Internazionale prevede per la Francia un PIL in diminuzione del 12,5% nel 2020 ed una crescita del +7,3% nel 2021 mentre per la Spagna si stima un -12,8% quest'anno ed un'accelerazione del +6,3% nel 2021. Crollo a due cifre anche per il PIL della Gran Bretagna, che calerà del 10,2% nel 2020 per salire del 6,3% nel 2021.

L'Italia compare tra le nazioni più colpite economicamente: il PIL quest'anno è previsto contrarsi del 12,8% (dal -9,1% della precedente stima) per poi registrare un rimbalzo nel 2021 al +6,3% (1,5 punti percentuali in più rispetto alla stima di aprile). Le conseguenze del COVID-19 si ripercuotono anche sul debito pubblico e sul deficit italiano nell'anno in corso. Dopo il 134,8% del 2019 il debito è atteso salire al 166,1% del PIL nel 2020, per poi calare al 161,9% nel 2021. Il deficit è atteso al 12,7% del PIL quest'anno (8,3% la stima di aprile) e al 7% nel 2021 (3,5% la previsione di aprile).

Al rallentamento dell'attività economica si accompagnerà una generalizzata frenata dell'inflazione. Secondo le previsioni formulate dalla Commissione Europea l'inflazione nell'Area Euro è stimata allo 0,3% nel 2020 e all'1,1% nel 2021. Revisione anche sulle prospettive di inflazione in Italia, stimata allo 0% sia quest'anno che il prossimo per poi aumentare nel 2022 all'1,0% (fonte: Banca d'Italia).

L'anno in corso, secondo l'Organizzazione per la cooperazione e lo sviluppo economico (OCSE), vedrà anche un forte aumento della disoccupazione sia in Europa, dove salirà dal 7,7% al 10,4%, sia in Italia dove è prevista attestarsi al 12,4%, cancellando così quattro anni di lenti miglioramenti. Se la pandemia sarà tenuta sotto controllo, il tasso di disoccupazione nel 2021 è stimato all'8,9% nell'Area Euro e all'11% in Italia.

Per quanto riguarda il livello dei tassi di interesse sia la Banca Centrale Europea (BCE) che la Federal Reserve (FED) saranno alle prese con importanti scelte di politica monetaria ed entrambe si troveranno di fronte al rischio di un calo delle aspettative inflazionistiche. Il Consiglio direttivo della Banca Centrale Europea si è dichiarato pronto, se necessario, ad aumentare la dimensione e a modificare la composizione dei programmi di acquisto nonché a fare tutto ciò che è necessario, nell'ambito del proprio mandato, per sostenere l'Area Euro ed assicurare che l'inflazione continui ad avvicinarsi stabilmente al livello perseguito nell'intorno del 2%. Le decisioni del Consiglio Direttivo sosterranno la liquidità ed il finanziamento dell'economia, contribuiranno al credito a favore di famiglie ed imprese in tutti i settori ed in tutti paesi per promuovere la ripresa economica. Sulla scia della BCE anche la Federal Reserve ha comunicato che continuerà ad usare tutti i poteri a sua disposizione, con forza ed in modo aggressivo, fino a quando non si vedranno risultati concreti circa la certezza di aver intrapreso una solida strada verso la ripresa.

Per l'anno 2020 gli esperti prevedono un tasso di cambio EUR/USD pari a circa 1,11, che salirà a 1,13 dollari nel 2021 per poi attestarsi nell'intorno di 1,20 dollari nel medio-lungo periodo (Fonte: Ref).

7 Scenario e mercato

Quadro Andamento del mercato energetico

Andamento del mercato energetico

Energia Elettrica

Per quanto attiene lo scenario del mercato elettrico nazionale, il fabbisogno netto di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2020 è stato pari a 143.513 GWh (fonte: Terna) evidenziando un calo dell'8,9% rispetto al corrispondente periodo del 2019; in termini destagionalizzati e corretti per calendario e temperatura, la variazione risulta pressoché uguale (-9,0%).

La produzione netta di energia nel primo semestre 2020 è stata pari a 130.932 GWh, in calo del 6,1% rispetto al medesimo periodo del 2019. Sono in aumento le fonti da produzione idroelettrica che si attestano a 23.173 GWh (+8,2%) e fotovoltaica (+9,2%). Sostanzialmente invariata quella geotermica (+0,0%), in forte calo sia quella da fonte termoelettrica (-11,7%) che si attesta a 80.702 GWh, che quella da fonte eolica (-6,7%). La produzione nazionale, al netto dei consumi da pompaggio, ha coperto nel primo semestre 2020 il 91,2% della richiesta di energia elettrica mentre le importazioni nette hanno soddisfatto la restante parte.

Nel contesto di contingente emergenza sanitaria derivante dal COVID-19 il PUN (Prezzo Unico Nazionale) ha registrato valori estremamente bassi con minimi storici sia per il mese di maggio con una quotazione pari a 21,79 €/MWh, che per il mese di giugno con 28,01 €/MWh (-42,3% rispetto a giugno 2019).

Nella media del primo semestre 2020 il PUN ha evidenziato una contrazione del 41,5% attestandosi a 32,2 €/MWh contro i 55,1 €/MWh del primo semestre 2019. Quotazioni medie in diminuzione anche per il prezzo nelle ore di alto carico (-40,9% per il PUN Peak Load che si attesta a 35,6 €/MWh). Il prezzo medio nelle ore a basso carico (PUN Off-Peak) evidenzia una riduzione del 42,0% attestandosi a 30,3 €/MWh. Per l'anno 2020 le curve forward indicano prezzi di PUN Base Load con valori medi prossimi ai 40 €/MWh.

Gas Naturale

Nella media del primo semestre 2020 la domanda di gas naturale evidenzia un calo del 10,8% rispetto al corrispondente periodo del 2019, attestandosi a 35.842 Mmc (fonte: Snam Rete Gas).

La diminuzione è stata generalizzata. I consumi del settore termoelettrico (-12,3%) ed industriale (-12,7%), all'interno di un contesto contraddistinto da minore domanda di energia elettrica e bassa produzione industriale, si attestano ai minimi degli ultimi anni. Dinamiche analoghe anche per i consumi del settore civile che, in un contesto caratterizzato da temperature insolitamente elevate, si attestano a 17.400 milioni di mc (-9,2%).

Dal lato offerta, la minor domanda nel periodo in esame ha determinato un calo delle importazioni a 33.691 Mmc (-9,9%) che hanno rappresentato il 94,5% del fabbisogno nazionale al netto dell'andamento dello stoccaggio. La produzione nazionale, che ha soddisfatto la parte restante, risulta in flessione del 16,2% attestandosi al minimo storico di 1.967 Mmc. L'analisi dell'import per punti di entrata mostra una consistente e diffusa riduzione dei flussi in quasi tutti i siti di ingresso, in particolare da Mazara e da Tarvisio. Il calo del gas importato tramite rigassificatori GNL è concentrato nei terminali di Cavarzere e Livorno.

Per quanto concerne le quotazioni, il prezzo del gas al TTF nel primo semestre 2020 è stato pari a 7,5 €/MWh, in diminuzione del 52,1% rispetto al primo semestre 2019. Non si arresta il trend decrescente della quotazione del PSV che nel mese di giugno tocca il minimo storico portandosi a 5,9 €/MWh. Nello specifico, il prezzo medio del gas al PSV per il primo semestre 2020 è stato pari a 9,2 €/MWh, in diminuzione del 51,1% rispetto al primo semestre 2019. Per l'anno 2020 le curve forward indicano prezzi con valori medi prossimi ai 9 €/MWh.

L'andamento delle rispettive quotazioni ha determinato un differenziale PSV-TTF per il periodo in esame pari a 1,6 €/MWh in contrazione rispetto al differenziale del primo semestre 2019 (+3,0 €/MWh). Le aspettative del PSV confermano, in media d'anno, l'attuale quotazione, mentre il TTF presenta un lieve incremento riducendo così il differenziale tra le due quotazioni nell'intorno di 1,4 €/MWh.

Petrolio e carbone

L'Energy Information Administration (EIA) ha comunicato che la domanda mondiale di petrolio è diminuita di 16,4 milioni di barili nel primo trimestre del 2020, quando sono stati imposti blocchi per combattere la pandemia di COVID-19. Per l'anno 2020 l'EIA stima che la domanda mondiale di petrolio diminuirà di 7,9 milioni di barili al giorno e si riprenderà, per circa 5,3 milioni di barili al giorno, nel 2021. Nella media del 2020, la domanda globale di petrolio è prevista attestarsi a 92,1 milioni di barili al giorno.

Da gennaio ad aprile il Brent ha perso più del 50%, toccando il minimo di 26,8 \$/bbl nel mese di aprile per poi risalire a 40,8 \$/bbl nel mese di giugno. La risalita del prezzo è imputabile all'accordo raggiunto dai paesi dell'OPEC+ per un taglio alla produzione di 9,7 milioni di barili al giorno per il periodo maggio-luglio. Nella media del primo semestre la quotazione del Brent si è attestata a 42,2 \$/bbl, evidenziando una contrazione del 36,2% rispetto a quanto consuntivato nello stesso periodo dell'anno precedente (66,1 \$/bbl). Il deprezzamento dell'euro nei confronti del dollaro ha attenuato il decremento delle quotazioni espresse in €/bbl (-34,6%). Il 6 giugno i Paesi OPEC e quelli alleati del cartello, tra i quali la Russia, hanno trovato un ulteriore accordo per ridurre la produzione di 7,7 milioni di barili al giorno da agosto fino alla fine dell'anno e successivamente per un taglio di 5,8 milioni di barili al giorno fino al 30 aprile 2022, al fine di sostenere il prezzo. La previsione per il 2020 è di un prezzo medio nell'intorno dei 42,0 \$/bbl e per il 2021 leggermente superiore a 45,0 \$/bbl (fonte:Ref).

Il mercato del carbone è stato colpito in modo significativo dal crollo della domanda generato dalle misure di contenimento del COVID-19 su scala mondiale. L'EIA stima una contrazione della domanda globale di carbone nel 2020 nell'intorno del 8% rispetto al 2019, per il venire meno della richiesta asiatica, soprattutto cinese e indiana. Le quotazioni hanno registrato il livello di minimo nel mese di maggio (38,5 \$/tonn). Il prezzo medio del carbone nel primo semestre 2020 si è attestato a 45,3 \$/tonn, ovvero in contrazione del 29,5% rispetto a quanto consuntivato nel medesimo periodo dello scorso anno (64,2 \$/tonn). Il deprezzamento della moneta unica nei confronti del dollaro ha attenuato la diminuzione delle quotazioni espresse in euro (-27,7%) rispetto al medesimo periodo del 2019. Per l'anno corrente le curve forward indicano prezzi con valori medi prossimi ai 48,6 \$/tonn.

7 Scenario e

mercato Quadro macroeconomico del mercato

8 Risultati per settore di attività

Risultati per settore di attività

I settori di attività in cui opera il Gruppo A2A sono riconducibili alle seguenti "Business Units":

Business Unit Generazione e Trading

L'attività della Business Unit Generazione e Trading è relativa alla gestione del portafoglio impianti di generazione(1) del Gruppo con il duplice scopo di massimizzare la disponibilità e l'efficienza degli impianti, minimizzando i costi di esercizio e manutenzione (O&M) e di massimizzare il profitto derivante dalla gestione del portafoglio energetico attraverso l'attività di compravendita di energia elettrica, di combustibili (gassosi e non gassosi) e di titoli ambientali sui mercati all'ingrosso nazionali ed esteri. Rientra nell'ambito della Business Unit anche l'attività di trading sui mercati nazionali ed esteri di tutte le commodities energetiche (gas, energia elettrica, titoli ambientali).

Business Unit Mercato

L'attività della Business Unit Mercato è finalizzata alla vendita al dettaglio di energia elettrica e di gas naturale ai clienti del mercato libero e alla commercializzazione ai clienti serviti in regime di tutela, alla gestione dell'illuminazione pubblica, degli impianti di regolazione del traffico, delle lampade votive. Inoltre, si occupa di fornire servizi di efficienza energetica e di mobilità elettrica.

Business Unit Ambiente

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

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

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

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.

Business Unit Reti e Calore

L'attività della Business Unit Reti e Calore riguarda prevalentemente la gestione tecnico-operativa 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 incluse le attività relative al servizio di gestione di impianti di riscaldamento di proprietà di terze parti (servizi di gestione calore).

La Business Unit Reti e Calore, inoltre, fornisce servizi di telecomunicazione, in particolare servizi inerenti la gestione di linee di fonia fissa e mobile e di linee di trasmissione dati, nonché servizi legati alla gestione e sviluppo delle infrastrutture a supporto delle comunicazioni, alla realizzazione e gestione dei sistemi di videosorveglianza e controllo degli accessi. Progetta infine soluzioni e applicazioni finalizzati alla realizzazione di nuovi modelli di città e territorio e al miglioramento della qualità della vita dei cittadini.

Business Unit Estero

La Business Unit Estero comprende le attività di fornitura di know how e tecnologie per la realizzazione di impianti di pre-trattamento rifiuti.

Corporate

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

8 Risultati per settore di attività

Risultati per

Business Unit Generazione e Trading Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero Corporate

Business Unit Generazione e Trading

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

Dati quantitativi - Settore energia elettrica

Gwh	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
FONTI
Produzioni nette	6.861	7.685	(824)	(10,7%)
- produzione termoelettrica	4.882	5.767	(885)	(15,3%)
- produzione idroelettrica	1.912	1.857	55	3,0%
- produzione fotovoltaica	67	61	6	9,8%
Acquisti	20.926	15.024	5.902	39,3%
- borsa	8.122	7.810	312	4,0%
- grossisti	4.339	1.792	2.547	n.s.
- portafoglio di Trading/Service	8.465	5.422	3.043	56,1%
TOTALE FONTI	27.787	22.709	5.078	22,4%
USI
Vendita a Retailer del Gruppo	6.380	5.706	674	11,8%
Vendite ad altri grossisti	6.253	5.177	1.076	20,8%
Vendite in borsa	6.689	6.404	285	4,5%
Portafoglio di Trading/Service	8.465	5.422	3.043	56,1%
TOTALE USI	27.787	22.709	5.078	22,4%

I dati relativi alle vendite sono riportati al lordo delle perdite.

Nel primo semestre 2020 la produzione di energia elettrica del Gruppo è stata pari a 6.861 GWh, a cui si aggiungono acquisti per 20.926 GWh, per una disponibilità complessiva di 27.787 GWh.

La produzione termoelettrica del periodo in esame si è attestata a 4.882 GWh (5.767 GWh al 30 giugno 2019): la variazione negativa è riconducibile alla minore produzione degli impianti a ciclo combinato per la riduzione della domanda contendibile di energia e alla fermata prolungata dell'impianto di Monfalcone, penalizzato da uno scenario di prezzi non sufficientemente remunerativo. Risultano, invece, in aumento sia la produzione idroelettrica (+55 GWh) per le maggiori produzioni di Mese e dei bacini della Valtellina grazie ai maggiori apporti d'acqua registrati nel secondo trimestre dell'anno, sia le produzioni da fonte fotovoltaica (+6 GWh).

Gli acquisti di energia elettrica si sono attestati a 20.926 GWh (15.024 GWh al 30 giugno 2019): la crescita è stata determinata principalmente dalle maggiori quantità acquistate nell'ambito dell'attività di trading/service (+3.043 GWh) e dai maggiori acquisti effettuati sui mercati all'ingrosso (+2.547 GWh). Le quantità acquistate in borsa risultano in aumento del +4%.

Nel primo semestre 2020, oltre all'aumento delle quantità intermediate nell'ambito dell'attività di service/trading pari al +56,1%, sono state registrate maggiori vendite sui mercati all'ingrosso (+20,8%), su IPEX (+4,5%) e alla Business Unit Mercato (+11,8%).

Complessivamente nel periodo in esame le vendite di energia elettrica della Business Unit Generazione e Trading si sono attestate a 27.787 GWh (22.709 GWh al 30 giugno 2019).

Dati quantitativi - Settore gas

milioni di mc	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
FONTI
Approvvigionamenti	2.705	3.136	(431)	(13,7%)
Prelievi da magazzino	95	10	85	n.s.
Autoconsumi /GNC	(3)	(9)	6	(66,7%)
Portafoglio di Trading/Service	4.842	4.093	749	18,3%
TOTALE FONTI	7.639	7.230	409	5,7%
USI
Usi Business Unit Mercato	985	1.145	(160)	(14,0%)
Usi termoelettrici	921	1.002	(81)	(8,1%)
Usi Business Unit Calore e Ambiente	43	49	(6)	(12,2%)
Grossisti	848	941	(93)	(9,9%)
Portafoglio di Trading/Service	4.842	4.093	749	18,3%
TOTALE USI	7.639	7.230	409	5,7%

Risultati per settore di attività Risultati per settore di attività Business Unit Generazione e Trading Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero Corporate

8

Le quantità sono esposte a mc standard riportati al PCS di 38100 MJ alla riconsegna.

Nel primo semestre 2020 i volumi di gas venduti si attestano a 7.639 milioni di metri cubi, in aumento del 5,7% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente (7.230 milioni di metri cubi).

La variazione positiva è determinata dalle maggiori quantità intermediate del Portafoglio di Trading/ Service (+749 milioni di metri cubi), mentre risultano in diminuzione i volumi di gas venduti ai grossisti (-93 milioni di metri cubi), le quantità vendute alle Business Unit Mercato (-160 milioni di metri cubi) alle altre Business Units del Gruppo (-6 milioni di metri cubi), nonchè i volumi per usi termoelettrici (-81 milioni di metri cubi) a seguito dei minori consumi degli impianti a ciclo combinato dell'anno in corso.

Dati economici

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Ricavi	1.742	2.248	(506)	(22,5%)
Margine Operativo Lordo	98	117	(19)	(16,2%)
% su Ricavi	5,6%	5,2%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(82)	(81)	(1)	1,2%
Risultato Operativo Netto	16	36	(20)	(55,6%)
% su Ricavi	0,9%	1,6%
Investimenti	19	31	(12)	(38,7%)
FTE	1.072	1.097	(25)	(2,3%)
Costo del personale	46	45	1	2,2%

I ricavi si sono attestati a 1.742 milioni di euro, in diminuzione di 506 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente. La variazione è stata determinata dal forte calo dei prezzi sia elettricità che gas e dai minori volumi venduti del portafoglio industriale gas, in parte compensati dalla crescita delle vendite di energia elettrica.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Generazione e Trading è risultato pari a 98 milioni di euro, in riduzione di 19 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Al netto delle componenti non ricorrenti registrate nei due periodi di confronto (+8 milioni di euro nel 2020 e +3 milioni di euro nel 2019), il Margine Operativo Lordo Ordinario risulta in calo di 24 milioni di euro.

Gli effetti negativi accentuati dalla situazione emergenziale di cui ha risentito il settore della generazione di energia - dovuti allo scenario fortemente penalizzante e alla contrazione della domanda contendibile - sono stati in parte compensati da un'efficace strategia di hedging, dai migliori risultati conseguiti sul mercato dei servizi ancillari ("MSD"), dalle maggiori produzioni idroelettriche, nonché da un significativo contenimento di costi operativi.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono stati complessivamente pari a 82 milioni di euro (81 milioni di euro al 30 giugno 2019). I maggiori ammortamenti del primo semestre 2020 per il ripristino di valore dei gruppi 400 MW di Mincio, Chivasso e Sermide effettuato al 31 dicembre 2019, sono stati compensati dai minori accantonamenti per rischi.

In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto si è attestato a 16 milioni di euro (36 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Nel primo semestre 2020 gli Investimenti sono risultati pari a 19 milioni di euro e hanno riguardato principalmente interventi di manutenzione straordinaria presso gli impianti termoelettrici per circa 6 milioni di euro e per circa 2 milioni di euro presso i nuclei idroelettrici. Si registrano inoltre interventi di sviluppo per complessivi 10 milioni di euro relativi alla centrale di Brindisi (attività di installazione dei compensatori sincroni), agli impianti fotovoltaici (avvio realizzazione nuovi impianti) e ai progetti ICT. Nel periodo in esame, infine, si sono svolte attività per adeguamenti a norme per circa 1 milione di euro.

Nel primo semestre 2020 le FTE risultano pari a 1.072 unità (1.097 FTE nel primo semestre 2019). La variazione è determinata dal differimento di assunzioni relative al turn over e al proseguimento del piano di efficientamento attivato per alcune strutture della generazione idroelettrica.

Business Unit Mercato

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

Dati quantitativi

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Vendite Energia Elettrica
Vendite Energia Elettrica Mercato Libero (GWh)	6.286	5.651	635	11,2%
Vendite Energia Elettrica in regime di Maggior Tutela (GWh)	613	737	(124)	(16,8%)
Vendite Energia Elettrica Mercato Salvaguardia (GWh)	97	112	(15)	(13,4%)
Totale Vendite Energia Elettrica (GWh)	6.996	6.500	496	7,6%

settore di attività Risultati per settore di attività Business Unit Generazione e Trading Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero Corporate

8

Risultati per

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
POD Energia Elettrica
POD Energia Elettrica Mercato Libero (#/1000)	731	636	95	14,9%
POD Energia Elettrica in regime di Maggior Tutela (#/1000)	461	524	(63)	(12,0%)
Totale POD Energia Elettrica (#/1000)	1.192	1.160	32	2,8%

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Vendite Gas
Vendite Gas Mercato Libero (Mmc)	932	1.030	(98)	(9,5%)
Vendite Gas in regime di Maggior Tutela (Mmc)	303	362	(59)	(16,3%)
Totale Vendite Gas (Mmc)	1.235	1.392	(157)	(11,3%)

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
PDR Gas
PDR Gas Mercato Libero (#/1000)	773	681	92	13,5%
PDR Gas in regime di Maggior Tutela (#/1000)	722	811	(89)	(11,0%)
Totale PDR Gas (#/1000)	1.495	1.492	3	0,2%

Le quantità sono riportate al lordo delle perdite.

Il dato relativo ai POD e PDR non include le numeriche relative ai Grandi Clienti.

Nel primo semestre 2020, la Business Unit Mercato ha registrato 6.996 GWh di vendite di energia elettrica, in crescita del 7,6% rispetto all'anno precedente. L'incremento registrato, nonostante il rallentamento dell'attività commerciale e la riduzione dei consumi unitari conseguenti all'emergenza COVID-19, è riconducibile prevalentemente alle maggiori quantità vendute ai grandi clienti del mercato libero.

Le vendite gas sono risultate pari a 1.235 milioni di metri cubi (-11,3% rispetto allo stesso periodo del 2019). La contrazione delle vendite è dovuta sia ad una termicità sfavorevole rispetto all'anno precedente sia, in particolare per i grandi e piccoli clienti industriali, al rallentamento di tutte le attività economiche conseguente alle misure adottate per limitare la diffusione del COVID-19.

Si è registrato, comunque, un aumento dei clienti del mercato libero mass-market, sia nel comparto elettrico che in quello gas (76 mila in più rispetto alla fine del 2019).

Dati economici

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Ricavi	1.262	1.423	(161)	(11,3%)
Margine Operativo Lordo	113	116	(3)	(2,6%)
% su Ricavi	9,0%	8,2%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(28)	(23)	(5)	21,7%
Risultato Operativo Netto	85	93	(8)	(8,6%)
% su Ricavi	6,7%	6,5%
Investimenti	19	11	8	72,7%
FTE	880	860	20	2,3%
Costo del personale	28	28	-	0,0%

I ricavi si sono attestati a 1.262 milioni di euro (1.423 milioni di euro al 30 giugno 2019), in diminuzione dell'11,3% a seguito del calo dei prezzi unitari di energia elettrica e gas registrato nel primo semestre 2020 rispetto al corrispondente periodo dell'anno precedente e delle minori quantità di gas venduto, nonché dei minori ricavi legati alla cessione/gestione dei titoli di efficienza energetica (TEE).

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Mercato si è attestato a 113 milioni di euro (116 milioni di euro nel primo semestre dell'esercizio precedente).

Al netto delle partite non ricorrenti (sostanzialmente nulle nel 2020 e +3 milioni di euro nel 2019), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Business Unit risulta in linea con il medesimo periodo dell'anno precedente.

L'ottima performance del comparto energy retail (+7 milioni di euro) è stata neutralizzata dalla minore marginalità del comparto illuminazione pubblica (-1 milione di euro) e dalla contrazione del settore energy solutions (-6 milioni di euro).

La crescita del comparto energy retail è riconducibile prevalentemente all'aumento del numero di clienti del mercato libero elettrico e gas e alle maggiori vendite dei grandi clienti del mercato elettrico, all'aggiornamento della QVD, componente della tariffa applicata ai clienti del servizio di tutela a copertura dei costi di commercializzazione al dettaglio della vendita gas (Delibera 577/2019/R/gas), nonché ad una riduzione dei costi operativi (provvigioni canali indiretti, spese di marketing e comunicazione esterna a supporto delle attività di acquisizione dei nuovi clienti, rallentata a seguito della diffusione del COVID-19).

Tali effetti positivi hanno più che compensato l'impatto derivante dalla diminuzione delle vendite gas.

Il settore energy solutions ha registrato una riduzione di marginalità riconducibile ai minori introiti dalla vendita e gestione di certificati bianchi delle società operanti nel settore, legati in parte alla diversa tempistica (slittamento da maggio a novembre) di approvvigionamento da parte dei distributori obbligati all'annullamento dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE).

La minore marginalità del comparto illuminazione pubblica, determinata dalla diversa tempistica di rilascio dei certificati bianchi rispetto all'anno precedente (rilascio previsto nel secondo semestre 2020 rispetto a quello effettuato nel primo semestre del 2019) e al posticipo del termine di annullamento dell'obbligo da parte dei distributori, è stata in parte compensata dalla maggiore marginalità per le attività di manutenzione e per la gestione di nuovi comuni.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono stati complessivamente pari a 28 milioni di euro (23 milioni di euro al 30 giugno 2019). La variazione è legata principalmente a maggiori accantonamenti per svalutazioni crediti.

In conseguenza delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto si è attestato a 85 milioni di euro (93 milioni di euro nel primo semestre dell'anno precedente).

Nel periodo in esame gli Investimenti della Business Unit si sono attestati a circa 19 milioni di euro. In particolare, hanno riguardato per circa 10 milioni di euro il comparto energy retail, prevalentemente per gli interventi di manutenzione evolutiva e di sviluppo sulle piattaforme Hardware e Software, per circa 4 milioni di euro nuovi progetti di sviluppo del comparto illuminazione pubblica e per 5 milioni di euro progetti per l'efficienza energetica del comparto New Energy Solutions.

Nel primo semestre 2020 le FTE della Business Unit Mercato si attestano a 880 unità con un incremento di 20 FTE rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente. L'aumento è riconducibile a maggiori assunzioni per il potenziamento di alcune aree di attività, in coerenza con gli obiettivi di sviluppo della Business Unit Mercato.

8 Risultati per settore di attività

Risultati per settore di attività Business Unit

Generazione e Trading

Business Unit Mercato

Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero Corporate

Business Unit Ambiente

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

Dati quantitativi

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Rifiuti raccolti (Kton)	801	852	(51)	(6,0%)
Residenti serviti (#/1000)	3.669	3.586	83	2,3%
Rifiuti smaltiti (Kton)	1.609	1.675	(66)	(3,9%)
Energia elettrica venduta (GWh)	955	877	78	8,9%
Calore ceduto (GWht) *	840	857	(17)	(2,0%)

(*) Quantità rilevate a bocca di centrale.

Nel primo semestre 2020 le quantità di rifiuti raccolti, pari a 801 migliaia di tonnellate, risultano in calo del 6% rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente a seguito del blocco delle attività produttive deliberato su base nazionale per limitare la diffusione del COVID-19.

I rifiuti smaltiti registrano una riduzione del 3,9%, in parte riconducibile al fermo delle attività economiche: al netto di maggiori quantità smaltite negli impianti di termovalorizzazione e del contributo degli impianti di nuova acquisizione per recenti operazioni di M&A (le linee di trattamento di Electrometal, società attiva nel trattamento e recupero di rifiuti provenienti da differenti processi industriali acquisita a fine 2019 e l'impianto di generazione alimentato a biomassa Agritre acquisito nel mese di febbraio 2020) e di recente attivazione (impianto di recupero della plastica di Muggiano avviato nel secondo semestre 2019), nel periodo in esame si sono registrati minori conferimenti negli impianti di trattamento e nelle discariche, tra cui peraltro la discarica di Grottaglie operativa nel gennaio 2019.

Le quantità di energia elettrica venduta evidenziano un incremento dell'8,9% grazie alle minori fermate per manutenzione degli impianti di termovalorizzazione, mentre le quantità di calore ceduto risultano in calo del 2% a seguito delle minori quantità richieste dal comparto teleriscaldamento.

Dati economici

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Ricavi	535	522	13	2,5%
Margine Operativo Lordo	144	135	9	6,7%
% su Ricavi	26,9%	25,9%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(53)	(56)	3	(5,4%)
Risultato Operativo Netto	91	79	12	15,2%
% su Ricavi	17,0%	15,1%
Investimenti	55	46	9	19,6%
FTE	5.896	5.895	1	0,0%
Costo del personale	159	159	-	0,0%

Nel corso del primo semestre 2020 la Business Unit Ambiente ha registrato ricavi per 535 milioni di euro (522 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Ambiente è risultato pari a 144 milioni di euro (135 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Al netto delle partite non ricorrenti (+1 milione nel 2020 e sostanzialmente nulle nel 2019), il Margine Operativo Lordo Ordinario della Business Unit risulta pari a 143 milioni di euro in aumento di 8 milioni di euro.

Ha contribuito positivamente al risultato del semestre il comparto della Raccolta (+3 milioni di euro) per i minori costi del personale e per il contenimento delle spese per i consumi e la manutenzione degli automezzi a seguito del rallentamento delle attività per il contenimento del COVID-19.

I comparti degli impianti di trattamento urbani e industriali hanno registrato una crescita di marginalità per complessivi 5 milioni di euro determinata dalle maggiori quantità di energia elettrica prodotta, dalla positiva dinamica dei prezzi di conferimento (in particolare dei rifiuti assimilabili agli urbani), dall'aumento registrato nel periodo in esame dei prezzi di vendita della carta e dal contributo degli impianti di nuova acquisizione (Agritre ed Electrometal) e di recente attivazione (l'impianto di recupero della plastica di Muggiano), nonché dal contenimento dei costi operativi.

Tali effetti positivi hanno più che compensato la riduzione di marginalità determinata dai minori prezzi di cessione dell'energia elettrica prodotta dai termovalorizzatori, dalla riduzione delle quantità smaltite e dai maggiori costi di smaltimento, in particolare scorie.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 53 milioni di euro (56 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Alla luce delle dinamiche sopra esposte, il Risultato Operativo Netto è stato pari a 91 milioni di euro (79 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Gli Investimenti del primo semestre 2020 si sono attestati a 55 milioni di euro e hanno riguardato principalmente interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti di termovalorizzazione (37 milioni di euro), degli impianti di trattamento e delle discariche (9 milioni di euro), l'acquisto di veicoli, contenitori, sistemi operativi e ristrutturazione di edifici aziendali del comparto raccolta (9 milioni di euro).

Nel primo semestre 2020 le FTE della Business Unit Ambiente sono pari a 5.896 unità (5895 FTE nel primo semestre 2019).

La variazione è la risultante sia della vincita di nuove gare, sia dell'attuazione di importanti programmi di efficientamento nel comparto raccolta da una parte e di potenziamento di alcune strutture che svolgono attività di trattamento rifiuti dall'altra.

8 Risultati per settore di attività

Risultati per settore di attività

Business Unit Generazione e Trading Business Unit

Mercato

Business Unit Reti e Calore Business Unit Estero Corporate

Business Unit Reti e Calore

Di seguito si riporta una sintesi dei principali dati quantitativi ed economici relativi alla Business Unit Reti e Calore.

Dati quantitativi - Reti

	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Energia Elettrica distribuita (GWh)	5.061	5.833	(772)	(13,2%)
Gas distribuito (Mmc)	1.618	1.736	(118)	(6,8%)
Gas trasportato (Mmc)	207	207	-	0,0%
Acqua distribuita (Mmc)	36	38	(2)	(5,3%)
RAB Energia Elettrica (M€)(*)	667	649	18	2,8%
RAB Gas (M€)(2)	1.431	1.423	8	0,6%

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

Le quantità distribuite dalla Business Unit Reti e Calore hanno registrato nel periodo in esame importanti riduzioni rispetto al primo semestre 2019, prevalentemente riconducibili al rallentamento delle attività economiche conseguenti alle misure adottate per contrastare l'emergenza sanitaria.

In particolare, l'energia elettrica distribuita è risultata pari a 5.061 GWh, in diminuzione del 13,2% e le quantità di gas distribuito si sono attestate a 1.618 Mmc, in calo del 6,8%, l'acqua distribuita, infine, è risultata pari a 36 Mmc, in riduzione di 2 milioni di metri cubi rispetto alle quantità distribuite nel medesimo periodo dell'esercizio precedente.

Dati quantitativi - Calore

Gwht	30 06 2020	30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
FONTI
Impianti di:	763	847	(84)	(9,9%)
- Lamarmora	245	272	(27)	(9,9%)
- Famagosta	37	46	(9)	(19,6%)
- Tecnocity	32	33	(1)	(3,0%)
- Altri impianti	449	496	(47)	(9,5%)
Acquisti da:	1.121	1.120	1	0,1%
- Terzi	268	252	16	6,3%
- Altre Business Units	853	868	(15)	(1,7%)
TOTALE FONTI	1.884	1.967	(83)	(4,2%)
USI
Vendite ai clienti finali	1.568	1.641	(73)	(4,4%)
Perdite di distribuzione	316	326	(10)	(3,1%)
TOTALE USI	1.884	1.967	(83)	(4,2%)
Energia elettrica da cogenerazione	183	195	(12)	(6,2%)

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.

Le vendite di calore della Business Unit Reti e Calore del primo semestre 2020 si sono attestate a 1.568 GWht, in diminuzione rispetto ai volumi venduti nel medesimo periodo dell'anno precedente del 4,4%. La riduzione registrata nonostante l'acquisizione di nuovi clienti, è riconducibile alle temperature mediamente più miti dell'anno in corso e al rallentamento delle attività a seguito delle misure anti-COVID.

Dati economici

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Ricavi	523	590	(67)	(11,4%)
Margine Operativo Lordo	220	227	(7)	(3,1%)
% su Ricavi	42,1%	38,5%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(96)	(83)	(13)	15,7%
Risultato Operativo Netto	124	144	(20)	(13,9%)
% su Ricavi	23,7%	24,4%
Investimenti	145	149	(4)	(2,7%)
FTE	2.788	2.784	4	0,1%
Costo del personale	54	58	(4)	(6,9%)

I ricavi del primo semestre della Business Unit Reti e Calore si sono attestati a 523 milioni di euro (590 milioni di euro al 30 giugno 2019). La variazione è riconducibile prevalentemente ai ricavi relativi ai contributi tariffari riconosciuti ai distributori per l'annullamento degli obblighi di risparmio energetico (TEE) a seguito del posticipo da maggio a novembre del termine previsto, nonché ai minori ricavi relativi al teleriscaldamento.

Il Margine Operativo Lordo della Business Unit Reti e Calore del primo semestre 2020 è risultato pari a 220 milioni di euro (227 milioni di euro al 30 giugno 2019).

La riduzione della marginalità è riconducibile soprattutto al comparto teleriscaldamento sia per la diminuzione dei volumi a seguito delle elevate temperature e del blocco delle attività produttive, sia per i minori margini unitari per lo scenario energetico fortemente penalizzante.

Hanno inoltre contribuito negativamente ai risultati della Business Unit la diminuzione dei ricavi ammessi sia per la distribuzione gas sia per la distribuzione di energia elettrica e la diminuzione dei volumi del settore idrico.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 96 milioni di euro (83 milioni di euro al 30 giugno 2019). La variazione è riconducibile in parte ai maggiori ammortamenti per gli investimenti effettuati nei mesi precedenti ed in parte ai maggiori rilasci del fondo svalutazione crediti relativi al primo semestre 2019.

Alla luce delle dinamiche sopra esposte il Risultato Operativo Netto si è attestato a 124 milioni di euro (144 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Gli Investimenti del periodo in esame sono risultati pari a 145 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, interventi di mantenimento e potenziamento degli impianti primari, nonché investimenti per avvio progetto smart meter 2G (51 milioni di euro);
• nel comparto distribuzione gas, interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti relativi all'allacciamento di nuovi utenti, alla sostituzione di tubazioni in media e bassa pressione e dei contatori e smart meter gas (43 milioni di euro);
• nel comparto ciclo idrico integrato, interventi di manutenzione e sviluppo sulla rete di trasporto e distribuzione dell'acqua, nonché interventi sulle reti fognarie e sugli impianti di depurazione (30 milioni di euro);
• nel comparto teleriscaldamento e gestione calore, interventi di sviluppo e mantenimento degli impianti e delle reti per complessivi 18 milioni di euro;
• nella società Smart City interventi di sviluppo e mantenimento su progetti TLC (3 milioni di euro).

Nel primo semestre 2020 le FTE si attestano a 2.788 unità, sostanzialmente in linea con il primo semestre 2019 (+4 FTE, pari a +0,1%). L'invarianza è l'effetto combinato di maggiori assunzioni per progetti di investimento da una parte e posticipi di assunzioni programmate dall'altra.

8 Risultati per settore di attività Risultati per settore di attività

Business Unit Generazione e Trading Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore Business Unit

Estero Corporate

Business Unit Estero

Dati economici

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Ricavi	1	2	(1)	(50,0%)
Margine Operativo Lordo	(1)	(1)	-	0,0%
% su Ricavi	(100,0%)	(50,0%)
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	-	-	-	n.s.
Risultato Operativo Netto	(1)	(1)	-	0,0%
% su Ricavi	(100,0%)	(50,0%)
Investimenti	-	-	-	n.s.
FTE	17	18	(1)	(5,6%)
Costo del personale	1	1	-	0,0%

I ricavi della Business Unit Estero al 30 giugno 2020 risultano pari a 1 milione di euro (2 milioni di euro al 30 giugno 2019) e sono relativi alla realizzazione di impianti di trattamento rifiuti ad alta tecnologia.

Il Margine Operativo Lordo e il Risultato Operativo Netto risultano negativi per 1 milione di euro, in linea con il corrispondente periodo dell'anno precedente.

Nel primo semestre 2020 le FTE si attestano a 17 unità (18 FTE nel primo semestre 2019)

Corporate

Dati economici

milioni di euro	01 01 2020 30 06 2020	01 01 2019 30 06 2019	VARIAZIONE	% 2020/2019
Ricavi	124	119	5	4,2%
Margine Operativo Lordo	(15)	(12)	(3)	25,0%
% su Ricavi	(12,1%)	(10,1%)
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	(19)	(12)	(7)	58,3%
Risultato Operativo Netto	(34)	(24)	(10)	41,7%
% su Ricavi	(27,4%)	(20,2%)
Investimenti	16	15	1	6,7%
FTE	1.418	1.398	20	1,4%
Costo del personale	67	63	4	6,3%

settore di attività Risultati per settore di attività Business Unit Generazione e Trading Business Unit Mercato Business Unit Ambiente Business Unit Reti e Calore

Risultati per

8

Business Unit Estero Corporate

Il Margine Operativo Lordo, corrispondente ai costi di struttura della Corporate non riaddebitati alle diverse società del Gruppo, si attesta nel primo semestre 2020 a -15 milioni di euro (-12 milioni di euro nel corrispondente periodo dell'anno precedente). La variazione è riconducibile principalmente alle partite straordinarie dell'anno in corso pari a circa -4 milioni di euro.

I costi sostenuti nel primo semestre 2020 a seguito dell'emergenza sanitaria per garantire i livelli di sicurezza previsti e l'erogazione di liberalità finalizzate a finanziare gli interventi in materia di contenimento e gestione dell'emergenza epidemiologica, sono stati neutralizzati da azioni di contenimento di altri costi operativi e del personale.

Gli Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni sono risultati pari a 19 milioni di euro (12 milioni di euro al 30 giugno 2019). La variazione è determinata in parte dai maggiori ammortamenti ed in parte dai rilasci di eccedenze fondo rischi effettuati nell'anno precedente.

Al netto di Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni, il Risultato Operativo Netto è stato negativo per 34 milioni di euro (negativo per 24 milioni di euro al 30 giugno 2019).

Gli Investimenti del periodo sono pari a 16 milioni di euro, e si riferiscono prevalentemente ad interventi sui sistemi informativi e sui fabbricati.

9 Rischi e incertezze

Rischi e incertezze

Il Gruppo A2A si è dotato di un processo di assessment e reporting dei rischi ispirato alla metodologia dell'Enterprise Risk Management del Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (CoSO report), alle best practice in ambito Risk Management ed in compliance con il Codice di Autodisciplina dalla Consob, che recita: "…Ogni emittente si dota di un sistema di gestione dei rischi costituito dall'insieme delle regole, delle procedure e delle strutture organizzative volte a consentire l'identificazione, la misurazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi... ".

Il Gruppo ha inoltre adottato una specifica procedura che definisce in dettaglio ruoli, responsabilità e metodologie per il processo di Enterprise Risk Management (ERM).

Il processo prevede la definizione di un modello dei rischi che tiene conto delle caratteristiche del Gruppo, della sua vocazione multi-business e del settore di appartenenza. Tale modello è soggetto ad aggiornamenti periodici in coerenza con l'evoluzione del Gruppo e del contesto nel quale opera. La metodologia adottata è caratterizzata dalla periodica rilevazione dei principali rischi cui il Gruppo è soggetto. In tale ottica viene effettuato il processo di assessment che, attraverso il coinvolgimento di tutte le strutture aziendali, permette di determinare i rischi maggiormente rilevanti, i relativi presidi ed i piani di mitigazione. In questa fase risulta essenziale il coinvolgimento dei risk owner quali responsabili dell'identificazione, valutazione ed aggiornamento degli scenari di rischio (specifici eventi nei quali il rischio può concretizzarsi) afferenti le attività di propria competenza. Questa fase viene condotta con il supporto ed il coordinamento della struttura organizzativa di Group Risk Management attraverso modalità operative che consentono di individuare in modo chiaro i rischi, le relative cause e le modalità di gestione.

La metodologia adottata è modulare e fa leva sull'affinamento delle esperienze e dei metodi di analisi utilizzati; da un lato mira ad evolvere ulteriormente l'assessment rischi con particolare riferimento al consolidamento nel processo delle azioni di mitigazione, dall'altro a sviluppare ed integrare nei processi aziendali le attività di gestione dei rischi. Tale evoluzione è svolta in coerenza con la graduale crescita della consapevolezza del Management e delle strutture aziendali relativamente alle tematiche di gestione del rischio, anche attraverso specifico supporto formativo fornito da Group Risk Management.

Il processo ERM supporta anche le certificazioni ISO9001, ISO14001 e ISO45001 del Gruppo.

Di seguito si procede alla descrizione dei principali rischi e incertezze a cui il Gruppo è esposto.

L'emergenza per il Coronavirus, avendo possibili ricadute su più di una delle tipologie di rischio, viene trattata in questa sezione di apertura.

Con riferimento alla recente emersione dell'emergenza Coronavirus si segnala che sono state poste in essere misure di gestione della crisi nonché l'identificazione di adeguate mitigation prospettiche legate al rischio di estensione temporale dell'emergenza.

Il Gruppo A2A si è dotato dal 2018 di un crisis plan di Gruppo che identifica il sistema organizzativo, le attività e le procedure necessarie per fare fronte agli eventi che hanno portato alla dichiarazione di crisi, con lo scopo di tutelare le risorse umane interne ed esterne al Gruppo A2A, contenere i danni materiali e immateriali e garantire la corretta gestione dei flussi comunicativi verso l'esterno e la continuità dei servizi offerti, riorganizzando in tempi rapidi le normali condizioni di operatività e salvaguardando la reputazione aziendale. Si segnala che il Gruppo A2A sta gestendo l'emergenza sanitaria del COVID-19 nella piena applicazione delle prescrizioni della suddetta procedura con costituzione e gestione di appositi comitati di crisi e di continuità.

Di seguito vengono descritte le principali azioni di presidio e di mitigazione identificate:

• definizione dei minimi di servizio funzionali da monitorare a cura dei responsabili di impianto e della lista dei responsabili necessari per gestire gli impianti e relativi back-up, anche con riferimento alle ditte appaltatrici;
• gestione della documentazione con le Prefetture per consentire la circolazione del personale necessario per garantire i minimi di servizio;

• azioni sul personale volte ad evitare gli assembramenti e garantire la sicurezza delle persone (predisposizione corpo procedurale secondo le disposizioni dei protocolli sanitari, adozione di DPI, sanificazione dei locali, misurazione della temperatura ecc.);

• predisposizione di un piano dei fabbisogni di attrezzature e DPI da utilizzare in modalità usa e getta;

• adozione di soluzioni organizzative e tecnologiche per garantire lo svolgimento di alcuni processi critici da remoto e modalità di esecuzione del pronto intervento;
• predisposizione di "villaggi filtro" con stanze-container a disposizione del personale che dovesse finire in quarantena.

Con riferimento alle ricadute economiche si rimanda allo specifico paragrafo "Emergenza Sanitaria Virus COVID-19 ed Effetti della pandemia sui risultati semestrali, annuali e sul valore delle attività (IAS 36)".

Rischi normativi e regolatori

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 del 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).

La Legge di Bilancio 2018 ha, inoltre, esteso le competenze di regolazione e controllo dell'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI che cambia nome in ARERA - Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) al ciclo dei rifiuti, anche differenziati, urbani e assimilati.

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 e regolatorio 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 (ARERA, Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni, Ministero dello Sviluppo Economico) e con 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.

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).

Per affrontare tali problematiche, il vertice aziendale ha costituito un'apposita struttura organizzativa, denominata "Affari Regolatori e Concorrenza", 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.

È, inoltre, previsto un costante dialogo con le Business Units non solo per la simulazione degli impatti sull'attività corrente ma anche per la valutazione delle nuove iniziative.

È stato, altresì, costituito il Comitato Istituzionale e Regolatorio, composto dal Presidente e dall'Amministratore Delegato, oltre che dal Responsabile Affari Istituzionali e dalla Responsabile di Affari Regolatori e Concorrenza. 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 regolatorie, concordare una posizione aziendale sulle norme in evoluzione nonché raccogliere le istanze del business per veicolarle agli stakeholders di riferimento.

Affari Regolatori e Concorrenza ha implementato strumenti di monitoraggio e controllo costantemente aggiornati (es. Regulatory Review prodotta semestralmente o la Regulatory Agenda redatta in occasione del Budget/Piano), al fine di considerare i potenziali impatti della regolazione sulle società.

La struttura organizzativa presidia, rispettivamente da gennaio 2017 e da gennaio 2019, anche il rischio regolatorio per il Gruppo LGH e per il Gruppo ACSM-AGAM al fine di monitorarne e gestirne in modo coordinato gli impatti.

9 Rischi e incertezze Rischi e

Tra le principali materie oggetto di evoluzioni regolatorie e normative in corso, con i maggiori potenziali effetti sul Gruppo, si segnalano in particolare:

• le norme che disciplinano le concessioni idroelettriche di grande derivazione a seguito della Legge n. 12/2019 che all'art. 11-quater ha disposto un riordino complessivo della materia dando alle Regioni un ruolo sempre più rilevante (per la Regione Lombardia si richiama la recente Legge Regionale n. 5 dell'8 aprile 2020);
• l'esito dei ricorsi presentati da alcuni operatori e da un'associazione di categoria per l'annullamento del DM MiSE 28 giugno 2019 e di tutti i connessi atti di ARERA e di Terna che hanno implementato la disciplina del capacity market;
• le gare inerenti l'affidamento delle concessioni per il servizio di distribuzione del gas;
• la cessazione delle concessioni del SII in capo ad A2A Ciclo Idrico nella provincia di Brescia e il loro trasferimento a titolo oneroso al Gestore Unico dell'ambito;
• la certificazione dei risparmi energetici nell'ambito del meccanismo dei Certificati Bianchi da parte del Gestore dei Servizi Energetici;
• gli impatti sullo sviluppo del teleriscaldamento dovuti all'avvio della regolazione del settore da parte di ARERA solo per gli aspetti inerenti la qualità commerciale e tecnica e non anche per il sostegno agli investimenti;
• gli impatti sul settore dei rifiuti dei provvedimenti ARERA sulla fase del trattamento (in particolare per la definizione delle tariffe di accesso);
• le previsioni della Legge sulla Concorrenza 2017 in materia di cessazione dei regimi di tutela dei prezzi per i clienti dei settori elettrico e del gas la cui data è oggi fissata per le piccole imprese elettriche al 1° gennaio 2021 mentre per i clienti domestici elettrici, per le micro-imprese elettriche e per i clienti gas al 1° gennaio 2022.

Da ultimo si segnala che, considerati i numerosi interventi dell'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato sui settori di interesse del Gruppo A2A (in termini di avvii di istruttorie per abuso di posizione dominante, per intese nonché di indagini conoscitive) il CdA di A2A S.p.A. ha approvato nella seduta del 20 giugno 2019 l'adozione del Programma di Compliance Antitrust con la conseguente nomina di un Responsabile per la sua attuazione mentre nella seduta del 20 gennaio 2020 l'adozione del Codice di Condotta Antitrust. Infine in data 23 giugno 2020 è stata adottata una Linea Guida Antitrust che disciplina le regole di condotta che i dipendenti del Gruppo A2A devono osservare per evitare violazioni della normativa antitrust (il documento disponibile sulla intranet aziendale). Sono in fase di avvio le sessioni di formazione.

Per una trattazione più dettagliata di questi rischi si rimanda alla sezione "Evoluzione della regolazione ed impatti sulle Business Units del Gruppo A2A".

Rischi finanziari

Rischi di liquidità

Il rischio di liquidità 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 2020 il Gruppo ha contrattualizzato linee di credito revolving committed per 740 milioni di euro, non utilizzate. Inoltre, ha a disposizione finanziamenti bancari a lungo termine non ancora utilizzati per un totale di 400 milioni di euro e disponibilità liquide per complessivi 214 milioni di euro. La gestione del rischio liquidità è perseguita dal Gruppo anche attraverso un Programma di Emissioni Obbligazionarie (Euro Medium Term Note Programme), attualmente in fase di aggiornamento, sufficientemente capiente e parzialmente inutilizzato tale da consentire alla società un tempestivo ricorso al mercato dei Capitali. Al 30 giugno 2020 tale programma ammonta a 4 miliardi di euro, di cui 1.549 milioni di euro ancora disponibili.

La capacità del Gruppo di ottenere prestiti nei mercati bancari o finanziari dipende, tra l'altro, dalle condizioni di mercato prevalenti e dal rating del Gruppo al momento della necessità di finanziamento. Non vi è alcuna garanzia che il Gruppo sarà in grado di accedere a finanziamenti a condizioni uguali o migliori di quelle di cui gode attualmente.

Rischi legati al rispetto dei Covenants sul debito

Tale rischio sussiste qualora i contratti di finanziamento prevedano la facoltà da parte del soggetto finanziatore, al verificarsi di determinati eventi, di chiedere il rimborso anticipato del finanziamento, comportando quindi un potenziale rischio di liquidità in capo al Gruppo. Nella sezione "Altre Informazioni/Rischio rispetto covenants" della Relazione finanziaria consolidata 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 2020 non vi è alcuna situazione di mancato rispetto dei covenants delle società del Gruppo A2A.

Rischi sui tassi di interesse

Il rischio di tasso d'interesse è relativo all'incertezza associata all'andamento dei tassi d'interesse, le cui variazioni possono determinare, dato un certo ammontare e composizione del debito, un aumento degli oneri finanziari netti. 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 una maggiore comprensione dei rischi di variazione dei tassi di interesse a cui è soggetto il Gruppo, semestralmente al 31 dicembre e al 30 giugno viene condotta un'analisi di sensitività degli oneri finanziari netti e delle componenti valutative dei contratti finanziari derivati al variare dei tassi di interesse. Nella sezione "Altre Informazioni/Rischio di tasso di interesse" della Relazione finanziaria consolidata 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.

Rischi legati alle attività industriali e di business

Rischi di contesto macroeconomico (PIL)

Le attività del Gruppo sono sensibili ai cicli congiunturali e alle condizioni economiche generali dei paesi in cui opera. Un rallentamento dell'economia potrebbe determinare, ad esempio, un calo dei consumi e/o della produzione industriale, avendo di conseguenza un effetto negativo sulla domanda di energia elettrica e degli altri vettori offerti dal Gruppo compromettendone i risultati e le prospettive ed impedendo l'attuazione delle strategie di sviluppo programmate.

Rischi legati ai prezzi delle commodities e dell'energia

Il Gruppo A2A, con riferimento alle caratteristiche dei settori in cui opera, è esposto al rischio scenario energetico, ovvero al rischio legato alle variazioni dei prezzi delle materie prime energetiche (energia elettrica, gas naturale, carbone, olio combustibile) e dei prezzi dei permessi di emissione di CO2 (EUAs) 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 del Gruppo e dei flussi di cassa.

Per mitigare questi rischi, il Gruppo ha approvato una Energy Risk Policy che disciplina le modalità con cui viene monitorato e gestito il rischio commodity ovvero il massimo livello di variabilità cui il risultato è esposto con riferimento all'andamento dei prezzi delle commodities energetiche. In coerenza con quanto previsto dalla Policy, vengono annualmente definiti ed approvati dal CdA i limiti di rischio commodity del Gruppo.

Il rischio di mercato viene mitigato 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.

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Rischi di contesto socio-ambientale

Possibili azioni di opposizione alla presenza degli impianti promosse da alcuni portatori di interesse, amplificate attraverso l'uso dei social networks, dovute ad una percezione negativa di alcune attività (come quelle di recupero e smaltimento rifiuti) nei territori serviti (il fenomeno detto "Not In My Back Yard") potrebbero ostacolare gli investimenti di transizione e/o conversione degli impianti (es. impianti termoelettrici e waste-to-energy) così come la crescita pianificata dal Gruppo in alcune aree di business.

Per mitigare questo rischio il Gruppo ha istituito strutture organizzative dedicate al presidio dei rapporti istituzionali, con le comunità locali e con il territorio, al fine di instaurare e mantenere un dialogo collaborativo con i vari portatori di interesse. In tale quadro il Gruppo partecipa a tavoli tecnici con interlocutori istituzionali a livello soprattutto locale al fine di costruire il consenso intorno alle proprie iniziative.

Rischi connessi ai cambiamenti climatici

Le produzioni di energia idroelettrica del Gruppo, i consumi di energia elettrica, gas e calore per riscaldamento invernale e i servizi di distribuzione di elettricità e di acqua potabile erogati dal Gruppo possono subire le variazioni sfavorevoli nei parametri meteorologici e climatici, quali ad esempio la scarsità e la modifica del regime delle precipitazioni, le temperature particolarmente miti nella stagione invernale, le ondate di calore nella stagione estiva. Cambiamenti nella disponibilità della risorsa idrica possono portare anche a conflitti tra i vari portatori di interesse nonché limitazioni all'esercizio degli impianti idroelettrici. Questi fattori possono influenzare sfavorevolmente le produzioni, le vendite e la reputazione del Gruppo e determinare, di conseguenza, impatti economico- finanziari negativi.

Per mitigare questo rischio sono in corso numerose azioni:

• per garantire l'ottimale sfruttamento delle risorse idriche disponibili, il Gruppo ha istituito delle strutture organizzative dedicate all'elaborazione di analisi e modelli ingegneristici a supporto della programmazione, sia di medio sia di breve termine, degli impianti idroelettrici;
• con riferimento alla riduzione della domanda di energia termica da parte dell'utenza finale rispetto a quanto pianificato, il Gruppo ha istituito strutture organizzative aziendali dedicate al costante aggiornamento delle previsioni di domanda in relazione all'andamento atteso delle temperature. Inoltre, sono stati attuati strumenti di copertura del tipo weather derivatives nonché, sul lungo periodo, pianificati investimenti per ridurre i costi della produzione di calore tramite recuperi termici;
• per garantire, anche sul lungo periodo, l'erogazione di acqua potabile in maniera continuativa, il Gruppo A2A monitora e mappa le perdite dagli acquedotti per individuare la priorità degli investimenti ed ha allo studio l'interconnessione degli acquedotti e la ricerca di nuove fonti di approvvigionamento idrico.

Inoltre, i fenomeni meteorologici estremi come alluvioni e smottamenti possono avere impatti negativi sugli asset del Gruppo (come canali, dighe, impianti) così come su infrastrutture di terzi necessarie per la continuità delle attività del Gruppo (es. linee di trasmissione dell'energia elettrica). Questi fattori possono determinare danni diretti sugli asset e/o indiretti dovuti alla interruzione delle attività produttive. Per mitigare questo rischio il Gruppo ha posto in essere piani e procedure di gestione delle emergenze. Inoltre, sono state stipulate polizze assicurative che comprendono la copertura dei danni diretti e indiretti provocati dai fenomeni naturali.

Infine il Gruppo è esposto ai rischi connessi alla transizione attesa verso una economia a bassa intensità di carbonio, che si esprime attraverso cambiamenti normativi, possibili conflitti per l'uso delle risorse, innovazione tecnologica, modifiche negli stili di consumo e delle aspettative degli stakeholders. Questi fattori, se non fossero tenuti in sufficiente considerazione nella definizione delle scelte strategiche del Gruppo, potrebbero determinare impatti economico-finanziari dovuti ad esempio al deprezzamento di asset industriali, nonché perdita di reputazione.

Per contribuire al processo di decarbonizzazione il Gruppo si è impegnato a ridurre le proprie emissioni di CO2 – sia dirette che indirette. Il Consiglio di Amministrazione ha infatti approvato un target per le emissioni complessive del Gruppo da raggiungere entro il 2030, obiettivo che è stato riconosciuto come Science Based Target, cioè in linea con il livello di decarbonizzazione richiesto per raggiungere gli obiettivi dell'Accordo di Parigi (limitare il riscaldamento globale a valori ben al di sotto di 2 °C sopra i livelli preindustriali e proseguire gli sforzi per limitare il riscaldamento a 1,5 °C). Le principali strategie adottate dal Gruppo per raggiungere l'obiettivo comprendono: la cessazione dell'utilizzo del carbone e dell'olio combustibile, l'aumento di efficienza e la riduzione delle emissioni per gli impianti termoelettrici a gas naturale (cicli combinati), l'aumento della produzione energetica da fonte rinnovabile nonché l'utilizzo di energia proveniente interamente da fonte rinnovabile per i propri consumi.

Rischi operativi dovuti al possesso e alla gestione degli impianti di produzione elettrica, di cogenerazione, di trattamento e recupero dei rifiuti nonché delle reti e impianti di distribuzione

Il Gruppo gestisce siti produttivi e servizi operativamente e tecnologicamente complessi (centrali elettriche, dighe, impianti di recupero e smaltimento rifiuti, centrali di cogenerazione, reti di distribuzione, servizi di raccolta rifiuti e igiene urbana, servizio di erogazione di acqua potabile, ecc.). Guasti meccanici e/o elettrici accidentali, cedimenti strutturali, incendi, attacchi terroristici, agitazioni sindacali e pandemie potrebbero determinare danni agli asset e, nei casi peggiori, compromettere la capacità produttiva del Gruppo, nonché la possibilità di garantire la continuità dei servizi. Tutti questi fattori possono determinare anche incrementi dei costi, danni a terze parti, così come penali imposte dalle autorità competenti.

Per mitigare questi rischi il Gruppo pone in essere strategie di gestione preventiva volte a ridurre le probabilità di accadimento delle cause e/o finalizzate ad attenuarne gli impatti. Inoltre, il Gruppo ha in essere investimenti volti a garantire il costante aggiornamento tecnologico ed adeguati livelli manutentivi degli impianti, piani e procedure per la gestione delle emergenze nonché una procedura di gestione delle crisi che prevede la istituzione di comitati interdisciplinari di gestione, organizzati sia a livello di Gruppo sia di Business Unit e tra loro coordinati. Infine, è in corso l'attività di strutturazione del Business Continuity Plan per il Gruppo A2A.

Per coprire i rischi residuali, il Gruppo ha stipulato polizze assicurative a copertura dei danni diretti e indiretti che potrebbero manifestarsi. Nell'ambito del contratto assicurativo vengono condotti periodicamente (ogni 3 anni) sopralluoghi sugli impianti e raccomandati/verificati interventi di miglioramento della sicurezza degli asset e di loss prevention.

Rischi di information technology e di operational technology

Le attività del Gruppo A2A sono gestite attraverso sistemi informativi e reti sia IT (Information Technology) sia OT (Operational Technology) che supportano i principali processi aziendali, siano essi operativi sia amministrativi e commerciali. In particolare, il Gruppo utilizza sistemi informatici per registrare, elaborare e sintetizzare informazioni finanziarie e risultati delle attività a fini di rendicontazione interna e per ottemperare ai requisiti normativi, legali e fiscali. Inoltre, il Gruppo raccoglie e archivia dati sensibili, tra cui proprietà intellettuale, informazioni commerciali e informazioni personali di clienti, fornitori di servizi e dipendenti, in Data Center. Il funzionamento di questi sistemi e reti informatiche e tecnologiche, nonché l'elaborazione e la conservazione di questi dati in modo sicuro sono fondamentali per le attività del Gruppo.

L'aumento delle minacce alla sicurezza della tecnologia informatica e la criminalità informatica più sofisticata rappresenta un rischio per la sicurezza dei sistemi e delle reti del Gruppo e per la riservatezza, la disponibilità e l'integrità dei suoi dati. Una violazione della sicurezza potrebbe esporre il Gruppo e i suoi clienti, fornitori di servizi e dipendenti a rischi di uso improprio di informazioni o sistemi, compromissione di informazioni riservate, perdita di risorse finanziarie, manipolazione e distruzione di dati e interruzioni operative. Tutti questi fattori potrebbero incidere negativamente sulla reputazione, sulla posizione competitiva, sulle attività e sui risultati delle attività del Gruppo. Le violazioni della sicurezza potrebbero anche comportare controversie, sanzioni pecuniarie e interdittive, nonché costi operativi e di altra natura.

Per mitigare questo rischio sono in atto nel Gruppo: politiche e procedure interne, strumenti di segregazione degli accessi alle informazioni, specifiche policy relative all'utilizzo dei dispositivi mobili, valutazioni inerenti la vulnerabilità dei sistemi e degli applicativi, software specifici per la ricerca di malware, attività di formazione per aumentare la consapevolezza dei dipendenti. Sono inoltre in corso di attuazione le seguenti attività: piani di remediation per i principali applicativi utilizzati, strutturazione di un Security Operations Center evoluto in grado di aumentare l'efficacia del monitoraggio delle minacce nonché interventi specifici per mitigare i rischi emergenti anche a seguito del consistente utilizzo della modalità di lavoro da remoto legata all'emergenza COVID-19.

Le eventuali inadeguatezze, frammentazioni, indisponibilità e/o malfunzionamenti degli applicativi potrebbero compromettere la capacità del Gruppo di operare nei tempi e modi prestabiliti. Questi fattori potrebbero portare a perdita di reputazione verso i clienti nonché impatti economico finanziari. Per mitigare questo rischio sono in corso attività di rinnovamento delle piattaforme esistenti ovvero piani di razionalizzazione degli applicativi in uso, in particolare per le piattaforme di Customer Relationship Management a supporto delle attività commerciali.

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Sussiste inoltre il rischio di possibili interruzioni dei sistemi e delle infrastrutture a seguito di potenziali eventi (naturali e non) che le colpiscano, con conseguenze, potenzialmente anche critiche, sulla capacità del Gruppo di mantenere la continuità di funzionamento dei propri sistemi. Per mitigare questo rischio, il Gruppo ha messo a punto un processo per garantire la continuità operativa, anche in caso di indisponibilità di uno dei due CED (Centro Elaborazione Dati), di alcuni sistemi maggiormente importanti per il business. Inoltre, sono state portate a termine le attività di transportation del Data Center di Milano presso le infrastrutture di un fornitore esterno, dotato dei più elevati livelli di sicurezza in termini di continuità del servizio.

La struttura organizzativa Group ICT opera anche in coordinamento con le competenti strutture organizzative per la messa a punto dei sistemi informatici a supporto della compliance nei principali ambiti normativi, quali ad esempio la protezione dei dati personali, nonché a supporto della correttezza delle pratiche commerciali attuate sui vari canali di vendita.

Rischi di salute e sicurezza

Il manifestarsi di tali rischi può avvenire sia in caso di accadimento incidenti o di infortuni gravi o gravissimi che interessino i dipendenti nonché i lavoratori delle ditte appaltatrici e/o i terzi sia in caso del manifestarsi di malattie professionali. Tali rischi sono connessi alle attività del Gruppo quali, ad esempio, quelle legate ai servizi operativi sul territorio e allo svolgimento dei processi di esercizio e manutenzione presso gli impianti.

Il manifestarsi di tali rischi può comportare perdita di reputazione, nonché procedimenti penali, civili e/o amministrativi per violazioni alla normativa, e/o sanzioni, costi per risarcimenti e/o aumento dei premi assicurativi nonché, nei casi peggiori interruzione dell'operatività degli impianti, con conseguenti impatti economico-finanziari negativi per il Gruppo.

Per mitigare questi rischi il Gruppo ha istituito strutture organizzative dedicate alla gestione degli aspetti di Salute e Sicurezza presso la capogruppo nonché presso le Business Units, le singole Società e i principali impianti. Il Gruppo, inoltre, mantiene attivi i Sistemi di Gestione per la Salute e la Sicurezza certificati secondo lo standard ISO 45001, per la capogruppo A2A e per la maggior parte delle Società controllate. Oltre ai piani di formazione obbligatoria specifica per ogni ruolo e incarico aziendale, sono inoltre stati attuati ed estesi progressivamente a tutte le Business Units programmi di formazione "Leadership in Health and Safety – LiHS", che prevedono a tutti i livelli un coinvolgimento emozionale sul tema della sicurezza e la diffusione della cultura della sicurezza tramite persone leader individuate all'interno delle aree operative.

In relazione all'emergenza COVID-19, stante l'attuale quadro normativo, rientra in questo tipo di rischi anche l'eventualità di azioni legali promosse da dipendenti che portino a presunti profili di responsabilità del datore di lavoro e delle società del Gruppo in caso di contatto col virus e contrazione della malattia. Per gestire questo rischio, il Gruppo sta adottando scrupolosamente le prescrizioni e i protocolli previsti dalle vigenti normative e linee guida emanate dagli enti competenti nonché massimizzando il lavoro da remoto.

Rischi ambientali

Il manifestarsi di tali rischi può avvenire come conseguenza di incidentalità nei processi produttivi sia in conseguenza delle particolari caratteristiche del business svolto dal Gruppo che può portare a reazioni da parte dell'opinione pubblica circa presunte ricadute sull'ambiente e/o sulla salute delle popolazioni residenti. Tali rischi sono connessi, ad esempio, allo smaltimento dei residui di produzione, alle emissioni conseguenti ai processi produttivi, alla gestione delle attività di raccolta, stoccaggio, trattamento e smaltimento rifiuti, alla depurazione delle acque, alla gestione delle attività di svuotamento e manutenzione degli invasi di raccolta delle risorse idriche destinate alla produzione di energia elettrica, ecc. Tutti questi fattori possono potenzialmente comportare perdita di reputazione, procedimenti penali, civili e amministrativi, sanzioni, costi di risanamento e ripristino ambientale nonché, nei casi peggiori, interruzione dell'operatività degli impianti con conseguenti impatti economico-finanziari negativi per il Gruppo. Si segnala inoltre che l'eventuale emanazione di modifiche al corpo normativo esistente potrebbe comportare costi ed investimenti per garantire il rispetto delle nuove prescrizioni nonché impatti operativi su alcune attività industriali.

Per mitigare questi rischi il Gruppo, oltre a realizzare sistemi tecnici e tecnologici di prevenzione e riduzione dell'inquinamento presso le varie realtà industriali in ottemperanza alle normative di settore ed in accordo alle migliori tecniche disponibili, ha istituito strutture organizzative dedicate alla gestione degli aspetti di Ambiente presso la capogruppo nonché presso le Business Units, le singole società e i principali impianti. Il Gruppo, inoltre, mantiene attivi i Sistemi di Gestione Ambientale certificati secondo lo standard ISO 14001 per la capogruppo A2A e per le principali Società. Per alcuni siti sono anche in essere le registrazioni secondo il regolamento europeo EMAS. A copertura del rischio ambientale residuale, il Gruppo A2A ha stipulato un'assicurazione contro i danni da inquinamento, sia di tipo accidentale sia graduale cioè sia per eventi originati da un fatto improvviso ed imprevedibile sia in caso di danno ambientale connaturato con l'esercizio continuativo delle attività. Il Gruppo è inoltre attivo nel monitoraggio della normativa in itinere nonché presente sui tavoli tecnici indetti dalle associazioni con lo scopo di evidenziare le eventuali criticità legate all'evoluzione normativa.

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10 Gestione responsabile della sostenibilità

Gestione responsabile della sostenibilità

La tutela dell'ambiente, la salvaguardia delle risorse naturali, il rispetto dei diritti fondamentali dell'uomo, un modello economico in grado di integrare sviluppo dei territori e protezione dell'ecosistema terrestre sono diventati – da diversi anni – il fulcro delle agende politiche dei più importanti leader mondiali. Il 2015 è stato un anno ulteriormente decisivo in tal senso. Infatti, in occasione della 70a Assemblea Generale delle Nazioni Unite, i leader dei Paesi membri hanno adottato un nuovo quadro globale per lo sviluppo sostenibile: la cd. Agenda 2030, costituita da 17 obiettivi (Sustainable Development Goals – SDGs), e 169 indicatori specifici per il periodo 2015–2030. L'adozione di questa agenda ha avuto una portata storica, non solo perché – per la prima volta – ha proposto un modello di sviluppo integrato in tutte le dimensioni (ambientale, economica e sociale), ma anche perché impegna tutti i Paesi membri (sviluppati e in via di sviluppo), insieme alle proprie imprese e ai propri cittadini, ad attivare azioni concrete, volte a garantire alle generazioni future un domani sostenibile.

A2A ha risposto a questa sfida, ridisegnando nell'aprile del 2016, la propria strategia di sostenibilità proprio alla luce delle priorità dell'Agenda ONU, definendo una Politica di Sostenibilità fondata su 4 pilastri: economia circolare, decarbonizzazione, smart solution e people innovation. Da questo documento discende il Piano di Sostenibilità, che riporta azioni e obiettivi concreti e misurabili, e che viene aggiornato annualmente in maniera integrata col Piano Industriale del Gruppo. Il 19 marzo 2020 è stato approvato il Piano di Sostenibilità 2020–2024.

Il 13 maggio del 2020 è stato presentato all'Assemblea degli azionisti di A2A il quarto Bilancio Integrato del Gruppo, che per il secondo anno rappresenta anche la Dichiarazione Non Finanziaria ai sensi del D.Lgs. 254/16. Questo documento continua a essere redatto secondo standard e metodologie rigorose e internazionalmente condivise, in particolare l'Integrated Reporting Framework (IR Framework) e gli Standard internazionali della Global Reporting Initiative (GRI). Per il quarto anno consecutivo, nel documento, è stato inserito il monitoraggio del Piano di Sostenibilità, che ha evidenziato come la maggior parte degli indicatori stia avendo dei progressi significativi, dando ragione al lavoro che il Gruppo sta svolgendo.

Anche grazie a questo andamento, nei primi mesi del 2020, A2A ha visto confermato la valutazione positiva del proprio rating da parte di Standard Ethics: EE (Strong) nel breve periodo; e confermato il rating di medio periodo EE+ (Very Strong). Ed è stata confermata nei sei indici etici in cui è inclusa (FTSE4Good Index, ECPI Indices, Ethibel Sustainability Index Excellence Europe, EURO STOXX Sustainability Index, Euronext Vigeo Index, Eurozone 120, Standard Ethics Italian Index).

Queste conferme si devono in particolare alla nuova politica di emissioni del Gruppo A2A, con la quale si sono resi ancor più ambiziosi gli obiettivi di decarbonizzazione, allineandoli all'Accordo sul Clima di Parigi del 2015. In questa direzione A2A ha previsto, al 2030, una riduzione del 46% delle emissioni dirette (Scope1) di gas effetto serra per chilowattora prodotto, rispetto al 2017 (emission factor al 2030 pari a 230 gCO2/kWh). L'obiettivo si basa sullo sviluppo di nuova capacità rinnovabile, pari almeno a 1,6 GW al 2030, sull'ottimizzazione degli impianti a gas a ciclo combinato e sulla dismissione e riconversione delle centrali convenzionali a carbone e olio combustibile. Negli impegni si annovera anche la riduzione del 100% delle emissioni Scope2 entro il 2024, ed una riduzione del 20% delle emissioni indirette Scope3 entro il 2030 collegate all'acquisto di combustibili per i propri impianti e alle vendite di gas ai clienti finali. Questo nuovo target è stato sottoposto all'analisi della Science-Based Targets initiative (SBTi) - un'iniziativa che nasce dalla collaborazione tra il CDP (precedentemente Carbon Disclosure Project), il Global Compact delle Nazioni Unite (UNGC), il World Resources Institute (WRI) e il World Wide Fund for Nature (WWF) - per verificare l'allineamento dei target di decarbonizzazione delle imprese con le indicazioni dell'Accordo di Parigi (COP21). A2A è stata la prima multiutility in Italia ad aver ottenuto la validazione del target delle emissioni da parte della SBTi. A marzo 2020 i target di riduzione delle emissioni sono stati infatti approvati dalla SBTi, come coerenti con le evidenze scientifiche sul clima, e allineati alla riduzione richiesta per contenere il riscaldamento globale al di sotto dei 2° rispetto all'era preindustriale.

Per quanto riguarda la sostenibilità territoriale, la rendicontazione delle performance del Gruppo sta proseguendo. Infatti, nel primo semestre del 2020, sono stati realizzati i Bilanci di Sostenibilità 2019 di Milano, Brescia e Bergamo, che – causa emergenza COVID-19 – saranno presentati in eventi "a distanza" in live streaming. Anche quest'anno, i documenti – partendo dagli 11 Obiettivi di Sviluppo Sostenibile dell'Agenda 2030 dell'ONU, scelti da A2A – descrivono nel dettaglio il contributo che il Gruppo sta dando allo sviluppo sostenibile di ciascun territorio. Per ciascuno di questi Bilanci è stata realizzata una versione cartacea di sintesi e una sezione di approfondimento dedicata sul web, all'interno della sezione Sostenibilità del sito corporate di A2A.

Nell'ambito del programma di ascolto degli stakeholder, denominato forumAscolto, sono stati completati i progetti vincitori della call to action "creiAMO PIEMONTE". Ad entrambi i vincitori, "Mercato Circolare" e "Musicanti di Brema", è stato garantito, oltre ad un sostegno economico di 25 mila euro complessivi ciascuno, un percorso di light incubation per lo sviluppo della loro idea progettuale, in collaborazione con un incubatore locale.

Per quanto concerne il Banco dell'Energia – il progetto di responsabilità sociale emerso dal forum di Brescia – promosso da A2A con Fondazione AEM e Fondazione ASM stanno proseguendo i 16 progetti che si sono aggiudicati le risorse messe a disposizione dal Bando "Doniamo Energia2", sempre a supporto delle famiglie in situazioni di vulnerabilità economica e sociale su tutto il territorio lombardo.

Per quanto riguarda le attività educational, nel mese di giugno 2020, si è chiuso il concorso di merito "Missione Terra Global Goal Protocol" per l'anno scolastico 2019-20, dedicato alle scuole italiane primarie e secondarie di primo e di secondo grado, focalizzato sull'obiettivo n. 4 dell'Agenda 2030 "Istruzione di qualità". La prova ha visto la partecipazione di 72 scuole che hanno aderito con 185 progetti. Anche durante l'emergenza COVID, i docenti con i loro studenti hanno riflettuto da remoto su questa tematica così sentita, soprattutto rifocalizzando i loro elaborati sull'esperienza della DAD – Didattica a Distanza.

Sempre in risposta all'emergenza COVID, sono stati pubblicati sull'innovativa piattaforma digital edutv.a2a.eu nuovi contenuti video e webinar per continuare a dialogare con i docenti iscritti al portale scuole.a2a.eu e affiancarli durante la didattica a distanza. Infine, è stata realizzata la campagna social dedicata alla generazione Z (14-18 anni) in collaborazione con ScuolaZoo: grazie al format #Sallo e alle brevi pillole video sulle tematiche dell'energia, acqua, rifiuti e spreco, sono stati veicolati ai ragazzi importanti messaggi sull'Agenda 2030 e focus specifici sulla sostenibilità ambientale che hanno riscosso un notevole interesse (kpi: 4.333.788 reach 1.192.093 views).

Infine nel 2020 è stata riaggiornata la sezione della sostenibilità del sito www.a2a.eu, che rende la navigazione più semplice per gli utenti, stakeholder, studenti o semplici curiosi, delle tre dimensioni della nostra sostenibilità: attraverso gli 11 SDGs a cui si ispira la nostra Politica oppure a partire dai 4 PILASTRI che la caratterizzano o scoprendo i TEMI MATERIALI, che descrivono nel concreto quello che A2A fa per le comunità in cui opera. Queste tre chiavi di navigazione sono legate tra loro e ogni azione del Piano è misurabile e rappresentata con grafici che permettono di controllare, anno per anno, l'andamento della Politica di Sostenibilità.

10 Gestione responsabile della sostenibilità Gestione responsabile della sostenibilità

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

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

Relazione della Società di Revisione

12 Relazione della Società di Revisione