Acea — Audit Report / Information 2016

Aug 1, 2016

Relazione sulla Gestione

Modello Organizzativo di ACEA 3
Organi sociali 5
Sintesi dei Risultati 6
Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo 8
Contesto di riferimento 28
Andamento delle Aree di attività 45
Fatti di Rilievo intervenuti nel periodo 74
Fatti di rilievo intervenuti successivamente alla chiusura del periodo 75
Principali rischi e incertezze 76
Evoluzione prevedibile della gestione 83

Bilancio Consolidato

Forma e struttura 85
Criteri, procedure e area di consolidamento 87
Area di consolidamento 89
Criteri di valutazione e principi contabili 90
Prospetto di Conto Economico Consolidato 96
Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato 98
Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata 100
Prospetto del Rendiconto Finanziario Consolidato101
Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato 102
Note al Conto Economico Consolidato103
Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata 117
Impegni e rischi potenziali 138
Informativa sui servizi in concessione 139
Informativa sulle parti correlate 152
Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali 154
Allegati161

Modello Organizzativo di ACEA

ACEA è una delle principali multiutility italiane ed è quotata in Borsa dal 1999.

ACEA ha adottato un modello operativo basato su un assetto organizzativo che trova fondamento nel Piano Strategico Industriale basato sul rafforzamento del ruolo di governo, indirizzo e controllo della Holding che si realizza oltre che sull'attuale portafoglio di business, con una focalizzazione sulle aree di maggior creazione di valore, sullo sviluppo strategico del Gruppo in nuovi business e territori. La macrostruttura di ACEA è articolata in funzioni corporate e in quattro aree industriali – Ambiente, Energia, Idrico e Reti.

Con riguardo alle aree di business, di seguito si riportano le attività di ciascuna di esse.

Area Ambiente

Il Gruppo ACEA è uno dei principali operatori italiani nella gestione a livello urbano dei servizi ambientali. Gestisce il principale termovalorizzatore e il più grande impianto di compostaggio della regione Lazio, punti di riferimento nello scenario di smaltimento del CdR (combustibile da rifiuto) e dei rifiuti organici regionali. Il Gruppo dedica particolare attenzione allo sviluppo di investimenti nel business waste to energy, considerato ad elevato potenziale, e nei rifiuti organici, in coerenza con l'obiettivo strategico del Gruppo di valorizzazione ambientale e energetica ed energetica dei rifiuti.

Area Energia

Il Gruppo ACEA è uno dei principali player nazionali nella vendita di energia elettrica e offre soluzioni innovatile e flessibili per la fornitura di energia elettrica e gas naturale con l'obiettivo di consolidare il proprio posizionamento di operatore dual fuel. Opera su tutti i segmenti di mercato dalle famiglie alle grandi aziende con l'obiettivo di migliorare la qualità dei servizi offerti con particolare riguardo ai canali web e social. Il Gruppo infine è attivo nel comparto della generazione e dispone di impianti idroelettrici e termoelettrici distribuiti tra il Lazio, l'Umbria e l'Abruzzo.

Area Idrico

Il Gruppo ACEA è il primo operatore italiano nel settore idrico con 8,5 milioni di abitanti serviti. Il Gruppo gestisce il servizio idrico integrato a Roma e Frosinone e nelle rispettive province ed è presente in altre aree del Lazio, in Toscana, Umbria e Campania. La Società completa la qualità dei servizi offerti con la gestione sostenibile della risorsa acqua e il rispetto dell'ambiente. Il Gruppo ha sviluppato un know how all'avanguardia nella progettazione, nella costruzione e nella gestione dei sistemi idrici integrati: dalle sorgenti agli acquedotti, dalla distribuzione alla rete fognaria, alla depurazione. Particolare rilevanza è dedicata ai servizi di laboratorio.

Area Reti

Il Gruppo ACEA è tra i principali operatori nazionali con oltre 10 TWh elettrici distribuiti a Roma, dove gestisce la rete di distribuzione servendo oltre 1,6 milioni di punti di consegna. Sempre nella Capitale il Gruppo gestisce l'illuminazione pubblica e artistica con oltre 189.000 punti luce applicando soluzioni sempre più efficienti e a basso impatto ambientale. Entro il 2020 è prevista la sostituzione di 100 mila lampade con altrettante a led. Il Gruppo ACEA è impegnato in progetti di efficienza energetica e nello sviluppo di nuove tecnologie, come le smart grid e la mobilità elettrica, attraverso la realizzazione di progetti pilota particolarmente innovativi.

La struttura del Gruppo, distinta per area di business, risulta composta dalle seguenti principali società.

Alla data del 30 Giugno 2016, il capitale sociale di ACEA S.p.A. risulta così composto:

*Il grafico evidenzia esclusivamente le partecipazioni superiori al 2%, così come risultanti da fonte CONSOB.

Organi sociali

Consiglio di Amministrazione

• Catia Tomasetti Presidente Alberto Irace Amministratore Delegato Francesco Caltagirone Consigliere Massimiliano Capece Minutolo del Sasso Consigliere Angel Simon Grimaldos² Consigliere Giovanni Giani Consigliere Elisabetta Maggini Consigliere Roberta Neri¹ Consigliere Paola Antonia Profeta Consigliere

Collegio Sindacale¹

Enrico Laghi Presidente Rosina Cichello Sindaco Effettivo Corrado Gatti Sindaco Effettivo Lucia Di Giuseppe Sindaco Supplente Carlo Schiavone Sindaco Supplente

Dirigente preposto

Demetrio Mauro

Società di Revisione

EY S.p.A.

¹ Nominato dall'Assemblea dei Soci del 28 aprile 2016

²Cooptato in sostituzione del Consigliere dimissionario Diane d'Arras

Sintesi dei Risultati

Dati economici (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi consolidati	1.386,7	1.441,1	(54,4)	(3,8%)
Costi operativi consolidati	957,9	1.100,8	(142,9)	(13,0%)
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziarie	14,9	12,9	2,0	15,5%
- di cui: EBITDA	67,8	67,7	0,1	0,2%
- di cui: Ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti	(41,0)	(44,4)	3,4	(7,6%)
- di cui: Gestione Finanziaria	(4,2)	(4,4)	0,2	(5,1%)
- di cui: Oneri proventi da partecipazioni	(0,0)	0,0	(0,0)	0,0%
- di cui: Imposte	(7,7)	(6,6)	(1,1)	16,3%
Proventi (Oneri) da gestione rischio commodity	0,0	0,0	0,0	0,0%
EBITDA	443,7	353,3	90,5	25,6%
EBIT	274,1	202,7	71,4	35,2%
Risultato Netto	154,3	103,6	50,6	48,9%
Utile (perdita) di competenza di terzi	4,7	4,3	0,4	9,7%
Risultato netto di competenza del Gruppo	149,5	99,3	50,2	50,5%

EBITDA per area industriale (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
AMBIENTE	29,2	27,1	2,1	7,6%
ENERGIA	69,7	55,9	13,8	24,6%
Produzione	17,5	18,3	(0,9)	(4,8%)
Vendita	52,3	37,6	14,7	39,0%
IDRICO:	164,5	146,7	17,9	12,2%
Estero	0,8	4,3	(3,5)	(80,5%)
Lazio - Campania	146,5	128,4	18,0	14,1%
Toscana - Umbria	12,5	11,1	1,5	13,2%
Ingegneria	4,7	2,8	1,9	65,8%
RETI	180,7	123,3	57,4	46,6%
ACEA (Corporate)	(0,4)	0,3	(0,7)	(256,3%)
Totale EBITDA	443,7	353,3	90,5	25,6%

Dati patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Variazione	30/06/15	Variazione
Capitale Investito Netto	3.763,2	3.606,1	157,1	3.647,5	115,8
Indebitamento Finanziario Netto	(2.131,9)	(2.010,1)	(121,8)	(2.128,9)	(3,0)
Patrimonio Netto Consolidato	(1.631,4)	(1.596,1)	(35,3)	(1.518,6)	(112,8)

Indebitamento Finanziario Netto per Area Industriale (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
AMBIENTE	185,2	187,7	(2,5)	(1,4%)
ENERGIA	230,6	287,0	(56,4)	(19,7%)
Produzione	123,4	130,7	(7,3)	(5,6%)
Vendita	107,2	156,3	(49,1)	(31,4%)
IDRICO:	703,9	537,3	166,6	31,0%
Estero	(1,6)	(2,1)	0,6	(26,8%)
Lazio - Campania	697,7	522,1	175,6	33,6%
Toscana - Umbria	0,3	0,2	0,1	79,5%
Ingegneria	7,5	17,2	(9,7)	(56,5%)
RETI	656,2	581,7	74,5	12,8%
ACEA (Corporate)	356,0	416,3	(60,3)	(14,5%)
Totale	2.131,9	2.010,1	121,8	6,1%

Investimenti per area industriale (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
AMBIENTE	8,0	9,8	(1,8)	(18,1%)
ENERGIA	27,4	6,6	20,8	314,4%
Produzione	16,1	2,5	13,5	532,4%
Vendita	11,3	4,1	7,3	178,6%
IDRICO:	100,6	74,6	26,0	34,9%
Estero	0,2	0,2	0,1	36,1%
Lazio - Campania	99,6	74,0	25,7	34,7%
Toscana - Umbria	0,0	0,0	0,0	0,0%
Ingegneria	0,7	0,4	0,3	64,0%
RETI	80,1	67,7	12,4	18,3%
ACEA (Corporate)	4,7	8,8	(4,1)	(46,6%)
Totale	220,8	167,4	53,3	31,8%

Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo

Definizione degli indicatori alternativi di performance

In data 5 ottobre 2015, l'ESMA (European Security and Markets Authority) ha pubblicato i propri orientamenti (ESMA/2015/1415) in merito ai criteri per la presentazione degli indicatori alternativi di performance che sostituiscono, a partire dal 3 luglio 2016, le raccomandazioni del CESR/05- 178b. Di seguito si illustra il contenuto ed il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance utilizzati nel presente bilancio:

• 1. il margine operativo lordo rappresenta per il Gruppo ACEA un indicatore della performance operativa ed è determinato sommando al Risultato operativo gli "Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni";
• 1. la posizione finanziaria netta rappresenta un indicatore della struttura finanziaria del Gruppo ACEA e si ottiene dalla somma dei Debiti e Passività finanziarie non correnti al netto delle Attività finanziarie non correnti (crediti finanziari e titoli diversi da partecipazioni),dei Debiti Finanziari correnti e delle Altre passività correnti al netto delle Attività finanziarie correnti e delle Disponibilità liquide e mezzi equivalenti;
• 3. il capitale investito netto è definito come somma delle Attività correnti, delle Attività non correnti e delle Attività e Passività destinate alla vendita al netto delle Passività correnti e delle Passività non correnti, escludendo le voci considerate nella determinazione della posizione finanziaria netta.

Risultati economici del Gruppo ACEA

Nel seguito viene fornito il commento all'andamento economico dei periodo confrontando i dati al 30 Giugno 2016 con quelli del medesimo periodo del precedente esercizio.

Rif. Nota		30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
1	Ricavi da vendita e prestazioni	1.356,9	1.406,1	(49,2)	(3,5%)
2	Altri ricavi e proventi	29,8	35,0	(5,2)	(14,9%)
	Ricavi netti consolidati	1.386,7	1.441,1	(54,4)	(3,8%)
3	Costo del lavoro	109,1	117,1	(7,9)	(6,8%)
4	Costi esterni	848,7	983,7	(135,0)	(13,7%)
	Costi Operativi Consolidati	957,9	1.100,8	(142,9)	(13,0%)
5	Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0,0	0,0	0,0	0,0%
6	Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	14,9	12,9	2,0	15,5%
	Margine Operativo Lordo	443,7	353,3	90,5	25,6%
7	Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	169,7	150,6	19,1	12,7%
	Risultato Operativo	274,1	202,7	71,4	35,2%
8	Proventi finanziari	7,5	11,4	(3,8)	(33,8%)
8	Oneri finanziari	(49,8)	(56,6)	6,8	(12,0%)
9	Proventi/(Oneri) da partecipazioni	0,6	(0,6)	1,2	(194,6%)
	Risultato ante Imposte	232,3	156,8	75,5	48,2%
10	Imposte sul reddito	78,1	53,2	24,9	46,8%
	Risultato Netto	154,3	103,6	50,6	48,9%
	Risultato netto Attività Discontinue	0,0	0,0	0,0	0,0%
	Risultato Netto	154,3	103,6	50,6	48,9%
	Utile/(Perdita) di competenza di terzi	4,7	4,3	0,4	9,7%
	Risultato netto di Competenza del gruppo	149,5	99,3	50,2	50,5%

Importi in milioni di Euro

Ricavi netti consolidati - € 1.386,7 milioni

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni	1.356,9	1.406,1	(49,2)	(3,5%)
Altri ricavi e proventi	29,8	35,0	(5,2)	(14,9%)
Ricavi netti consolidati	1.386,7	1.441,1	(54,4)	(3,8%)

1. Ricavi da vendita e prestazioni - € 1.356,9 milioni

Erano € 1.406,1 milioni nel 2015 e sono dettagliati come segue:

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica	920,1	980,5	(60,4)	(6,2%)
Ricavi da vendita gas	38,1	49,3	(11,2)	(22,7%)
Ricavi da incentivi energia elettrica	12,5	11,6	0,9	8,0%
Ricavi da Servizio Idrico Integrato	300,8	281,0	19,8	7,0%
Ricavi da gestioni idriche estero	2,3	4,5	(2,2)	(48,3%)
Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica	21,7	18,4	3,4	18,4%
Ricavi da prestazioni a clienti	43,2	43,5	(0,3)	(0,7%)
Contributi di allacciamento	18,1	17,4	0,7	4,0%
Totale	1.356,9	1.406,1	(49,2)	(3,5%)

I Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica ammontano ad € 920,1 milioni in decremento rispetto allo scorso esercizio di € 60,4 milioni. Tale decremento è da collegare principalmente ai seguenti eventi:

la diminuzione dei ricavi da vendita di energia elettrica per € 130,1 milioni per effetto delle minori quantità vendute sul mercato libero in conseguenza dell'ottimizzazione del portafoglio vendite e tenuto conto dell'andamento dei prezzi.

La vendita di energia elettrica sul servizio della Maggior Tutela presenta una riduzione tendenziale del 10,6% mentre quella sul Mercato Libero si riduce, rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, del 13,0%. La riduzione ha riguardato in modo preminente il segmento B2B e deriva dalla strategia di consolidamento e crescita nei segmenti small business e mass market;

• l'aumento dei ricavi da attività di trasporto e misura dell'energia destinata ai mercati tutelato e libero per € 70,0 milioni prodotta, oltre che dagli effetti determinati dalle dinamiche tariffarie, dall'iscrizione dell'importo di € 63,3 milioni in conseguenza delle modifiche introdotte dalla delibera AEEGSI 654/2015; per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo "Andamento delle Aree di attività – Area Industriale Reti";
• la diminuzione dei ricavi da generazione di energia elettrica e calore (- € 0,6 milioni) discende da una riduzione delle quantità prodotte dal comparto idroelettrico (circa 68,6 GWh) e dalla riduzione dei prezzi sul mercato. Anche l'attività di teleriscaldamento produce ricavi inferiori rispetto al primo semestre 2015 per effetto delle miti condizioni climatiche della stagione invernale (- 5,7 GWht).

I ricavi da vendita gas registrano un decremento di € 11,2 milioni per effetto, principalmente, delle minori quantità vendute da Acea Energia e dalle sue controllate (- 12,6 milioni di smc di gas rispetto al 30 giugno 2015).

I ricavi da incentivi energia elettrica si incrementano di € 0,9 milioni per effetto principalmente delle maggiori quantità prodotte dagli impianti. La voce si riferisce principalmente a: i) Acea Produzione per € 10,2 milioni (+ € 0,7 milioni rispetto allo stesso periodo dello scorso anno) maturati in relazione all'energia prodotta dalle centrali di Salisano e Orte e ii) A.R.I.A. per € 2,4

milioni (+ € 0,4 milioni rispetto al medesimo periodo del 2015) derivanti dagli impianti WTE di Terni e San Vittore.

I ricavi da Servizio Idrico Integrato aumentano di € 19,8 milioni essenzialmente per effetto degli incrementi tariffari del periodo e sono prodotti prevalentemente dalle società che gestiscono il servizio idrico nel Lazio. I ricavi sono stati valorizzati sulla base delle proposte tariffarie approvate dalla conferenza dei sindaci (ACEA Ato2) o delle istanze tariffarie presentate dai Gestori ai sensi dell'articolo 7 della delibera 664/2015. In questo ultimo caso i ricavi non includono le componenti tariffarie che richiedono approvazione esplicita (o per silenzio assenso) delle determinazioni tariffarie del 2016 (i.e. FNI). I ricavi comprendono la stima dei conguagli relativi ai costi passanti.

I ricavi Estero si riducono di € 2,2 milioni essenzialmente per effetto sia del completamento delle commesse iniziate negli anni precedenti che per l'effetto cambio.

I ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica si incrementano di € 3,4 milioni per effetto da un lato dei maggiori rifiuti ingressati nella discarica di SAO, e dall'altro dai maggiori conferimenti di pulper con relativo aumento di prezzo.

I ricavi da prestazioni a clienti diminuiscono di € 0,3 milioni principalmente a seguito:

• dei minori ricavi per lavori verso terzi di Acea Illuminazione Pubblica, ACEA Ato2 e areti (- € 1,5 milioni),
• maggiori ricavi da prestazioni infragruppo (+ € 1,2 milioni)

Tale voce comprende i proventi per la gestione del servizio di Pubblica Illuminazione per € 30,3 milioni sostanzialmente invariati rispetto al primo semestre 2015.

I contributi di allacciamento aumentano di € 0,7 milioni. Sono conseguiti come segue:

mercato libero e tutelato: € 16,7 milioni (+ € 1,5 milioni rispetto al 30 Giugno 2015);

mercato idrico: € 1,5 milioni (- € 0,8 milioni rispetto al 30 Giugno 2015).

2. Altri ricavi e proventi - € 29,8 milioni

Evidenziano una variazione negativa di € 5,2 milioni. Di seguito il dettaglio:

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Contributi da Enti per TEE	1,3	6,4	(5,1)	(80,4%)
Sopravvenienze attive	2,6	9,2	(6,6)	(72,0%)
Altri ricavi	13,9	6,0	7,9	131,8%
Rimborsi per danni, penalità, rivalse	2,5	3,3	(0,8)	(24,2%)
Conto energia	2,3	2,2	0,1	6,6%
Contributo statale ex DPCM 23/04/04	2,0	2,1	(0,1)	(6,3%)
Contributi regionali	0,9	1,0	(0,1)	(11,3%)
Proventi da utenze	1,3	1,6	(0,3)	(16,8%)
Personale distaccato	1,0	1,1	(0,1)	(11,5%)
Proventi immobiliari	0,7	0,8	(0,1)	(7,7%)
Margine IFRIC 12	0,7	0,6	0,1	12,5%
Riaddebito organi per cariche sociali	0,5	0,6	(0,1)	(9,2%)
Altri ricavi e proventi	29,8	35,0	(5,2)	(14,9%)

La variazione rispetto al 30 giugno 2015 è determinata dai seguenti effetti contrapposti:

(i) nel primo semestre 2016 è diminuito di € 5,1 milioni l'ammontare dei contributi da annullamento maturati sui TEE in portafoglio in conseguenza dei mancati acquisti di titoli

rispetto al periodo di confronto. I ricavi a giugno 2016 rappresentano un differenziale di prezzo rispetto a quello utilizzato per la stima dei titoli posseduti al 31 dicembre 2015,

• (ii) minori sopravvenienze per € 6,6 milioni originatesi principalmente per effetto dell'iscrizione nella semestrale 2015 del provento straordinario di € 3,4 milioni, spettante a Agua Azul Bogotà, prevalentemente legato alla chiusura del contenzioso attivo con l'amministrazione comunale,
• (iii) iscrizione di maggiori ricavi in Elga Sud per € 9,6 milioni legati agli effetti prodotti dal contratto sottoscritto nel mese di marzo 2006 per la commercializzazione dei contatori digitali. Tale vendita rientrava nell'ambito di un più ampio accordo commerciale che riguardava anche altre società del Gruppo.

Costi operativi consolidati - € 957,9 milioni

Al 30 Giugno 2016 sono in diminuzione di € 142,9 milioni (-13,0% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio che ammontavano a € 1.100,8 milioni) e sono composti come risulta dalla tabella che segue.

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro	109,1	117,1	(7,9)	(6,8%)
Costi esterni	848,7	983,7	(135,0)	(13,7%)
Costi operativi consolidati	957,9	1.100,8	(142,9)	(13,0%)

3 Costo del lavoro - € 109,1 milioni

L'aumento del costo del lavoro, al lordo dei costi capitalizzati, si attesta a € 2,7 milioni ed è influenzato principalmente dalle società che rientrano nell'Area Idrico e nell'Area Ambiente.

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati	159,3	156,6	2,7	1,7%
Costi capitalizzati	(50,1)	(39,5)	(10,6)	26,9%
Costo del lavoro	109,1	117,1	(7,9)	(6,8%)

Per quanto riguarda i costi capitalizzati si segnala un incremento di € 10,6 milioni, determinato dalla crescita registrata prevalentemente in ACEA Ato2 (+ € 5,1 milioni), in areti (+ € 3,2 milioni) e in ACEA Ato5 (+ € 1,0 milioni). Tale incremento discende dall'elevato impegno dedicato dal personale del Gruppo al complesso progetto di modifica dei sistemi informativi e dei processi aziendali (Acea2.0).

L'andamento del costo del personale per Area Industriale, al lordo dei costi capitalizzati, è evidenziato dalla tabella che segue:

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	6,6	6,0	0,6	10,3%
Energia	14,9	14,8	0,1	0,6%
Idrico	62,1	60,3	1,8	3,0%
Reti	46,3	46,0	0,3	0,7%
Capogruppo	29,3	29,5	(0,1)	(0,5%)
Costo del lavoro	159,3	156,6	2,7	1,7%

La consistenza media si attesta a 4.997 dipendenti e varia di -137 unità rispetto al primo semestre 2015; minore è la riduzione della consistenza finale (- 11 unità) pari a 4.999 dipendenti.

4 Costi esterni - € 848,7 milioni

Registrano un decremento complessivo di € 135,0 milioni (-13,7%) in quanto erano € 983,7 milioni al 30 Giugno 2015.

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Energia, gas e combustibili	683,7	816,6	(132,9)	(16,3%)
Materie	13,5	12,2	1,2	10,0%
Servizi	103,7	109,8	(6,1)	(5,6%)
Canoni di concessione	23,7	21,3	2,4	11,1%
Godimento beni di terzi	11,8	11,7	0,1	1,0%
Oneri diversi di gestione	12,3	12,0	0,3	2,6%
Costi esterni	848,7	983,7	(135,0)	(13,7%)

I costi per acquisto di energia, gas e combustibili ammontano ad € 683,7 milioni in decremento rispetto allo scorso anno di € 132,9 milioni. La variazione discende principalmente: i) dai minori costi relativi all'approvvigionamento dell'energia elettrica sia per il mercato tutelato che per il mercato libero nonché dalla riduzione dei relativi costi di trasporto (- € 120,5 milioni). Tale riduzione deriva dall'effetto combinato della minore energia elettrica venduta, per effetto della diversificazione del portafoglio clienti e del diverso mix quantità/prezzi nei mesi e nelle fasce orarie; ii) dai minori oneri di acquisto sul mercato del gas (- 40,1%); iii) dalla riduzione dei costi di acquisto dei certificati bianchi da parte di areti (- € 5,9 milioni) per l'assolvimento dell'obbligo regolatorio di efficienza energetica in conseguenza delle minori quantità acquistate nel periodo di osservazione rispetto al primo semestre 2015 (- 58.102 titoli).

I costi per acquisto di materie ammontano a € 13,5 milioni ed evidenziano aumento di € 1,2 milioni.

I costi per servizi sono pari a € 103,7 milioni in decremento rispetto allo scorso anno di € 6,1 milioni. Tale andamento risente principalmente della:

• i) diminuzione dei costi sostenuti per i lavori eseguiti in appalto (- € 5,7 milioni) prevalentemente da ACEA Ato2, dei costi per i servizi infragruppo (- € 3,0 milioni), delle spese relative al personale e spese assicurative (complessivamente - € 2,2 milioni),
• ii) crescono invece i costi per canoni di manutenzione (+ € 2,3 milioni), con particolare riferimento a quelli di areti e ACEA, le spese per trasporto e smaltimento rifiuti (+ € 1,6 milioni), i costi per consumi elettrici idrici e gas (+ € 1,2 milioni) e le spese postali (+ € 1,0 milioni).

I canoni di concessione crescono di € 2,4 milioni principalmente per effetto dell'aumento del canone di spettanza di Roma Capitale oltre che l'incremento del territorio gestito rispetto al primo semestre 2015.

I costi per godimento beni di terzi ammontano a € 11,8 milioni e sono in aumento rispetto lo scorso esercizio di € 0,1 milioni (erano € 11,7 milioni).

Gli oneri diversi di gestione ammontano a € 12,3 milioni e crescono di € 0,3 milioni rispetto al 2015. La variazione risente dell'incremento di imposte e tasse (+ € 0,7 milioni), parzialmente compensato dalla diminuzione delle sopravvenienze passive (- € 0,6 milioni).

5 Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity - € 0,0 milioni

Al 30 Giugno 2016 la variazione della valutazione a Fair Value dei contratti finanziari è pari a € 0,0 milioni.

Il portafoglio degli strumenti finanziari in hedge accounting rappresenta la componente totalitaria rispetto al totale del portafoglio in essere.

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo "Informativa integrativa sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi" del Bilancio Consolidato 2015.

6 Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria - € 14,9 milioni

La voce rappresenta il risultato consolidato secondo l'equity method ricompreso tra le componenti che concorrono alla formazione del Margine Operativo Lordo consolidato. Di seguito è riportato il dettaglio della sua composizione:

€ milioni	30/06/16	30/06/15		Variazione Variazione %
MOL	67,8	67,7	0,1	0,1%
Ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti	(41,0)	(43,7)	2,7	(6,1%)
Gestione finanziaria	(4,2)	(4,4)	0,2	(5,1%)
Imposte	(7,7)	(6,7)	(1,0)	14,3%
Proventi da partecipazioni di natura non finanziaria	14,9	12,9	2,0	15,5%

L'aumento rispetto al 30 Giugno 2015 discende principalmente dagli effetti prodotti dai minori ammortamenti di Acque S.p.A. Tale riduzione è la diretta conseguenza delle modifiche alla convenzione di affidamento del servizio idrico che recepisce l'allungamento della concessione dal 2021 al 2026. Di seguito si riporta il dettaglio delle valutazioni delle società:

€ milioni	30/06/2016	30/06/2015	Variazione	Variazione %
Publiacqua	6,6	5,9	0,7	11,1%
Gruppo Acque	4,0	4,1	(0,1)	(2,7%)
Acquedotto del Fiora	1,3	0,5	0,8	171,2%
Umbra Acque	0,1	0,3	(0,2)	(62,2%)
Gori	1,7	1,1	0,6	52,2%
Nuove Acque e Intesa Aretina	0,4	0,2	0,1	51,5%
Agua Azul	0,6	0,6	0,0	0,0%
Voghera Energia Vendite in liquidazione	0,0	(0,2)	0,2	(100,0%)
Ingegnerie Toscane	0,4	0,5	(0,1)	(18,4%)
Totale	14,9	12,9	2,0	15,5%

7 Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni - € 169,7 milioni

€ milioni	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ammortamenti immateriali e materiali	117,1	110,3	6,8	6,2%
Svalutazione crediti	28,5	32,7	(4,2)	(12,8%)
Accantonamenti per rischi	24,0	7,5	16,5	219,4%
Ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti	169,7	150,6	19,1	12,7%

Gli ammortamenti sono pari a € 117,1 milioni, in aumento di € 6,8 milioni (6,2%), riferibili prevalentemente alla crescita degli investimenti in tutte le aree di business e tiene altresì conto, per il settore idrico, della dinamica regolatoria e degli aggiornamenti tariffari relativi al capitale investito.

Le svalutazioni dei crediti ammontano ad € 28,5 milioni e sono in decremento di € 4,2 milioni riscontrabili principalmente nell'Area Energia (- € 2,4 milioni), nell'Area Idrico (- € 1,1 milioni) e nell'Area Reti (- € 1,0 milioni). I minori accantonamenti sono la diretta conseguenza delle migliori performance di incasso dei crediti.

Gli accantonamenti al fondo rischi ammontano ad € € 24,0 milioni (+219,4% rispetto al medesimo periodo dello scorso anno). L'aumento è da imputare agli accantonamenti per esodo e mobilità (+ € 8,8 milioni), a quelli volti a fronteggiare rischi di natura regolatoria (+ € 4,6 milioni) principalmente relativi all'area Energia nonchè ai rischi tributari (+ € 1,1 milioni).

8 (Oneri) e Proventi Finanziari - € 42,3 milioni

Gli oneri finanziari netti ammontano ad € 42,3 milioni e sono in decremento di € 2,9 milioni. In particolare, tale andamento deriva da minori oneri finanziari per € 6,8 milioni e da minori proventi finanziari per € 3,8 milioni. In dettaglio il decremento degli oneri deriva principalmente dalla diminuzione degli interessi sull'indebitamento a breve e medio e lungo termine (- € 4,3 milioni), dalle minori commissioni su crediti ceduti (- € 1,9 milioni) e dai minori interessi moratori (- € 0,9 milioni), in parte compensati dalla quota inefficace di strumenti derivati valutati in Cash flow hedge per € 1,2 milioni determinata prevalentemente dalle forti oscillazioni del cambio yen in prossimità del cd. Brexit. Inoltre sono diminuiti i proventi sui crediti verso clienti (- € 2,9 milioni) e gli interessi attivi bancari (- € 1,0 milioni).

9 (Oneri) e Proventi da Partecipazioni - € 0,6 milioni

Si riferiscono al risultato del consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di alcune società del Gruppo, con particolare riferimento ad Agua de San Pedro e Geal.

10 Imposte sul reddito - € 78,1 milioni

Il carico fiscale del periodo è stimato pari complessivamente a € 78,1 milioni contro € 53,2 milioni del medesimo periodo del precedente esercizio.

L'aumento complessivo pari a € 24,9 milioni, deriva dall'incremento dell'utile ante imposte; infatti il tax rate è pari a 33,6% contro il 33,9% del periodo precedente.

Rif Notes	GRUPPO ACEA STATO PATRIMONIALE ( € milioni )	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazio ne %	30/06/15	Variazione	Variazione %
	ATTIVITA' E PASSIVITA' NON CORRENTI	3.957,6	3.868,6	89,0	2,3%	3.747,0	210,6	5,6%
11	Immobilizzazioni materiali/immateriali	3.978,1	3.870,9	107,2	2,8%	3.734,6	243,5	6,5%
12	Partecipazioni	255,2	250,2	4,9	2,0%	233,4	21,8	9,3%
13	Altre attività non correnti	310,4	314,3	(4,0)	(1,3%)	334,5	(24,1)	(7,2%)
14	Tfr e altri piani e benefici definiti	(117,9)	(108,6)	(9,3)	8,6%	(112,1)	(5,9)	5,2%
15	Fondi rischi e oneri	(197,5)	(187,1)	(10,5)	5,6%	(167,5)	(30,1)	17,9%
16	Altre passività non correnti	(270,7)	(271,2)	0,5	(0,2%)	(275,9)	5,3	(1,9%)
	CIRCOLANTE NETTO	(194,3)	(262,5)	68,2	(26,0%)	(99,5)	(94,8)	95,3%
17	Crediti correnti	1.147,2	1.098,7	48,5	4,4%	1.211,1	(63,9)	(5,3%)
18	Rimanenze	31,6	26,6	5,0	18,8%	30,1	1,6	5,3%
19	Altre attività correnti	208,3	205,9	2,4	1,2%	151,1	57,1	37,8%
20	Debiti correnti	(1.178,2)	(1.245,3)	67,0	(5,4%)	(1.098,1)	(80,1)	7,3%
21	Altre passività correnti	(403,2)	(348,4)	(54,8)	15,7%	(393,6)	(9,6)	2,4%
	CAPITALE INVESTITO	3.763,2	3.606,1	157,1	4,4%	3.647,5	115,8	3,2%
22	INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(2.131,9)	(2.010,1)	(121,8)	6,1%	(2.128,9)	(3,0)	0,1%
	Crediti finanziari a medio lungo termine	32,3	31,5	0,8	2,6%	35,9	(3,6)	(10,0%)
	Debiti finanziari a medio lungo termine	(2.669,7)	(2.688,4)	18,8	(0,7%)	(2.707,0)	37,4	(1,4%)
	Crediti finanziari a breve termine	94,3	91,5	2,9	3,1%	122,9	(28,5)	(23,2%)
	Disponibilità liquide	582,9	814,7	(231,8)	(28,5%)	594,5	(11,6)	(2,0%)
	Debiti finanziari a breve termine	(171,6)	(259,2)	87,5	(33,8%)	(175,1)	3,4	(1,9%)
23	Totale Patrimonio Netto	(1.631,4)	(1.596,1)	(35,3)	2,2%	(1.518,6)	(112,8)	7,4%
	COPERTURE	(3.763,2)	(3.606,1)	(157,1)	4,4%	(3.647,5)	(115,8)	3,2%

Risultati Patrimoniali e Finanziari del Gruppo ACEA

Lo Stato Patrimoniale sopra riportato è stato riclassificato mostrando le voci del capitale investito e le corrispondenti coperture finanziarie.

In particolare è stato sommato il valore netto delle attività immobilizzate al valore del circolante netto costituito dalle voci dei crediti correnti, degli altri crediti, delle rimanenze, dei debiti correnti e la parte a breve dei debiti a lungo termine. Il valore ottenuto di capitale investito è confrontato con i corrispondenti valori relativi ai mezzi propri ed alla posizione finanziaria netta evidenziando in tal modo il peso delle coperture.

Nel corso del primo semestre 2016 la situazione patrimoniale del Gruppo ACEA evidenzia una crescita del capitale investito, rispetto al 31 Dicembre 2015, pari a € 157,1 milioni (+ 4,4 %). Tale variazione è il risultato netto generato dall'aumento che si registra nell'attivo fisso netto (+€ 89,0 milioni), e della variazione del capitale circolante netto (+ € 68,2 milioni).

Attività e passività non correnti – € 3.957,6 milioni

Rispetto al 31 Dicembre 2015 registrano una crescita complessiva di € 89,0 milioni (pari al 2,3%) e di seguito ne viene illustrata la composizione.

11 Immobilizzazioni materiali/immateriali - € 3.978,1 milioni

Le immobilizzazioni aumentano rispetto alla fine dell'esercizio precedente di € 107,2 milioni (2,8%).

La variazione deriva principalmente dagli investimenti del primo semestre 2016 che si sono attestati a € 220,8 milioni al netto degli ammortamenti pari a € 117,1 milioni.

Investimenti per area industriale (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
AMBIENTE	8,0	9,8	(1,8)	(18,1%)
ENERGIA	27,4	6,6	20,8	314,4%
Produzione	16,1	2,5	13,5	532,4%
Vendita	11,3	4,1	7,3	178,6%
IDRICO:	100,6	74,6	26,0	34,9%
Estero	0,2	0,2	0,1	36,1%
Lazio - Campania	99,6	74,0	25,7	34,7%
Toscana - Umbria	0,0	0,0	0,0	0,0%
Ingegneria	0,7	0,4	0,3	64,0%
RETI	80,1	67,7	12,4	18,3%
ACEA (Corporate)	4,7	8,8	(4,1)	(46,6%)
Totale	220,8	167,4	53,3	31,8%

La tabella che segue evidenzia, per Area Industriale, il livello degli investimenti realizzati nel 2016 confrontati con quelli dell'esercizio precedente.

L'Area Ambiente riduce il livello degli investimenti per € 1,8 milioni con particolare riferimento a SAO e ARIA rispettivamente per minori interventi di revamping dell'impianto di trattamento rifiuti e della linea I dell'impianto WTE di San Vittore nel Lazio.

L'Area Energia registra una crescita di € 20,8 milioni da attribuire principalmente all'aumento degli investimenti di Acea Produzione per (i) i lavori di revamping impiantistico della Centrale termoelettrica di Tor di Valle e idroelettrica di Castel Madama, per (ii) i lavori di riqualificazione delle gallerie di derivazione dell'invaso della diga di San Cosimato e (iii) all'estensione della rete del teleriscaldamento nel comprensorio di Mezzocammino. Acea Energia contribuisce all'incremento degli investimenti per € 7,3 milioni principalmente legati allo sviluppo delle infrastrutture tecnologiche.

L'Area Idrico ha effettuato, rispetto al medesimo periodo dello scorso anno, maggiori investimenti per complessivi € 26,0 milioni, principalmente riferiti ad ACEA Ato2 per i lavori eseguiti sulla rete idrica, sugli impianti di depurazione e per il programma Acea2.0.

L'Area Reti fa registrare una crescita degli investimenti € 12,4 milioni in conseguenza delle attività di ampliamento, rinnovamento e potenziamento degli impianti gestiti nonché di quelle relative al programma Acea2.0 e WFM.

La Capogruppo ha registrato una diminuzione del livello degli investimenti di € 4,1 milioni rispetto a quelli realizzati nel primo semestre dell'esercizio precedente. Tale riduzione è in parte legata al consistente effort prodotto nello scorso esercizio per il progetto Acea2.0.

12 Partecipazioni - € 255,2 milioni

Rispetto al 31 Dicembre 2015 aumentano di € 4,9 milioni principalmente per effetto della valutazione delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto in ossequio all'applicazione del principio IFRS 11.

13 Altre attività non correnti - € 310,4 milioni

Il saldo di tale voce è riepilogato come segue:

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Imposte differite Attive	273,9	274,6	(0,7)	(0,2%)
Crediti verso altri	36,1	39,3	(3,2)	(8,3%)
Ratei e risconti attivi	0,4	0,5	0,0	(8,8%)
Altre attività non correnti	310,4	314,3	(4,0)	(1,3%)

Rispetto al 31 Dicembre 2015 la voce fa registrare una diminuzione di € 4,0 milioni, prevalentemente attribuibile alla riduzione (- € 3,2 milioni rispetto al 31 Dicembre 2015) dei crediti iscritti nella Capogruppo che rappresentano il complesso degli investimenti effettuati, fino al 31 dicembre 2010, nell'ambito del contratto di servizio di Illuminazione Pubblica: tali crediti sono stati iscritti in conseguenza dell'applicazione dell'IFRIC 12 con il metodo finanziario al citato servizio.

I risconti e ratei attivi, pari a € 0,4 milioni, si riferiscono prevalentemente ai premi di assicurazioni pagati in via anticipata, a canoni di locazione, di manutenzione e demaniali.

14 TFR e altri piani a benefici definiti - € 117,9 milioni

Lo stock al 30 Giugno 2016 registra una crescita di € € 9,3 milioni. La variazione risente, oltre che dell'accantonamento del periodo, che in seguito alla riforma del TFR è rappresentativo del TFR dei dipendenti fino al 31 dicembre 2006, degli utilizzi del periodo e del tasso utilizzato per la valutazione in base allo IAS19 (dal 2,03% del 2015 all'1,09% relativo ai primi sei mesi del 2016).

€ milioni	31/12/15	Utilizzi	Accantonamenti	Riclassifiche / Altri Movimenti	30/06/16
Legale	20,2	(2,1)	2,4	0,0	20,6
Fiscale	4,3	(1,4)	1,4	(0,1)	4,1
Rischi regolatori	54,2	(0,8)	6,0	0,0	59,4
Partecipate	1,3	0,0	0,1	0,0	1,4
Rischi contributivi	6,5	0,0	0,0	0,0	6,6
Esodo e mobilità	3,3	(8,1)	9,5	0,0	4,8
Post mortem	23,0	(0,1)	0,0	0,0	23,0
Franchigie assicurative	1,2	(0,5)	0,0	0,0	0,7
Altri rischi ed oneri	21,7	(0,6)	0,5	0,1	21,7
Subtotale Fondo Rischi ed Oneri	135,8	(13,6)	19,9	0,0	142,2
Fondo Oneri di Ripristino	51,3	0,0	4,1	0,0	55,3
Totale Fondo Rischi ed Oneri	187,1	(13,6)	24,0	0,0	197,5

15 Fondo rischi e oneri -€ 197,5 milioni

Le principali variazioni si riferiscono sostanzialmente:

• al fondo accantonato per affrontare gli oneri derivanti dal piano di mobilità ed esodo che subisce un incremento al netto degli utilizzi di € 1,4 milioni rispetto al 31 Dicembre 2015,
• al fondo oneri di ripristino che cresce di € 4,1 milioni, in seguito agli accantonamenti effettuati nel 2016 relativi agli oneri necessari al mantenimento in buono stato dell'infrastruttura utilizzata nell'ambito della gestione del servizio idrico,
• al fondo rischi regolatori che subisce un aumento di € 5,2 milioni, essenzialmente per effetto dei maggiori oneri del sovracanone del Bacino Imbrifero Montano del fiume Sangro, sulla base della Legge 228/2012, nonché alle maggiorazioni dei canoni dovuti alla regione Abruzzo, sulla

base della L.R. 22/10/2013 n.38 nonché per gli effetti legati ad altri rischi derivanti dagli aggiornamenti della regolazione del mercato dell'energia.

16 Altre passività non correnti - € 270,7 milioni

Rispetto al 31 Dicembre 2015 decrescono di € 0,5 milioni (-0,2%). La voce è composta come segue:

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Acconti da utenti a clienti	115,4	110,7	4,7	4,2%
Fondo imposte differite	82,4	87,1	(4,7)	(5,4%)
Ratei e risconti passivi	28,8	28,7	0,1	0,5%
Contributi di allacciamento idrici e in conto
impianti	44,0	44,7	(0,7)	(1,5%)
Altre passività non correnti	270,7	271,2	(0,5)	(0,2%)

Nella voce Acconti è compreso: i) l'ammontare dei depositi cauzionali oggetto di adeguamento da parte delle società idriche con un aumento da imputare principalmente ad ACEA Ato5 per € 1,5 milioni e ii) l'ammontare degli acconti relativi alle passività per anticipi su consumi di energia elettrica, principalmente in Acea Energia per € 2,8 milioni, corrisposti dai clienti del servizio di Maggior Tutela, fruttiferi di interessi alle condizioni previste dalla normativa emanata dall'AEEGSI (deliberazione n. 204/99).

Il fondo imposte differite registra un decremento complessivo di € 4,7 milioni rispetto 31 Dicembre 2015 prevalentemente attribuibile alla fiscalità differita sulla valutazione al cambio attuale del prestito obbligazionario Private Placement emesso dalla Capogruppo.

I contributi in conto impianti e quelli di allacciamento idrici registrano un decremento netto complessivo di € 0,7 milioni, per effetto dei maggiori contributi in conto impianti. Tali contributi sono iscritti nel passivo annualmente imputati per quote a conto economico in relazione alla durata dell'investimento a cui è collegata l'erogazione del contributo. La quota di riversamento viene determinata sulla base della vita utile dell'attività di riferimento.

I ratei e risconti passivi, pari a € 28,8 milioni, si riferiscono principalmente ai contributi ricevuti, rilasciati a conto economico in misura pari all'ammortamento generato dall'investimento a cui essi sono collegati. In particolare è allocato in tale voce il contributo ricevuto da areti a fronte dell'attività di sostituzione dei misuratori elettromeccanici con misuratori elettronici (delibera AEEGSI 292/06).

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	30/06/15	Variazione
Crediti correnti	1.147,2	1.098,7	48,5	1.211,1	(63,9)
- di cui utenti/clienti	1.071,1	1.005,1	66,0	1.111,2	(40,1)
- di cui Roma Capitale	47,5	63,7	(16,2)	69,4	(21,9)
Rimanenze	31,6	26,6	5,0	30,1	1,6
Altre attività correnti	208,3	205,9	2,4	151,1	57,1
Debiti correnti	(1.178,2)	(1.245,3)	67,0	(1.098,1)	(80,1)
- di cui Fornitori	(1.034,3)	(1.092,3)	57,9	(968,2)	(66,1)
- di cui Roma Capitale	(136,2)	(147,3)	11,1	(126,1)	(10,0)
Altre passività correnti	(403,2)	(348,4)	(54,8)	(393,6)	(9,6)
Circolante netto	(194,3)	(262,5)	68,2	(99,5)	(94,8)

Circolante netto –€ (194,3) milioni

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	30/06/15	Variazione
Crediti verso clienti	1.071,1	1.005,1	66,0	1.111,2	(40,1)
Crediti verso Roma Capitale	47,5	63,7	(16,2)	69,4	(21,9)
Crediti verso controllate e collegate	28,6	29,9	(1,3)	30,5	(1,9)
Crediti correnti	1.147,2	1.098,7	48,5	1.211,1	(63,9)

Crediti verso utenti e clienti

Rispetto alla fine dell'esercizio precedente e al primo semestre 2015 presentano rispettivamente una variazione in aumento per € 66,0 milioni e una diminuzione di € 40,1 milioni. Tale andamento è significativamente influenzato dalla iscrizione, tra i crediti dell'Area Reti, dell'importo di € 63,3 milioni in conseguenza delle modifiche regolatorie contenute nella delibera 654/2015/R/eel dell'AEEGSI. Si rinvia per maggiori dettagli al commento sull'andamento delle aree di attività.

Di seguito si illustra l'andamento per Area Industriale sia rispetto al medesimo periodo del 2015 sia rispetto alla fine del precedente esercizio:

€ milioni	30/06/16		31/12/15			Variazione
	Utenti	Clienti	Totale	Utenti	Clienti	Totale	Utenti	Clienti	Totale
	(a)	(b)		(c)	(d)		(a)-(c)	(b)-(d)
Ambiente	0,0	34,4	34,4	0,0	29,7	29,7	0,0	4,7	4,7
Energia	366,2	88,5	454,6	426,8	78,5	505,3	(60,7)	10,0	(50,7)
Idrico	437,8	31,7	469,5	381,3	30,4	411,7	56,5	1,3	57,7
Reti	99,5	4,1	103,6	22,4	7,3	29,7	77,1	(3,2)	73,9
Corporate	0,4	8,6	9,0	0,0	28,6	28,7	0,4	(20,0)	(19,6)
Totale	903,8	167,3	1.071,1	830,6	174,5	1.005,1	73,3	(7,3)	66,0

€ milioni	30/06/16			30/06/15			Variazione
	Utenti	Clienti	Totale	Utenti	Clienti	Totale	Utenti	Clienti	Totale
	(a)	(b)		(c)	(d)		(a)-(c)	(b)-(d)
Ambiente	0,0	34,4	34,4	0,0	37,2	37,2	0,0	(2,8)	(2,8)
Energia	366,2	88,5	454,6	492,3	67,9	560,1	(126,1)	20,6	(105,5)
Idrico	437,8	31,7	469,5	411,8	17,0	428,8	26,0	14,7	40,7
Reti	99,5	4,1	103,6	12,5	37,5	50,0	87,0	(33,4)	53,6
Corporate	0,4	8,6	9,0	0,0	35,1	35,1	0,4	(26,5)	(26,1)
Totale	903,8	167,3	1.071,1	916,5	194,7	1.111,2	(12,7)	(27,4)	(40,1)

Si informa che nei primi sei mesi del 2016 sono stati ceduti pro-soluto crediti per un ammontare complessivo pari a € 651,4 milioni. Di seguito si fornisce il dettaglio per Area Industriale.

€ milioni	30.06.2016	di cui Pubblica Amministrazione
Area Energia	238,0	5,5
Area Idrico	172,7	11,5
Area Reti	240,8	53,5
Totale	651,4	70,5

In riferimento alle principali variazioni dei crediti verso utenti e clienti, si informa che:

l'Area Ambiente accresce lo stock dei crediti per complessivi € 4,7 milioni derivante principalmente dall'aumento dei crediti di SAO,

• l'Area Energia registra una diminuzione complessiva pari ad € 50,7 milioni derivanti dall'effetto netto della diminuzione dei crediti verso utenti per € 60,7 milioni parzialmente compensato dalla crescita dei crediti verso clienti (+ € 10,0 milioni),
• l'Area Idrico aumenta lo stock di € 57,7 milioni. Il trend riguarda principalmente le società delle gestioni idriche Lazio - Campania con particolare riferimento ad ACEA Ato2 (+ € 46,7 milioni) ed ACEA Ato5 (+ € 8,5 milioni). La variazione risente delle modifiche tariffarie intervenute,
• l'Area Reti incrementa lo stock di € 73,9 milioni. Come detto la variazione, riferibile esclusivamente ad areti, risente dell'iscrizione di € 63,3 milioni,
• la Capogruppo registra un riduzione di € 19,6 milioni, prevalentemente attribuibile alla riclassifica dei crediti verso lo Stato Città del Vaticano del debito corrispondente verso Roma Capitale (€ 20,5 milioni). Tale riclassifica è stata operata per rendere maggiormente confrontabile lo stock dei crediti e dei debiti commerciali.

I crediti sono esposti al netto del Fondo Svalutazione Crediti che al 30 Giugno 2016 ammonta a € 320,6 milioni contro € 320,2 milioni della fine dell'esercizio precedente.

Crediti verso controllante Roma Capitale

I crediti commerciali verso Roma Capitale al 30 Giugno 2016 ammontano complessivamente ad € 58,0 milioni (al 31 Dicembre 2015 erano pari ad € 72,2 milioni).

L'ammontare complessivo dei crediti, inclusi quelli finanziari derivanti dal contratto di pubblica illuminazione sia a breve che a medio – lungo termine, è di € 130,4 milioni contro € 142,8 milioni della fine del precedente esercizio.

Il saldo netto del periodo risulta a credito del Gruppo per € 4,4 milioni sostanzialmente allineato al saldo registrato a fine 2015.

Nel primo semestre sono state effettuate compensazioni per € 29,1 milioni che hanno riguardato, lato crediti, quelli di natura finanziaria relativi ai corrispettivi del contratto di servizio di Illuminazione Pubblica e, quanto ai debiti, i dividendi maturati a tutto il 2014.

Nel periodo di osservazione sono stati inoltre incassati crediti per utenza per € 23,6 milioni e sono stati pagati a Roma Capitale i dividendi deliberati per l'esercizio 2015 (€ 54,3 milioni).

La tabella che segue espone congiuntamente le consistenze scaturenti dai rapporti intrattenuti con Roma Capitale dal Gruppo ACEA, sia per quanto riguarda l'esposizione creditoria che per quella debitoria ivi comprese le partite di natura finanziaria.

Crediti verso Roma Capitale	30/06/16	31/12/15	Variazione
Crediti per utenze	30,9	46,8	(15,9)
Crediti per lavori e servizi	17,5	17,7	(0,2)
Crediti diversi: personale distaccato	0,2	0,2	0,0
Totale prestazioni fatturate	48,6	64,7	(16,1)
Crediti per contributi	2,4	2,4	0,0
Totale prestazioni richieste	51,0	67,1	(16,1)
Crediti per fatture da emettere: Illuminazione Pubblica	4,1	2,6	1,5
Crediti per fatture da emettere: altro	2,9	2,5	0,3
Totale Crediti Prestazioni da fatturare	7,0	5,1	1,8
Totale Crediti Commerciali	58,0	72,2	(14,3)
Crediti finanziari per illuminazione Pubblica	72,5	70,6	1,9
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica Fatture	59	61	(2)
Emesse
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica fatture da emettere	13,4	9,6	3,8
Totale Crediti Esigibili Entro l'esercizio Successivo
(A)	130,4	142,8	(12,4)
Debiti verso Roma Capitale	30/06/16	31/12/15	Variazione
Debiti per addizionali energia elettrica	(15,2)	(15,2)	0,0
Debiti per canone di Concessione	(112,1)	(99,3)	(12,8)
Totale debiti commerciali	(127,4)	(114,6)	(12,8)
Totale Debiti Esigibili entro l'esercizio successivo
(B)	(127,4)	(114,6)	(12,8)
Totale (A) - ( B)	3,0	28,2	(25,2)
Altri crediti/(debiti) di natura finanziaria	20,6	(6,2)	26,8
v/Controllante Comune di Roma per dividendi	(8,5)	(35,3)	26,8
Crediti finanziari M/L termine per Illuminazione Pubblica
	29,1	29,1	0,0
Altri Crediti/(Debiti) di natura commerciale	(19,2)	(20,7)	1,5
Saldo Netto	4,4	1,3	3,1

Crediti verso collegate

Ammontano a € 5,2 milioni e rimangono sostanzialmente invariati rispetto alla fine dell'esercizio precedente.

Crediti verso controllate congiuntamente

Ammontano a € 23,3 milioni (€ 24,7 milioni 31 Dicembre 2015) e registrano un decremento di € 1,4 milioni. Si riferiscono a crediti vantati nei confronti delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto in seguito all'applicazione del principio IFRS 11.

18. Rimanenze - € 31,6 milioni

Registrano un aumento di € 5,0 milioni rispetto al 31 Dicembre 2015 e nella tabella che segue si riepilogano le variazioni per Area Industriale:

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	4,5	3,7	0,8	21,9%
Energia	1,9	1,6	0,3	15,8%
Idrico	7,1	7,1	0,0	0,6%
Reti	17,8	13,9	3,9	28,0%
Capogruppo	0,3	0,3	0,0	0,0%
Rimanenze	31,6	26,6	5,0	18,8%

19. Altre attività correnti - € 208,3 milioni

Registrano un aumento complessivo di € 2,4 milioni, pari all'1,2% rispetto all'esercizio precedente e risultano essere composte come di seguito riportato:

€ milioni	30/06/16 31/12/15		Variazione	Variazione %
Crediti verso altri	111,7	117,9	(6,1)	(5,2%)
Ratei e risconti attivi	13,3	12,8	0,5	3,9%
Crediti Tributari	83,2	75,2	8,0	10,7%
Altre attività correnti	208,3	205,9	2,4	1,2%

I crediti verso altri ammontano complessivamente a € 111,7 milioni, la riduzione deriva principalmente dall'incasso dei crediti maturati in conseguenza dell'annullamento dei TEE corrispondenti all'assolvimento dell'obbligo di efficienza energetica (€ 11,8 milioni).

I Ratei e Risconti attivi ammontano a € 13,3 milioni (€ 12,8 milioni al 31 Dicembre 2015) e si riferiscono principalmente a canoni demaniali, canoni di locazione ed assicurazioni.

I crediti tributari, si attestano a € 83,2 milioni (+ € 8,0 milioni rispetto al 31 Dicembre 2015) e comprendono principalmente i crediti per IRES e IRAP per € 39,1 milioni ed i crediti IVA per € 28,6 milioni.

20. Debiti correnti - € 1.178,2 milioni

€ milioni	30/06/16	31/12/15		Variazione %
Debiti verso fornitori terzi	1.034,3	1.092,3	(57,9)	(5,3%)
Debiti verso controllante Roma Capitale	136,2	147,3	(11,1)	(7,5%)
Debiti verso collegate	4,4	2,2	2,1	94,0%
Debiti V/Controllate	3,4	3,5	(0,1)	(3,4%)
Debiti correnti	1.178,2	1.245,3	(67,0)	(5,4%)

Debiti verso fornitori terzi

I debiti verso fornitori ammontano a € 1.034,3 milioni (al 31 Dicembre 2015 erano pari a € 1.092,3 milioni). La tabella di seguito illustra la composizione per aree industriali:

€ milioni	30/06/16 31/12/15		Variazione	Variazione %
Ambiente	44,9	46,8	(1,9)	(4,1%)
Energia	367,6	398,4	(30,8)	(7,7%)
Idrico	250,4	272,1	(21,7)	(8,0%)
Reti	295,4	310,9	(15,5)	(5,0%)
Capogruppo	76,1	64,1	12,0	18,8%
Debiti verso fornitori	1.034,3	1.092,3	(57,9)	(5,3%)

La variazione in diminuzione deriva essenzialmente dalla ottimizzazione del portafoglio clienti di Acea Energia (oltre che dall'andamento dei prezzi delle commodities) parzialmente compensato dalla crescita derivante dallo sviluppo della piattaforma tecnologica.

Debiti verso Controllante Roma Capitale

Ammontano ad € 136,2 milioni e la loro decrescita, di € 11,1 milioni, è legata essenzialmente agli effetti conseguenti la riclassifica tra i crediti verso clienti del debito di € 20,5 milioni non esigibile in quanto correlato ai crediti verso Stato Città del Vaticano. Tale riclassifica è stata effettuata al fine di rendere maggiormente confrontabile lo stock dei crediti e dei debiti commerciali.

Debiti verso imprese collegate e controllate congiuntamente

Il saldo, pari a € 7,7 milioni, cresce rispetto al 31 Dicembre 2015 di € 2,0 milioni e comprende prevalentemente i debiti derivanti dalla gestione del servizio di Illuminazione Pubblica, nel Comune di Napoli, svolto dalla società collegata Citelum Napoli Pubblica Illuminazione.

21 Altre passività correnti - € 403,2 milioni

Registrano una crescita di € 54,8 milioni (+15,7%). Nella tabella che segue si evidenziano le principali voci che compongono tale saldo:

€ milioni	30/06/16 31/12/15		Variazione	Variazione %
Altre passività correnti	226,6	287,8	(61,3)	(21,3%)
Debiti Tributari	156,1	42,3	113,7	268,5%
Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza	19,4	18,1	1,3	7,2%
Debiti verso utenti per vincoli tariffari	0,2	0,2	0,0	0,0%
Debiti per derivati su commodities	0,7	(0,4)	1,1	(261,4%)
Ratei e risconti	0,3	0,3	0,0	(15,6%)
Altre Passività correnti	403,2	348,4	54,8	15,7%

Le Altre Passività correnti ammontano a € 226,6 milioni e sono composte principalmente dai debiti verso Cassa Conguaglio (€ 26,0 milioni), debiti per canoni di concessione (€ 54,5 milioni), debiti verso il personale (€ 27,1 milioni) e incassi soggetti a verifica (€ 64,3 milioni).

Rispetto al 31 Dicembre 2015 si registra una riduzione di € 61,3 milioni per effetto prevalentemente dei minori debiti verso Cassa Conguaglio (- € 63,7 milioni, in particolare in areti) in parte compensati dai maggiori debiti per incassi soggetti a verifica (+ € 6,1 milioni, in particolare in ACEA Ato2 e in Acea Energia).

I debiti tributari ammontano a € 156,1 milioni (€ 42,3 milioni al 31 Dicembre 2015) ed accolgono principalmente il carico fiscale del periodo relativamente all'IVA per € 50,9 milioni, i debiti per IRES e IRAP per € 24,7 milioni e i debiti per addizionali comunali, provinciali e di imposta erariale per € 43,9 milioni.

I debiti verso istituti di previdenza e sicurezza sociale si attestano a € 19,4 milioni in

aumento rispetto all'esercizio precedente (erano € 18,1 milioni al 31 Dicembre 2015).

Sono compresi fra i debiti per derivati su commodities i fair value di alcuni contratti finanziari stipulati da Acea Energia. Tale valore si è attestato al 30 Giugno 2016 a € 0,7 milioni contro - € 0,4 milioni del medesimo periodo del 2015.

22 Posizione finanziaria netta – € (2.131,9) milioni

L'indebitamento del Gruppo registra, al 30 Giugno 2016, un aumento complessivo pari a € 121,8 milioni, passando da € 2.010,1 milioni della fine dell'esercizio 2015 a € 2.131,9 milioni.

Tale variazione deriva dall'incremento del circolante netto per l'effetto cumulato della crescita di crediti correnti e la riduzione dei debiti nonché dall'incremento degli investimenti anche con riferimento alla digitalizzazione conseguente al progetto Acea2.0.

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Attività (Passività) finanziarie non correnti	3,1	2,4	0,8	31,9%
Attività (Passività) finanziarie non correnti verso Controllante	29,2	29,1	0,1	0,2%
Debiti e passività finanziarie non correnti	(2.669,7)	(2.688,4)	18,8	(0,7%)
Posizione finanziaria a medio - lungo termine	(2.637,4)	(2.657,0)	19,6	31,4%
Disponibilità liquide e titoli	582,9	814,7	(231,8)	(28,5%)
Indebitamento a breve verso banche	(81,6)	(58,7)	(22,9)	39,0%
Attività (Passività) finanziarie correnti	(63,8)	(147,7)	83,9	(56,8%)
Attività (Passività) finanziarie correnti verso Controllante e Collegate	68,1	38,7	29,4	76,0%
Posizione finanziaria a breve termine	505,5	646,9	(141,4)	29,8%
Totale posizione finanziaria netta	(2.131,9)	(2.010,1)	(121,8)	61,1%

Posizione finanziaria a medio – lungo termine – € (2.637,4) milioni

Per quanto riguarda tale componente si informa che:

• le attività/(passività) finanziarie non correnti verso controllante presentano un saldo pari a € 29,2 milioni ed accolgono i crediti finanziari verso Roma Capitale afferenti gli interventi per l'adeguamento degli impianti alla sicurezza ed alla normativa e le nuove realizzazioni così come concepite nell'addendum al contratto di Illuminazione Pubblica,
• i debiti e le passività finanziarie non correnti ammontano complessivamente ad € 2.669,7 milioni, registrano un decremento di € 18,8 milioni rispetto a € 2.688,4 milioni dell'esercizio precedente e sono composti come riportato nella tabella che segue:

€ milioni	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Obbligazioni	1.907,5	1.904,0	3,5	0,2%
Finanziamenti a medio - lungo termine	762,1	784,4	(22,3)	(2,8%)
Indebitamento a medio-lungo	2.669,7	2.688,4	(18,8)	(0,7%)

Obbligazioni - € 1.907,5 milioni

Trovano allocazione in tale voce:

• € 608,0 milioni (comprensivo del rateo di interessi maturato e dei costi annessi alla stipula) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA a luglio 2014, della durata di 10 anni e tasso fisso, a valere sul programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da € 1,5 miliardi. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 7,9 milioni,

• € 608,3 milioni (comprensivo del rateo di interessi maturato) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA ad inizio del mese di settembre 2013, della durata di 5 anni con scadenza il 12 settembre 2018. Il fair value dei derivati montati su tale debito è positivo ed è pari a € 0,8 milioni. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 11,2 milioni,

• € 505,0 milioni (comprensivo del rateo di interessi maturato) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA nel mese di marzo 2010, della durata di 10 anni con scadenza il 16 marzo 2020. La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 11,2 milioni,

• € 186,4 milioni (comprensivi del rateo interessi maturato e del fair value dello strumento di copertura) relativi al Private Placement. Il Fair Value dello strumento di copertura è negativo per € 11,4 milioni ed è allocato per la parte efficace in una specifica riserva di patrimonio netto. In apposita riserva cambio è allocata la differenza cambio, negativa per € 9,4 milioni, dello strumento calcolato al 30 giugno 2016. Il cambio a fine periodo si è attestato a € 114,61 contro € 131,07 del 31 dicembre 2015. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 2,2 milioni.

Finanziamenti a medio – lungo termine € 762,1 milioni (comprensivi delle quote a breve termine - € 807,7 milioni)

Registrano un decremento complessivo di € 22,3 milioni, rispetto a € 784,4 milioni dell'esercizio 2015. Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell'indebitamento finanziario a medio – lungo e a breve termine suddiviso per scadenza e per tipologia di tasso di interesse:

Finanziamenti Bancari:	Debito residuo Totale	Entro il 31.12.2017	Dal 31.12.2017 al 31.12.2022	Oltre il 31.12.2022
a tasso fisso	300,1	21,9	92,1	186,2
a tasso variabile	455,4	15,3	260,0	180,0
a tasso variabile verso fisso	52,2	8,3	39,7	4,2
Totale	807,7	45,5	391,8	370,3

Il fair value degli strumenti derivati di copertura di ACEA è negativo per € 6,4 milioni e si riduce rispetto al 31 Dicembre 2015 di € 0,6 milioni (era negativo per € 7,0 milioni).

Per quanto riguarda, le condizioni dei finanziamenti a medio – lungo termine nonché dei prestiti obbligazionari si rinvia a quanto illustrato nel Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 Giugno 2016.

Posizione finanziaria a breve termine - € 505,5 milioni

La componente a breve termine è positiva e rispetto alla fine dell'esercizio 2015 si evidenzia una riduzione complessiva di € 141,4 milioni imputabile principalmente alla riduzione delle disponibilità liquide del Gruppo.

Le disponibilità liquide ammontano complessivamente a € 582,9 milioni e decrescono, rispetto al 31 Dicembre 2015, di € 231,8 milioni, prevalentemente per effetto della variazione registrata dalla Capogruppo. Di seguito è illustrata la composizione per Aree Industriali:

€ milioni	30/06/16	31/12/15		Variazione %
Ambiente	0,8	0,3	0,4	131,6%
Energia	16,0	6,8	9,2	135,8%
Idrico	40,1	35,2	4,8	13,7%
Reti	0,0	(0,2)	0,2	(112,4%)
Capogruppo	526,0	772,5	(246,5)	(31,9%)
Disponibilità liquide	582,9	814,7	(231,8)	(28,5%)

L'indebitamento verso banche a breve è pari a € 81,6 milioni; si incrementa di € 22,9 milioni per l'aumento dei debiti della Capogruppo per circa € 30 milioni.

Le attività e (passività) finanziarie correnti registrano un saldo al 30 Giugno 2016 che aumenta l'indebitamento di € 63,8 milioni con una variazione in diminuzione di € 83,9 milioni rispetto al 2015, principalmente per effetto della riduzione dei debiti verso i factor a fronte dei crediti commerciali ceduti.

Le attività e (passività) finanziarie correnti verso controllante e collegate riducono l'indebitamento di € 29,4 milioni e comprendono principalmente l'esposizione netta (di natura finanziaria) verso Roma Capitale (€ 72,5 milioni).

Si informa che al 30 Giugno 2016 la Capogruppo dispone di linee uncommitted per € 779 milioni non utilizzate. Per l'ottenimento di tali linee non sono state rilasciate garanzie.

Infine nell'ambito del programma EMTN dell'importo di € 1,5 miliardi, deliberato nel 2014, ACEA può collocare emissioni obbligazionarie fino all'importo complessivo di € 900 milioni entro il 2019.

Si informa che i Rating assegnati ad ACEA sul lungo termine dalle Agenzie di Rating internazionali sono i seguenti:

• Fitch "BBB+";
• Moody's "Baa2".

23 Patrimonio netto –€ 1.631,4 milioni

Le variazioni intervenute nel corso del periodo, pari a € 35,3 milioni, sono analiticamente illustrate nell'apposita tabella.

La variazione, al netto dell'utile di periodo pari a € 154,3 milioni, deriva essenzialmente dalla i) distribuzione dei dividendi della capogruppo per € 106,3 milioni; ii) e dalla variazione degli utili e perdite attuariali pari a - € 7,3 milioni.

Contesto di riferimento

Andamento dei mercati azionari e del titolo ACEA

Nel primo semestre 2016, i mercati azionari internazionali sono stati influenzati prevalentemente dal persistente rallentamento dell'economia cinese e dei Paesi emergenti in generale e dalle decisioni di politica monetaria adottate dalla Fed e dalla BCE.

A fine giugno, l'imprevisto esito del Referendum inglese, con una maggioranza di voti favorevoli all'uscita della Gran Bretagna dall'Unione Europea (cd "Brexit"), ha determinato un profondo shock sui mercati mondiali, aprendo una nuova fase di incertezza e volatilità.

La Borsa Italiana ha "sottoperformato" i principali listini mondiali, riportando le seguenti variazioni: FTSE Italia All Share -23,5%, FTSE MIB -24,4% e FTSE Italia Mid Cap -16,8%.

ANDAMENTO DEL TITOLO ACEA

Nel primo semestre 2016, il titolo ACEA ha evidenziato una perdita del 23,0%.

In dettaglio, il titolo ha registrato il 30 giugno 2016 un prezzo di riferimento pari a 10,9 euro (capitalizzazione: 2.327,7 milioni di euro). Nel periodo oggetto di analisi, il valore massimo di 14,25 euro è stato raggiunto il 21 marzo, mentre il valore minimo di 9,8 euro il 27 giugno.

Nel corso del periodo oggetto di analisi, i volumi medi giornalieri sono stati pari a circa 110.000 (sostanzialmente in linea con quelli registrati nel primo semestre 2015).

Si riporta di seguito il grafico normalizzato sull'andamento del titolo ACEA confrontato con gli indici di Borsa.

(grafico normalizzato ai valori di Acea – Fonte Bloomberg)

	Var.% 30/06/16 (rispetto al 31/12/15)
Acea	- 23,0%
FTSE Italia All Share	-23,5%
FTSE Mib	-24,4%
FTSE Italia Mid Cap	-16,8%

Nel corso del primo semestre 2016 sono stati pubblicati circa 95 studi/note sul titolo ACEA.

Mercato energetico

Nel primo semestre 2016, la domanda di energia elettrica in Italia (151.005 GWh)² ha mostrato un decremento del 2,0% rispetto al medesimo periodo dello scorso esercizio. In Italia la domanda di energia elettrica si è decrementata di 3.145 GWh che in termini decalendarizzati corrisponde ad una variazione negativa del 2,6%. Tale fabbisogno è stato coperto per l'85,2% con la produzione nazionale e per la quota restante facendo ricorso alle importazioni dall'estero (saldo estero -1,7% rispetto al 2015).

In tale contesto, la produzione nazionale netta (129.688 GWh) evidenzia un decremento dell'1,9% rispetto al medesimo periodo del 2015, così come il saldo con l'estero che presenta un decremento dell'1,7%. Le fonti idroelettriche (-8,9%) e quelle fotovoltaiche (-13,1%) presentano dei decrementi, mentre le altre fonti di produzione nazionale hanno mostrato un incremento rispetto all'anno precedente; in particolare le fonti eoliche (+13,9%)e le geotermoelettriche (+2,7%).

GWh	I° sem 2016	I° sem 2015	Var. % 2016/2015
Produzione Netta
-Idroelettrica	21.505	23.601	(8,9%)
-Termoelettrica	83.823	83.808	0,0%
-Geotermoelettrica	2.953	2.874	2,7%
-Eolica	10.138	8.900	13,9%
-Fotovoltaica	11.269	12.970	(13,1%)
Produzione Netta Totale	129.688	132.153	(1,9%)
Importazione	25.702	25.391	1,2%
Esportazione	3.145	2.450	28,4%
Saldo Estero	22.557	22.941	(1,7%)
Consumo pompaggi	1.240	944	31,4%
Richiesta di Energia Elettrica	151.005	154.150	2,0%

In riferimento agli esiti del mercato elettrico del mese di Giugno, gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima registrano una flessione su base annua (-0,8%) portandosi a 23,4 milioni di MWh; in particolare si confermano la crescita degli scambi nella borsa elettrica, pari a 16,7 milioni di MWh (+1,5%) mentre i volumi scambiati over the counter, registrati sulla PCE e nominati su MGP registrano un ulteriore ribasso portandosi a 6,7 milioni di MWh (-6,1%)%.

La liquidità del mercato si conferma su livelli piuttosto elevati (71,4%), guadagnando 1,6 punti percentuali su base tendenziale.

² Fonte: Terna – Giugno 2016, rapporto mensile sul sistema elettrico.

Il prezzo medio di acquisto dell'energia elettrica (PUN) permane sui livelli più bassi di sempre attestandosi a 36,79 €/MWh, con una flessione tendenziale del 24,4%. L'analisi per gruppi di ore rivela un calo su base annua di 11,90 €/MWh (-22,7%) nelle ore di picco e di 11,82 €/MWh (- 25,3%) nelle ore fuori picco con prezzi attestatisi rispettivamente a 40,45 €/MWh e 34,82 €/ MWh. Il rapporto picco/baseload, in leggero aumento rispetto ad un anno fa, si attesta a 1,10.

Prezzo di acquisto PUN ³

I prezzi di vendita risultano in forte ribasso tendenziale in tutte le zone ampliando il divario tra il Nord e le altre zone nelle quali i prezzi convergono tutti sopra i 40 €/MWh, non mostrando significative differenze nei diversi gruppi di ore. Al contrario nel Nord il prezzo medio di vendita baseload, pari a 32,59 €/MWh, evidenzia una marcata differenza tra le ore di picco (40 €/MWh) e le ore fuori picco, dove invece crolla a 28,78 €/MWh.

Per quanto riguarda le tendenze di prezzo sui mercati energetici europei, il mese di giugno si caratterizza per un generale aumento delle quotazioni osservate in Europa sui mercati energetici spot, comunque ancora decisamente inferiori ai valori di un anno fa. Nel dettaglio, rimane costante il tasso di crescita della quotazione a pronti del Brent, che si porta a 48 \$/bbl dopo aver seguito

³ Fonte: GME –Giugno 2016, Newsletter del GME

dall'inizio del 2016 un trend simile a quello osservato nei primi cinque mesi dello scorso anno, sebbene su livelli più bassi.

Sulle principali borse elettriche si registrano valori decisamente inferiori a quelli registrati a giugno dello scorso anno (-9/24%), ma in netta controtendenza congiunturale dove si osservano valori in crescita in tutte le aree, particolarmente in Spagna, il cui prezzo sale 39 €/MWh (+51%) superando anche il riferimento italiano solitamente più elevato (37 €/MWh, +6%). Convergenti sui 26-28 €/MWh (+14/23%), invece, le quotazioni rilevate sulle borse europee centro-settentrionali.

Prezzo sulle Borse Elettriche Europee (media aritmetica €/MWh) ⁴

Volumi Annuali e Mensili sui mercati spot sulle Borse Elettriche Europee ⁴

Aspetti normativi e tariffari

Rispetto al Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2015, cui si rinvia per una trattazione completa, di seguito sono riportate le principali variazioni regolatorie rilevate nel periodo di riferimento.

Attività dell'AEEGSI in materia di servizi idrici

Delibera 51/2016/R/Idr - Approvazione, ai fini della valorizzazione dei conguagli nell'ambito del metodo tariffario per il secondo periodo regolatorio MTI-2, delle predisposizioni tariffarie proposte dall'Autorità d'Ambito ATO5 Lazio Meridionale – Frosinone per il periodo 2012-2015

Il presente provvedimento approva, ai fini della valorizzazione dei conguagli nell'ambito del Metodo Tariffario per il secondo periodo regolatorio MTI-2, le predisposizioni tariffarie proposte dall'Autorità d'Ambito ATO5 Lazio Meridionale - Frosinone per il gestore ACEA ATO5 S.p.A. per il periodo 2012- 2015.

Delibera 104/2016/R/Idr - Approvazione, ai fini della valorizzazione dei conguagli nell'ambito del metodo tariffario per il secondo periodo regolatorio MTI-2, delle predisposizioni tariffarie relative all'Ambito Territoriale Ottimale Sarnese Vesuviano per il periodo 2012-2015

Il presente provvedimento approva, ai fini della valorizzazione dei conguagli nell'ambito del Metodo Tariffario per il secondo periodo regolatorio MTI-2, le predisposizioni tariffarie proposte per il gestore GORI S.p.A. con riferimento al periodo 2012-2015.

Delibera n. 137/2016/R/com - Integrazione del Testo integrato unbundling contabile (TIUC) con le disposizioni in materia di obblighi di separazione contabile (unbundling) per il settore idrico

Con tale Delibera, l'AEEGSI ha integrato l'attuale impianto di separazione contabile previsto dal TIUC (Testo integrato unbundling contabile) per il settore elettrico e del gas con l'introduzione di obblighi di separazione contabile in capo ai gestori del SII e i relativi obblighi di comunicazione. Il provvedimento, che segue un ampio processo di consultazione (82/2013/R/com, 379/2015/R/idr e 515/2015/R/idr) e di focus group con i soggetti interessati, completa così il quadro regolamentare della disciplina di unbundling contabile, adottando una nuova versione del TIUC, nel quale risultano le previgenti disposizioni per i servizi energy e le nuove disposizioni introdotte per il settore idrico.

La delibera prevede che il regime di separazione contabile relativo al settore idrico si applichi a tutti i gestori del SII che gestiscono il servizio in base ad un affidamento conforme alla normativa vigente. In particolare, sempre con riferimento al servizio idrico, sono previsti un regime ordinario che si applica ai gestori del SII che servono più di 50.000 abitanti e anche per i gestori multiATO e per i soggetti di maggiori dimensioni (come individuati dagli Enti d'Ambito) che, pur non erogando direttamente il servizio agli utenti finali, gestiscono la captazione ovvero l'adduzione, la potabilizzazione e/o la depurazione. La disciplina conferma l'introduzione della dimensione geografica-territoriale per l'articolazione della separazione contabile del SII a livello di ATO, al fine di consentire la rilevazione di tutti i dati economici e patrimoniali, relativi a ciascun servizio del SII, necessari per garantire l'applicazione della stessa. Le nuove disposizioni in materia di unbundling contabile del SII troveranno applicazione a partire dall'esercizio 2016, considerando tale esercizio come sperimentale per il settore idrico; pertanto, non si prevede l'utilizzo dei dati rilevati con la prima raccolta dati unbundling ai fini dell'approvazione tariffaria del 2018. I gestori del SII potranno predisporre, relativamente agli esercizi 2016 e 2017, i conti annuali separati secondo il regime semplificato di separazione contabile, fatta eccezione per i gestori multiATO nonché per i gestori eventualmente obbligati a redigere i conti annuali separati secondo il regime ordinario per le attività del settore elettrico e gas. Tenuto conto dei tempi necessari per l'adeguamento delle strutture informatiche e gestionali, viene prevista, limitatamente all'esercizio 2016, e limitatamente al settore idrico, la possibilità di ricorrere a criteri di attribuzione ex-post delle poste contabili a

livello di attività, in deroga al principio di gerarchia delle fonti previsto per il regime ordinario di separazione contabile. Il 2 maggio 2016 l'AEEGSI ha pubblicato sul sito istituzionale gli schemi dei conti annuali separati (CAS) relativi al primo esercizio che si apre dopo il 31 dicembre 2015 (esercizio 2016) relativi alle attività del settore idrico. L'Autorità ha precisato che gli schemi sono rappresentativi dei prospetti che verranno messi a disposizione tramite il sistema telematico di raccolta che verrà aperto alle imprese del settore previo comunicato.

Delibera n. 217/2016/R/idr – Avvio di procedimento per la valutazione di istanze in materia di qualità contrattuale e integrazione della RQSII

Il provvedimento integra le modalità applicative di alcune disposizioni concernenti la regolazione della qualità contrattuale del SII (RQSII) e in particolare delle norme relative agli obblighi relativi alla diffusione e all'apertura degli sportelli fisici; a tal proposito l'AEEGSI stabilisce che gli EGA competenti per territorio, d'intesa con il gestore e le Associazioni dei consumatori, possano presentare motivata istanza di deroga rispetto agli obblighi concernenti l'orario minimo di apertura degli sportelli provinciali, fermo restando che, in caso di accoglimento dell'istanza da parte dell'Autorità, rimanga comunque per gli stessi l'obbligo del rispetto degli standard generali previsti (tempo massimo e tempo medio di attesa agli sportelli fisici).

Il provvedimento in questione avvia anche il procedimento per la valutazione delle eventuali istanze di deroga ed esenzione, rispettivamente riferibili all'orario minimo di apertura e alla presenza minimale di uno sportello per provincia, attribuendo il mandato di provvedere alle istruttorie al Direttore della Direzione Sistemi Idrici dell'Autorità.

Il provvedimento modifica inoltre gli artt. 8.1, e 9.1 della RQSII spostando il momento della messa a disposizione del contratto di fornitura per la firma dell'utente finale, dalla data di accettazione del preventivo alla data di completamento dei lavori.

DCO 225/2016/E/com - Riforma del sistema di tutele dei clienti finali per il trattamento dei reclami e la risoluzione extragiudiziale delle controversie nei settori regolati dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico. Orientamenti finali per i mercati elettrico e gas

Il quadro di riferimento delle tutele delineato nel documento si applica a tutti i settori di competenza dell'Autorità, mentre le misure attuative specificamente individuate si riferiscono, per il momento, esclusivamente ai mercati dell'energia elettrica e del gas; per gli altri settori si prevede un successivo documento di consultazione.

Il documento conferma l'obiettivo di razionalizzare e riformare il sistema di tutele, agendo sui tre diversi livelli individuati: il primo livello è incentrato sul trattamento del reclamo e vede come protagonisti il cliente e l'impresa; il secondo livello è focalizzato sulla gestione e risoluzione delle controversie (ossia di quei reclami che non hanno trovato una risposta adeguata al primo livello), per le quali è necessaria un'azione di intermediazione ulteriore attraverso un tentativo di conciliazione; infine il terzo livello prevede che un numero limitato di controversie che non hanno trovato una risoluzione in sede conciliativa, possano essere decise direttamente dall'Autorità (il tentativo di conciliazione deve essere obbligatoriamente esperito, qualora il cliente non voglia precludersi la strada per un successivo eventuale accesso alla giustizia ordinaria).

In tema di tutela dei consumatori, si segnala la pubblicazione della legge regionale 25 maggio 2016, n.6 "Disposizioni in materia di tutela dei consumatori e degli utenti" (BURL Regione LAZIO n. 42 del 26/05/2016); tale provvedimento, che va ad innovare un settore disciplinato, in ambito regionale, nel lontano 1992, prevede l'istituzione di un registro regionale delle associazioni di consumatori e utenti, del Consiglio regionale dei consumatori e degli utenti e di un Osservatorio dei prezzi e dei consumi. Nell'approvare il provvedimento, la Regione Lazio ha voluto promuovere e riconoscere, anche attraverso l'armonizzazione della normativa regionale con quella nazionale ed europea, la più ampia tutela di diritti e degli interessi dei cittadini come consumatori e utenti di beni e servizi, svolgendo essa stessa attività di informazione, formazione, educazione ed assistenza in materia di tutela dei diritti e degli interessi economici e giuridici dei consumatori e degli utenti

Delibera n. 374/2016/R/idr – Approvazione dell'istanza di deroga dall'obbligo di apertura dello sportello unico provinciale, presentata dal gestore ACEA Ato2 S.p.A.

In ossequio all'avvio di procedimento per la valutazione delle istanze di deroga ed esenzione dall'obbligo di apertura dello sportello provinciale di cui alla delibera 217/2016, ACEA Ato2 ha presentato all'Autorità con comunicazione del 15 giugno 2016 apposita istanza.

In considerazione degli elementi forniti dalla Società, del nulla osta comunicato dall'EGA territorialmente competente nonché degli approfondimenti effettuati dal regolatore, l'AEEGSI accoglie l'istanza di deroga dall'obbligo di apertura dello sportello provinciale avanzata ai sensi dell'articolo 52, comma 2, del RQSII nel territorio delle provincie di Viterbo e Frosinone.

In particolare, per quanto riguarda la provincia di Viterbo, su un totale di 626.595 utenze idriche totali gestite da ACEA Ato2 (pressoché per intero relative alla provincia di Roma) le utenze idriche attive nel comune di Vejano e nel comune di Oriolo Romano sono pari rispettivamente allo 0,22% e allo 0,29% del totale. La Società ha, a tal proposito, rappresentato che, poiché ad oggi non esistono in tali due comuni sportelli di ACEA Ato2, gli utenti possono avvalersi degli sportelli più prossimi di Cerveteri, Tolfa e Allumiere.

Relativamente ai comuni della provincia di Frosinone il gestore ha specificato che il Comune di Filettino non ha aderito alla gestione unica in applicazione di quanto previsto dal comma 2 bis dell'art. 147 del d.lgs. 152/2006 in quanto comune avente popolazione residente minore di 1.000 abitanti (per un totale di utenze attive inferiori allo 0,16% delle utenze totali gestite) e per il comune di Trevi nel Lazio ACEA Ato2 gestisce il solo servizio di depurazione e, pertanto, ai sensi dell'articolo 3 del RQSII, nei casi in cui si applichi l'articolo 156 del d.lgs. 152/06, il gestore del servizio di acquedotto è il referente unico dell'utente finale per gli obblighi di qualità contrattuale fatto salvo quanto prescritto all'Articolo 27 e all'Articolo 34.

Sentenze TAR Lombardia sui ricorsi presentati da alcuni Gestori

In data 15 aprile 2016 il Collegio di periti, individuato con Ordinanza 4745/2015 del Consiglio di Stato, nell'ambito dei procedimenti innanzi ad esso pendenti ed aventi ad oggetto gli appelli avverso la delibera 585/12/R/idr sul Metodo tariffario (idrico) transitorio – MTT, ha depositato lo schema di relazione predisposto per rispondere ai quesiti del Collegio giudicante.

Tali quesiti vertevano sulle seguenti questioni:

• 1) se le formule e i parametri diretti a calcolare il tasso di interesse di riferimento (art. 18.2) e la componente di copertura della rischiosità (art. 18.3) rientrino, o meno, entro i limiti di attendibilità e di ragionevolezza del settore tecnico scientifico dell'economia industriale, sotto il profilo della loro idoneità a riflettere la componente tariffaria strettamente limitata alla copertura dei costi del capitale investito;
• 2) se i parametri applicati costituiscano, o meno, eventuali duplicazioni di fattori di rischio già considerati in altre parti della deliberazione in questione, e se i coefficienti in concreto determinati implichino, o meno, un'eventuale illogica sovrastima del fattore di rischio all'interno della componente di copertura della rischiosità (art. 18.3).

In risposta a tali quesiti il Collegio peritale ha affermato che, complessivamente, la metodologia contenuta nella Delibera (nonché i singoli parametri adottati nell'art. 18 dell'allegato A della Delibera) è in larga parte riconducibile alla metodologia standard del WACC e, come tale, è certamente attendibile, ragionevole e coerente con le conoscenze dell'economia industriale, ed è anche in linea con la pratica della regolamentazione in Italia e all'estero.

Il Collegio peritale non ha infine riscontrato nelle formule e nei parametri duplicazioni di fattori di rischio già considerati in altre parti della Delibera e ritiene che i coefficienti, in concreto determinati, non implichino alcuna illogica sovrastima del fattore di rischio all'interno della componente di copertura della rischiosità.

Si segnala infine che le Società del Gruppo hanno presentato ricorso avverso le delibere 664 e/o 655 emanate dall'AEEGSI a dicembre 2015.

Attività dell'AEEGSI in materia di energia elettrica

Delibera 13/2016/R/eel - Prime disposizioni per l'adeguamento della struttura delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali per i clienti connessi in alta e altissima tensione

Il provvedimento introduce le prime disposizioni in attuazione al decreto legge 210/15, relative alla modifica della struttura tariffaria degli oneri generali del sistema elettrico applicati alle utenze in alta e altissima tensione che – a partire dall'anno 2016 – deve essere espressa in forma trinomia (corrispettivi per punto di prelievo all'anno, per kW di potenza massima prelevata in ciascun mese e per kWh di energia prelevata dalla rete). La modifica, che l'Autorità avrebbe dovuto recepire a partire dal 1° aprile u.s. con effetto retroattivo dal 1° gennaio, è stata estesa dal legislatore – mediante modifica del testo del decreto, avvenuta con la legge 21/16 - a tutti i livelli di tensione e a tutte le utenze diverse dal domestico. Pertanto, data la numerosità della platea di soggetti coinvolti, l'AEEGSI ha rinviato, con delibera 138/2016/R/eel del 30 marzo 2016 - Avvio di procedimento per la determinazione delle componenti tariffarie relative agli oneri generali del sistema elettrico per le utenze non domestiche, ai sensi della legge 21/2016 - la definizione delle nuove tariffe alla conclusione di un adeguato percorso di consultazione, disponendo che a partire dal 1° gennaio 2016 per tutti i clienti finali diversi dai domestici, la fatturazione degli oneri generali avverrà in acconto e darà luogo a un successivo conguaglio, sulla base della nuova struttura e dei nuovi livelli di prezzo definiti in esito alle consultazioni. Auspicio dell'Autorità è che tale riforma possa essere attuata in maniera graduale nel tempo, eventualmente in maniera differenziata per livello di tensione.

Delibera 17/2016/R/com – Disposizioni sul contenuto minimo delle risposte motivate ai reclami dei clienti, in tema di fatturazione di importi anomali per l'energia elettrica e il gas

A valle del processo consultivo avvenuto tramite il DCO 411/2015/R/com, l'Autorità ha pubblicato la delibera 17/2016/R/com con cui è stato ampliato il set di informazioni che è necessario fornire al cliente nella risposta al reclamo in tema di fatturazione di importi anomali. Le nuove disposizioni entreranno in vigore a partire dal 1° luglio 2016. La delibera, inoltre, ha previsto:

• la modifica della definizione di "fatturazione di importi anomali", secondo la quale le bollette anomale saranno quelle che contabilizzano importi elevati: (i) basate su dati di misura rilevati o stimati che seguono altre bollette basate su dati rilevati o stimati; (ii) che contengono i ricalcoli previsti dalla nuova 'bolletta 2.0' (ricalcoli per modifica dei dati di misura per lettura precedentemente errata o ricostruzione dei consumi, ricalcoli per modifica delle componenti di prezzo applicate); (iii) emesse successivamente ad un blocco di fatturazione; (iv) emesse successivamente all'attivazione della fornitura con valori anomali rispetto all'autolettura comunicata dal cliente;
• la modifica sia del TIMOE che del TIMG, stabilendo che il divieto di inoltrare la richiesta di sospensione al distributore nel caso in cui il venditore non abbia fornito risposta motivata al reclamo scritto per importo anomalo non trovi applicazione nel caso in cui l'importo anomalo sia inferiore o uguale a € 50,0 e qualora il reclamo sia stato inviato dal cliente oltre i 10 giorni successivi al termine fissato per il pagamento dell'importo anomalo;
• l'obbligo, per i venditori, di rendere disponibile sulla homepage del proprio sito internet un modulo per il reclamo scritto o la richiesta scritta di rettifica fatturazione di importi anomali contenente oltre ai campi obbligatori attualmente previsti anche il campo per la comunicazione dell'autolettura. Nel caso in cui il cliente indicherà nel reclamo il proprio indirizzo e-mail, il venditore dovrà utilizzare in via preferenziale per la risposta tale indirizzo.

Delibera 73/2016/R/eel – Modificazioni e integrazioni alle deliberazioni dell'Autorità 111/06, 166/2013/R/com, 258/2015/R/com e 487/2015/R/eel, funzionali alla

sottoscrizione e risoluzione dei contratti di dispacciamento e trasporto, nonché all'introduzione di disposizioni in materia di switching dei clienti aventi diritto al servizio di salvaguardia

Il provvedimento attribuisce al Sistema Informativo Integrato (SII) la responsabilità di verificare la contestuale sussistenza dei contratti di dispacciamento e di trasporto, quale condizione necessaria per l'accesso ai servizi di trasmissione e distribuzione previsti dalla regolazione: a partire dal 1° giugno 2016, Terna e le imprese distributrici sono tenute a notificare tempestivamente al SII la sottoscrizione e la risoluzione dei propri contratti.

Di conseguenza sarà il SII (e non più il distributore) a:

• rendere disponibile a Terna l'elenco degli utenti attivi in un determinato mese, conseguentemente alla stipula o alla risoluzione del contratto di trasporto, funzionale ad aggiornare il Registro Centrale Ufficiale (RCU);
• verificare la coerenza tra i contratti di dispacciamento e di trasporto conclusi e le anagrafiche dei punti di prelievo rese disponibili mensilmente agli utenti del dispacciamento ai sensi del TIS, eventualmente ponendo in essere le azioni necessarie a correggere eventuali incongruenze;
• l'aggiornamento del RCU sarà effettuato dal SII contestualmente alla messa a disposizione delle anagrafiche dei punti di prelievo agli utenti del dispacciamento, entro il sestultimo giorno di ciascun mese (anziché il sestultimo giorno lavorativo, secondo quanto finora previsto).

DCO 75/2016/R/eel – Riforma delle tutele di prezzo nel mercato retail dell'energia elettrica e del gas naturale: tutela simile al mercato libero di energia elettrica per clienti finali domestici e piccole imprese

Con tale consultazione l'Autorità ha proposto di:

• riformare il servizio di Maggior Tutela a partire dal 2017, modificando sia le condizioni contrattuali (es. eliminazione della rateizzazione del deposito cauzionale) che le condizioni economiche (determinate come stima dei costi unitari riferiti al trimestre, non più all'anno, e relativi all'acquisto dell'energia elettrica nel mercato del giorno prima, senza comprendere, come invece accade oggi, la stima dei costi connessi alle eventuali coperture del rischio di prezzo); le attività di stima del prezzo del mercato del giorno prima saranno affidate ad un soggetto terzo (es. GSE);
• introdurre, sempre a partire dal 2017, il servizio di Tutela Simile. La Tutela Simile verrebbe erogata dai venditori operanti nel mercato libero che soddisfano determinati requisiti (tra cui requisiti di solidità economico-finanziaria, di natura operativa, come la capacità di gestire in modo corretto e puntuale i processi di fatturazione e di reclamo), nei confronti dei soli clienti serviti nella tutela riformata che richiedono di accedervi. Il mantenimento dei requisiti verrà monitorato con cadenza trimestrale da parte dell'Acquirente Unico. L'adesione alla Tutela Simile da parte del cliente avverrà attraverso un apposito sito internet, gestito dall'Acquirente Unico, in cui saranno attive unicamente le offerte dei fornitori per i quali non sia ancora stato raggiunto il numero massimo di clienti fornibili; il contratto di Tutela Simile si dovrà concludere entro 45 giorni dal contatto tra le parti, con l'obbligo per il fornitore di comunicare al sito sia la conclusione che la cessazione del contratto. Tale contratto avrà durata di un anno a partire dalla data di switching e sarà caratterizzato da alcune condizioni contrattuali analoghe a quelle della Maggior Tutela riformata.

Per quanto riguarda le condizioni economiche, è stato previsto che il prezzo dell'energia elettrica, per ciascuna tipologia di cliente, sia pari a quello applicato nel servizio di Maggior Tutela riformato, al netto del corrispettivo PPE, ma con uno sconto sulla PCV, definito dal fornitore nel momento in cui si svolgono le procedure per l'identificazione dei fornitori abilitati ed espresso in euro/cliente/anno; tale sconto dovrà essere maggiore per i clienti che sottoscrivono la Tutela Simile tramite soggetti c.d. aggregatori (associazioni dei consumatori o associazioni di categoria) attraverso il c.d. switching collettivo. Al momento della comunicazione dello sconto, il fornitore

potrà indicare anche il numero massimo di clienti che sarà disposto a servire in Tutela Simile, all'interno di una soglia predeterminata dall'Autorità (si ipotizza 500.000 clienti).

Entro il terzo mese precedente alla scadenza del contratto di Tutela Simile, il fornitore dovrà effettuare una comunicazione al cliente informandolo delle condizioni economiche e contrattuali di mercato libero che gli potranno essere applicate a far data dalla scadenza del contratto; qualora il cliente non sottoscriva un'offerta con il medesimo fornitore, dovrà trovare un altro venditore..

Il Gruppo ACEA ha risposto alla presente consultazione l'11 aprile 2016, rappresentando una forte contrarietà alla Tutela Simile, in quanto meccanismo del tutto inidoneo ad accompagnare i clienti finali verso la fine delle tutele di prezzo che avverrà nel 2018. In luogo di tale complesso e dispendioso meccanismo, della durata di un solo anno, ACEA ha rappresentato come l'unica leva capace di indirizzare i clienti verso il mercato libero consista, invece, nel prevedere condizioni economiche disincentivanti nel servizio di Maggior Tutela, unitamente all'adozione di misure in grado di limitare sensibilmente, per il cliente, la possibilità di accedere ad alcuni servizi nel sevizio di Maggior Tutela.

Delibera 100/2016/R/com - Disposizioni relative alla emissione della fattura di chiusura per cessazione della fornitura di energia elettrica o gas naturale

Gli interventi definiti dalla delibera, che segue il documento per la consultazione 405/2015/R/com, hanno come ambito di applicazione tutti i clienti connessi in bassa tensione, ad esclusione delle fornitura destinate all'illuminazione pubblica - per il settore elettrico - e a tutti i clienti con consumi inferiori a 200.000 Smc/anno - per il settore del gas naturale - siano essi serviti nei regimi di tutela che nel mercato libero, che cessano la propria fornitura per una qualunque ragione, ivi compreso il cambio venditore, la disattivazione del punto e la voltura.

Il provvedimento definisce le disposizioni relative alla emissione della fattura di chiusura per cessazione della fornitura di energia elettrica o gas naturale ed al monitoraggio delle stesse e, inoltre, disciplina le attività che il distributore deve eseguire nei casi di autolettura e di cessazione della fornitura: in coerenza con la regolazione vigente, il distributore è tenuto a validare il dato, ricondurlo alla data di cessazione, e comunicarlo all'utente del trasporto.

La delibera trova applicazione per le cessazioni di fornitura, incluse quelle di voltura, a partire dal 1° giugno 2016 e per gli switching con decorrenza 1° luglio 2016

Delibera 102/2016/R/gas – Regolazione della voltura nel settore gas e modifiche all'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità 398/2014/R/eel

L'AEEGSI ha disciplinato la voltura nel settore gas attraverso il Sistema Informativo Integrato e apportato una modifica all'allegato A della delibera 398/2014 relativa alla voltura nel settore elettrico. Una delle principali novità introdotte è stata la modifica della definizione di voltura che diventa una variazione della titolarità di un punto in capo a un cliente finale che sia controparte di un contratto di fornitura, anziché di variazione della intestazione di un contratto di fornitura in essere; tale modifica è stata estesa dalla delibera anche al settore elettrico, in modo tale che la controparte commerciale possa proporre al cliente finale richiedente anche altre offerte, alternative a quella già attiva sul punto.

Delibera 140/2016/R/eel – Aggiornamento, per il trimestre 1 aprile 30 giugno 2016, delle condizioni economiche del servizio di vendita dell'energia elettrica in maggior tutela e modifiche al TIV

La delibera aggiorna, per il trimestre 1° aprile - 30 giugno 2016, le condizioni economiche del servizio di vendita dell'energia elettrica in maggior tutela ed apporta delle modifiche al TIV in vigore dal 1° aprile 2016. Una delle componenti oggetto di aggiornamento è la DISPbt. L'aggiornamento della componente DISPbt è avvenuto sulla base delle informazioni trasmesse all'Autorità da parte di alcuni operatori di settore relativamente agli importi fatturati in relazione a prelievi fraudolenti dei clienti finali relativi al periodo gennaio – dicembre 2013 e il relativo incasso

a 24 mesi. I valori della DISPbt in vigore dal 1° aprile 2016 saranno lievemente più bassi per i clienti domestici e lievemente più altri per i clienti non domestici.

DCO 167/2016/R/eel - Attribuzione al Sistema Informativo Integrato dell'attività di aggregazione delle misure dei prelievi ai fini del settlement, con riferimento ai punti di prelievo elettrici trattati su base oraria

Il documento illustra gli orientamenti dell'AEEGSI in merito all'attribuzione al SII dell'attività attualmente svolta dalle imprese distributrici - di aggregazione delle misure orarie dei prelievi di energia elettrica ai fini del settlement.

L'Autorità intende prevedere che, con riferimento ai punti di prelievi trattati orari, l'aggregazione delle misure debba essere svolta dal SII in via sperimentale, e quindi in parallelo con i distributori, a partire dalla competenza dell'ultimo trimestre 2016 per poi essere affidata ufficialmente all'Acquirente Unico a partire da febbraio 2017, relativamente ai dati di gennaio. Il documento lascia aperta la possibilità che la medesima attività venga attribuita al SII anche con riferimento ai punti di prelievo non trattati su base oraria.

Delibera 179/2016/R/eel – Determinazione del contributo e del premio per la messa in servizio delle apparecchiature di misura della qualità della tensione

Il provvedimento ha determinato i premi riconosciuti alle imprese distributrici per la messa in servizio delle apparecchiature di misura della qualità della tensione, ai sensi dell'articolo 71 del TIQE 2012-2015. La quota parte di costo riconosciuto per areti, con riferimento al numero di semisbarre MT al 31 dicembre 2014, risulta pari a € 195.306.

Determina 8/2016 – Meccanismo transitorio di adeguamento dei costi operativi: Modalità di calcolo dei costi operativi rilevanti di cui al comma 34.2 del TIV

Con tale determina AEEGSI ha individuato le voci di costo da includere nel meccanismo transitorio di adeguamento dei costi operativi diversi dalla morosità per gli anni 2014 e 2015; il meccanismo è valido per gli esercenti la maggior tutela che servono più di 10 milioni di clienti.

Con la delibera 659/2015/R/eel l'Autorità, infatti, aveva istituito tale meccanismo per tener conto dell'effetto dimensione (poi inserito nella componente RCV dal 2016 in avanti), ovvero la presenza o meno di economie di scala derivanti dalla diversa dimensione aziendale degli operatori. Con la stessa delibera AEEGSI aveva rinviato a successiva determina l'individuazione dei costi operativi, da desumere dai conti annuali separati, necessari per la partecipazione al meccanismo e la cui istanza di partecipazione andrà presentata a CSEA entro il 15 ottobre 2016.

Delibera 209/2016/E/com – Adozione del testo integrato in materia di procedure di risoluzione extragiudiziale delle controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico – Testo Integrato Conciliazione (TICO)

Con tale delibera è stato approvato il TICO (Testo Integrato Conciliazione) che ha stabilito l'obbligatorietà del tentativo di conciliazione quale condizione di procedibilità per l'azione giudiziale, in vigore a partire dal 1° gennaio 2017. Il documento ha definito, in particolare, le procedure e le modalità operative per l'esperimento del tentativo obbligatorio di conciliazione presso il Servizio Conciliazione, già istituito dall'Autorità per l'esperimento online delle procedure volontarie di risoluzione extragiudiziale delle controversie di tipo conciliativo. Tali procedure, disciplinate con la delibera 260/2012/E/com, non saranno più attive a partire da gennaio 2017, salvo una applicazione transitoria alle procedure conciliative pendenti; analogamente, a decorrere dal 2017, cesseranno gli effetti dell'elenco degli operatori che hanno aderito, su base volontaria, alle procedure di conciliazione.

Ne consegue, inoltre, l'abrogazione dell'alternatività tra servizio di Conciliazione e reclamo di secondo livello presso lo Sportello per il Consumatore. In alternativa alla conciliazione presso l'Autorità sarà possibile esperire il tentativo obbligatorio di conciliazione tramite le procedure di

mediazione/conciliazione presso le Camere di Commercio e le procedure presso gli organismi iscritti nell'elenco ADR (istituito dall'Autorità con la delibera 620/2015/E/com), tra cui rientrano gli organismi di conciliazione paritetica.

Per quanto riguarda l'ambito di applicazione e le tipologie di controversie, la procedura si applica ai clienti finali alimentati in BT e/o MT, domestici e non domestici, inclusi i prosumer, per le controversie nei confronti degli operatori e, limitatamente ai prosumer, anche del GSE per il ritiro dedicato e lo scambio sul posto.

Delibera 216/2016/R/com – Fatturazione di periodo nel mercato retail, nel quadro di evoluzione e superamento dei regimi di tutela di prezzo

Tale documento propone specifiche regole in tema di fatturazione dei consumi ai clienti finali dei mercati retail dell'energia elettrica e gas.

Inoltre, nell'ottica dell'evoluzione dei servizi di tutela, l'Autorità intende prevedere che, a partire dal 2018, ciascun venditore offra ai propri clienti nel mercato libero anche un'offerta c.d. standard caratterizzata da condizioni contrattuali standardizzate, ferma restando la libertà nella determinazione del prezzo.

Nello specifico il DCO ha illustrato una serie di interventi afferenti a:

• dati da utilizzare ai fini della fatturazione di periodo, stabilendo la priorità di utilizzo dei dati di misura effettivi con cui contabilizzare i consumi;
• incentivo all'utilizzo dell'autolettura, prevedendo l'obbligo di messa a disposizione di un canale per la raccolta dell'autolettura anche in determinate casistiche del settore elettrico;
• obblighi informativi in merito all'autolettura;
• disciplina delle fatture miste (fatture che contabilizzano, oltre ai consumi di periodo, anche la coda di fatturazione, ovvero i consumi stimati fino al giorno di emissione della fattura), prevendendo il divieto di emettere le fatture miste in determinate casistiche;
• periodicità di fatturazione, prevedendo in particolare per il settore elettrico l'incremento della periodicità di fatturazione per i clienti non domestici con potenza compresa tra 16,5 kW e 30 kW (da bimestrale a mensile);
• criteri di quantificazione dei consumi stimati;
• obblighi in tema di rateizzazione anche nell'offerta standard del mercato libero.

L'AEEGSI ha previsto che tutti gli interventi prospettati siano efficaci una volta decorsi quattro mesi dall'approvazione del provvedimento.

Acea Energia ha esposto le proprie osservazioni nell'ambito dei documenti presentati dalle associazioni degli operatori, nei quali è stata rappresentata una forte contrarietà alla proposta di introduzione delle offerte standard nel mercato libero, in quanto, introducendo elementi di eccessiva rigidità, sarebbe contraria allo spirito del mercato libero stesso.

Delibera 223/2016/R/gas – Disposizioni in materia di assicurazione a favore dei clienti finali del gas, per il quadriennio 1 gennaio 2017 - 31 dicembre 2020

Con tale delibera sono stati aggiornati i criteri che dovranno regolare l'assicurazione a vantaggio dei clienti finali contro i rischi derivanti dall'uso del gas per il periodo 1° gennaio 2017 - 31 dicembre 2020 (l'attuale assicurazione scade il 31 dicembre 2016).

In particolare:

• la durata della copertura assicurativa è passata da triennale a quadriennale;
• il perimetro dei beneficiari dell'assicurazione è stato ridotto, limitando la copertura assicurativa a tutti i punti di riconsegna relativi a utenze domestiche e a condomini con uso domestico, come definiti dal TIVG, nonché ai punti di riconsegna dotati di misuratori di classe non superiore G25 relativi ad attività di servizio pubblico e alle utenze per usi diversi, come definiti ai sensi del TIVG (nel perimento attuale sono compresi tutti i Punti di riconsegna ad esclusione dei Punti di Riconsegna usi diversi con consumi > a 200.000 Smc);
• resta fermo l'obbligo di versamento all'impresa distributrice degli importi a copertura dei costi dell'assicurazione entro il 30 aprile di ogni anno.

Inoltre sono stati delineati gli obblighi informativi a carico dei venditori.

La delibera, infine, rinvia ad un successivo provvedimento la definizione del costo unitario annuo pagato dai clienti finali (attualmente pari a 60 centesimi di euro/anno).

Delibera 233/2016/R/eel – Determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, per l'anno 2016

La delibera rende note le tariffe di riferimento provvisorie per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica per l'anno 2016 – comprensive del valore di pre-consuntivo dei costi di capitale sostenuti dalle imprese di distribuzione nel 2015 - che saranno rese definitive dall'Autorità a valle della rappresentazione da parte delle medesime imprese dei valori di consuntivo.

A differenza del quadriennio precedente, il valore della tariffa di riferimento per il 2016 è unico per le attività di commercializzazione e distribuzione di energia elettrica.

DCO 247/2016/R/eel – Regolazione sperimentale delle interruzioni con preavviso

Il documento illustra gli orientamenti finali dell'Autorità in tema di regolazione sperimentale incentivante la riduzione della durata delle interruzioni con preavviso con origini in media e bassa tensione nel triennio 2017-2019.

Considerati i diversi elementi di criticità correlati alla regolazione delle interruzioni con preavviso, l'Autorità ritiene preferibile che siano le imprese distributrici stesse ad auto-definire percorsi di miglioramento, selettivi e per ambito territoriale, che si impegneranno ad attuare nel triennio 2017-2019.

In particolare, le imprese che aderiranno alla sperimentazione dovranno indicare ex-ante gli ambiti territoriali partecipanti e, per ognuno di essi, il miglioramento atteso per ogni anno del triennio 2017-2019, partendo dalla media triennale 2012-2014 ponderata sugli utenti BT.

L'Autorità si riserva di verificare ex-ante la sostenibilità e la fattibilità dei miglioramenti annui proposti, attribuendosi la facoltà di escludere gli ambiti per i quali ritiene siano stati fissati obiettivi non sostenibili. Inoltre, le medesime imprese si dovranno impegnare a mantenere gli obiettivi di miglioramento auto-definiti anche nel quadriennio 2020-2023.

DCO 255/2016/R/eel – Riforma della struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per clienti non domestici nel mercato elettrico

Il documento si inquadra nel procedimento di riforma avviato dall'AEEGSI a seguito dell'emanazione della legge 21/2016 (c.d. legge mille proroghe), con la quale il legislatore nazionale ha disposto che gli oneri generali di sistema per tutti i clienti non domestici debbano essere ridefiniti, con effetto retroattivo a partire dal 1° gennaio 2016, introducendo una componente in quota potenza (€/kW) accanto alle già esistenti componenti in quota fissa (€/POD) e quota energia (€/kWh): il regolatore è stato, pertanto, incaricato di dare a tali componenti tariffarie la medesima struttura trinomia vigente per i corrispettivi di rete.

Nell'attesa che si concluda il suddetto procedimento, sarà mantenuta l'attuale struttura degli oneri (quota fissa e quota energia) con recupero a conguaglio dell'eventuale differenza derivante dall'applicazione futura della struttura trinomia, con modalità che saranno decise dall'Autorità a valle della consultazione.

Per quanto riguarda l'entrata in vigore della nuova struttura tariffaria:

• si conferma la decorrenza dal 1° gennaio 2016 per i clienti AT;
• si propongono le 2 seguenti opzioni per i clienti MT e BT:

a) applicazione della nuova struttura tariffaria ai clienti MT dal 1° luglio 2016 e ai clienti BT dal 1° gennaio 2017;

b) applicazione della nuova struttura tariffaria ai clienti MT dal 1° gennaio 2017 e ai clienti BT dal 1° gennaio 2018.

DCO 267/2016/R/eel – Sistemi di smart metering di seconda generazione per la misura di energia elettrica in bassa tensione, conformi ai requisiti funzionali di cui alla deliberazione 87/2016/R/eel. Orientamenti per il riconoscimento dei costi

Il documento illustra le modalità di definizione e di riconoscimento dei costi relativi a sistemi di smart metering di energia elettrica in bassa tensione, considerando i requisiti funzionali e le specifiche abilitanti dei misuratori definiti dall'AEEGSI nella delibera 87/2016/R/eel.

Sono, quindi, illustrate tre ipotesi di regolazione incentivante per la fissazione del costo riconosciuto dei sistemi di smart metering 2G, quali:

• Ipotesi 1) l'approccio, ricalcando quello adottato nel settore del gas naturale, prevede che il regolatore fissi un costo standard unitario per misuratore installato combinato con meccanismi di sharing dei maggiori/minori costi effettivi, sostenuti dalle imprese rispetto al costo standard.
• Ipotesi 2) si sostanzia nell'adozione di una matrice IQI (Information quality incentive) che mira a ridurre i comportamenti opportunistici dell'impresa nella fase di presentazione dei business plan al regolatore e favorire la presentazione di previsioni di spesa di capitale per i sistemi di smart metering 2G che dovrebbero rispecchiare le reali attese delle imprese. Il costo riconosciuto ai fini tariffari con l'applicazione della matrice IQI oltre che dipendere dal livello del costo standard e dal meccanismo di sharing, come nell'ipotesi 1, dipende anche dal grado di rispondenza dei costi effettivi ai costi previsti dalla stessa impresa e dal rapporto tra costi previsti dall'impresa e costi previsti dal regolatore.
• Ipotesi 3) è un'evoluzione dell'ipotesi 2 e considera un approccio basato sulla spesa totale (costi di capitale e costi operativi). Di fatto, in coerenza con quanto già annunciato nella fase di definizione delle regole per il quinto periodo regolatorio, l'Autorità con l'ipotesi 3 darebbe avvio a una sperimentazione embrionale dell'approccio totex, implicando che imprese e regolatore si confrontino su piani previsionali di spesa totale e non solo su piani previsionali di spese di capitale. Nell'ipotesi 3 il livello di capitalizzazione della spesa ai fini regolatori non dipende più dalle scelte delle imprese, ma viene fissato dal regolatore che distingue due quote della spesa totale, la cui ripartizione è definita ex ante: una quota (c.d. fast money), che corrisponde al concetto di costi operativi, che concorre per intero alla determinazione del costo riconosciuto in un certo anno, ed una quota (c.d. slow money) che dipende dal tasso di capitalizzazione fissato dal regolatore e che va a incrementare il capitale investito riconosciuto, come incremento patrimoniale.

Rapporto 278/2016/I/com – Rapporto annuale sulla qualità dei servizi telefonici delle aziende di vendita di elettricità e gas – 2015

L'Autorità ha pubblicato il Rapporto annuale sulla qualità dei servizi telefonici delle aziende di vendita di elettricità e gas, con riferimento all'anno 2015; tale rapporto, previsto ai sensi dell'art. 32 del TIQV e pubblicato entro il 31 maggio di ogni anno, è finalizzato a fornite un quadro complessivo circa lo stato della qualità dei servizi telefonici.

Il Rapporto annuale ha sostituito la graduatoria semestrale dei call center che è stata pubblicata fino al 1° gennaio 2015.

Nel documento pubblicato è evidenziato come tutte le imprese abbiano rispettato gli obblighi di servizio (obblighi di orari di apertura minimi, di gratuità per le chiamate da rete fissa in caso di call center con IVR, di possibilità di parlare con un operatore già al secondo livello dell'IVR) e come tutte le imprese abbiano rispettato gli standard generali in maniera ampia.

Relativamente ad Acea Energia, risultano soddisfatti tutti e 3 gli standard generali: indicatore accessibilità al servizio (AS) a 100 (standard ≥95 %), tempo medio di attesa (TMA) a 161,17 (standard ≤ 200 secondi) e livello di servizio (LS) a 86,33 (standard ≥ 80 %); si registra un tasso di chiamata per clienti serviti (e con contratto attivo) pari a 3,25%, sopra la media nazionale pari a 1,25%

DCO 288/2016/R/eel – Orientamenti finali in merito alla razionalizzazione della regolazione del servizio di misura dell'energia elettrica – TIME

Il documento riporta gli orientamenti finali dell'AEEGSI in materia di misura dell'energia elettrica afferenti principalmente due tematiche:

• integrazione, in un unico provvedimento, della regolazione della misura dell'energia immessa e prelevata e della misura dell'energia prodotta: l'Autorità ritiene opportuno razionalizzare e uniformare il più possibile le terminologie utilizzate nel TIME con quelle utilizzate nel "Testo Integrato Unbundling Contabile" (TIUC) nonché confermare, almeno in questa fase, tutte le altre disposizioni già approvate e contenute in altri provvedimenti;
• responsabilità delle operazioni che compongono l'attività di misura: il documento propone di attribuire a Terna la piena responsabilità della gestione di tutte le misure necessarie a individuare la quantità di energia elettrica scambiata tra la RTN e le altre reti elettriche, anche per il tramite di algoritmi a partire dai dati di misura disponibili, evitando al tempo stesso nuove installazioni massive di misuratori in corrispondenza dei punti di interconnessione.

In esito alla consultazione, sarà quindi pubblicata una nuova versione del "Testo integrato delle disposizioni per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica" (TIME) che, con effetti a decorrere dall'1 gennaio 2017, sostituirà la versione vigente nonché l'attuale regolazione della misura dell'energia prodotta di cui alla delibera 595/2014/R/eel.

Delibera 302/2016/R/com – Modalità e tempistiche relative alla disciplina del recesso dai contratti di fornitura

Con tale provvedimento l'Autorità ha modificato le modalità e le tempistiche per l'esercizio del diritto di recesso dai contratti di fornitura di energia elettrica e gas per i clienti di piccole dimensioni: (i) energia elettrica: clienti domestici, clienti non domestici in bassa tensione compresi i prosumer e i clienti multisito sempre in BT; (ii) gas: clienti domestici, condomini con uso domestico e clienti non domestici con consumi non superiori ai 200.000 Smc/anno. La nuova disciplina avrà efficacia dal 1° gennaio 2017 anche per i contratti in essere a tale data. La delibera tende a uniformare la disciplina del recesso a quella dello switching. In particolare, in caso di switching, il termine di preavviso viene ridotto e fissato in circa tre settimane a prescindere dal mercato di provenienza e dalla tipologia di cliente: il recesso, infatti, dovrà essere comunicato al venditore uscente entro il 10 del mese antecedente la data di switching. Riguardo alle modalità, viene prevista una procedura per l'invio del recesso da parte del venditore entrante unica per tutti i clienti finali. A regime, le modalità di trasmissione avverranno nell'ambito del SII (la definizione puntuale è rinviata a un successivo provvedimento). Viene inoltre eliminata la comunicazione di recesso per quanto riguarda la cessazione del servizio di maggior tutela o di uscita dal servizio di salvaguardia.

Delibera 327/2016/R/eel – Proroga del termine per l'adempimento all'obbligo di separazione delle politiche di comunicazione e del marchio per la vendita di energia elettrica ai clienti finali

Con tale provvedimento l'Autorità ha posticipato al 1° gennaio 2017 il termine entro il quale effettuare il "debranding", ossia la separazione del marchio e delle politiche di comunicazione delle imprese elettriche che operano sia sul mercato libero che nel servizio di maggior tutela. Il precedente termine del 30 giugno 2016, definito con delibera 296/2015/R/com, resta invece invariato per il debranding delle società di distribuzione rispetto alle società di vendita appartenenti allo stesso gruppo societario. La proroga è stata disposta al fine di attendere la pubblicazione del DDL concorrenza nel quale potrebbero essere previste modalità di superamento del servizio di maggior tutela a partire dal 2018 (quali ad esempio l'assegnazione del servizio tramite procedure concorsuali), che renderebbero non più giustificabili le misure di debranding, così come disegnate dall'Autorità, né rispetto all'esigenza di tutela dei clienti finali, né rispetto all'obiettivo di promozione della concorrenza.

Delibera 333/2016/R/eel – Valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi per gli anni 2012, 2013 e 2014 in seguito alle sentenze del Tar Lombardia 1648/2014 e del Consiglio di Stato 1532/2015 e in seguito alla nuova sentenza 2457/2016 del Consiglio di Stato

Con tale delibera l'Autorità ha confermato gli orientamenti espressi nel DCO 623/2015/R/eel, escludendo, al contempo, come proposto dal Gruppo ACEA, il periodo ottobre 2014- - febbraio 2015, e ha dato mandato a Terna di effettuare i conguagli dei corrispettivi di sbilanciamento, per gli utenti del dispacciamento che scelgono la "Disciplina Standard", entro il 1° novembre 2016.

Inoltre, con il DCO 316/2016/R/eel (con scadenza al 18 luglio 2016) è stato avviato un processo di consultazione per definire una modifica transitoria della regolazione degli sbilanciamenti da adottare a partire da gennaio 2017, nelle more della riforma organica che avverrà a partire dal 2019.

Determina 17/2016 - Prime disposizioni in materia di perequazione generale (settore elettrico) per il periodo 2016-2019

Con tale determina, l'AEEGSI ha fissato le regole per la determinazione, e liquidazione, degli importi delle perequazioni dei ricavi di distribuzione e dei costi di trasmissione a partire dall'anno 2016. Gli acconti sono bimestrali e sono versati dai distributori a CSEA entro 15 giorni lavorativi dalla chiusura di ciascun bimestre, se negativi, o sono erogati da CSEA ai distributori entro 30 giorni lavorativi dalla chiusura di ciascun bimestre, se positivi.

Solo per i bimestri dell'anno 2016 già trascorsi alla data di pubblicazione della determina, è previsto che entro il 30 settembre 2016 le imprese distributrici versino a CSEA quanto dovuto o CSEA provvede a erogare gli importi, se positivi.

Delibera 410/2016/C/eel – Istanza di revoca del decreto cautelare monocratico del Tar Lombardia, Sez. II, 19 luglio 2016, n. 911, che sospende l'efficacia della deliberazione 354/2016/R/eel di aggiornamento, per il trimestre 1 luglio - 30 settembre 2016, delle condizioni economiche di vendita dell'energia elettrica in maggior tutela

L'efficacia della deliberazione n. 354/2016/R/eel è attualmente sospesa per effetto del decreto cautelare monocratico del Tar Lombardia, Milano, 19 luglio 2016, Sezione II, n. 911.

Andamento delle Aree di attività

Risultati economici per area di attività

La rappresentazione dei risultati per area è fatta in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare le performance del Gruppo negli esercizi posti a confronto nonché nel rispetto del principio contabile IFRS 8. Si evidenzia che i risultati dell'area "Altro" accolgono quelli derivanti dalle attività corporate di ACEA oltre che le elisioni di tutti i rapporti intersettoriali.

30/06/16				Energia				Idrico
Milioni di euro	Ambiente	Generazione	Vendita	Elisioni intra area	Totale Area	Idrico Italia	Estero	Ingegneria	Elisioni intra area	Totale Area
Ricavi	67	30	838	(12)	856	331	3	17	(14)	336
Costi	38	12	785	(12)	786	172	2	12	(14)	172
Margine operativo lordo	29	17	52	0	70	159	1	5	0	165
Ammortamenti e perdite di valore	13	12	36	0	47	51	0	2	0	53
Risultato operativo	16	6	16	0	22	108	1	3	0	112
Investimenti	8	16	12	0	28	102	0	1	(1)	101

30 giugno 2016			Reti		Altro		Totale
Milioni di euro	Distribuzione	Illuminazione pubblica	Elisioni intra area	Totale Area	Corporate	Elisioni di consolidato	consolidato
Ricavi	284	32	(2)	314	55	(226)	1.402
Costi	105	31	(2)	134	55	(226)	958
Margine operativo lordo	180	1	0	181	0	0	444
Ammortamenti e perdite di valore	43	0	0	43	13	0	170
Risultato operativo	137	1	0	138	(14)	0	274
Investimenti	79	1	0	80	5	0	221

30 giugno 2015	Ambiente			Energia			Idrico
Milioni di euro		Generazione	Vendita	Elisioni intra area	Totale Area	Idrico Italia	Estero	Ingegneria	Elisioni intra area	Totale Area
Ricavi	64	32	971	(18)	985	311	9	13	(11)	322
Costi	37	13	934	(18)	929	172	4	10	(11)	176
Margine operativo lordo	27	19	37	0	56	139	5	3	0	147
Ammortamenti e perdite di valore	14	11	31	0	42	40	0	0	0	40
Risultato operativo	13	8	6	0	14	99	5	3	0	107
Investimenti	10	3	4	0	7	74	0	0	0	74

30 giugno 2015			Reti				Altro	Totale
Milioni di euro	Distribuzione	Illuminazione pubblica	Fotovoltaico	Elisioni intra area	Totale Area	Corporate	Elisioni di consolidato	consolidato
Ricavi	229	33	3	0	264	55	(236)	1.454
Costi	111	30	1	0	141	54	(236)	1.101
Margine operativo lordo	118	3	2	0	123	1	0	353
Ammortamenti e perdite di valore	43	0	0	0	43	10	0	151
Risultato operativo	75	3	2	0	80	(9)	0	203
Investimenti	66	1	0	0	67	9	0	167

Tra i ricavi delle tabelle sopra riportate è incluso il risultato sintetico delle partecipazioni (di natura non finanziaria) consolidate con il metodo del patrimonio netto.

Area Industriale Ambiente

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali del periodo

Dati operativi	U.M.	30/06/16	30/06/15	Variazione	Var. %
Conferimenti a WTE	kTon	190	173	18	10,2%
Conferimenti a impianto produzione CDR	kTon	0	0	0	0,0%
Energia Elettrica ceduta	GWh	134	132	2	1,8%
Rifiuti Ingresso impianti Orvieto	kTon	53	46	6	13,5%
Rifiuti Recuperati/Smaltiti	kTon	168	161	7	4,3%

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi	67,0	63,8	3,2	5,0%
Costi	37,8	36,7	1,1	3,1%
Margine operativo lordo	29,2	27,1	2,1	7,6%
Risultato operativo	15,8	13,1	2,7	20,8%
Dipendenti medi (n.)	230	221	10	4,3%
Investimenti	8,0	9,8	(1,8)	(18,1%)

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Var.	%	30/06/15	Var.	%
Indebitamento finanziario netto	185,2	187,7	(2,5)	(1,4%)	202,6	(17,4)	(8,6%)

L'Area chiude il primo semestre 2016 con un livello di EBITDA pari a € 29,2 milioni, in aumento rispetto al medesimo periodo del 2015 per complessivi € 2,1 milioni. Tale andamento, pur considerando la prolungata indisponibilità dell'impianto di Kyklos (- € 0,1 milioni) ed i minori margini prodotti da Aquaser (- € 0,2 milioni), presenta un incremento del 2,1% principalmente per le migliori performance di ARIA (+ € 0,5 milioni) e SAO (+ € 1,4 milioni) dovute alle maggiori quantità di energia prodotta e rifiuti ingressati.

L'organico medio al 30 Giugno 2016 si attesta a 230 unità e risulta in aumento di 10 unità rispetto al medesimo periodo dello scorso esercizio. Contribuiscono all'aumento principalmente Aquaser (+ 4 unità) ed ARIA (+ 14 unità), quest'ultimo assorbito dallo spostamento di 11 operai provenienti da ISA, per la conclusione della commessa sull'impianto WTE di Terni.

Gli investimenti dell'Area si attestano a € 8,0 milioni e risultano in diminuzione rispetto a quelli del medesimo periodo dello scorso esercizio (erano € 9,8 milioni) essenzialmente per i maggiori lavori eseguiti lo scorso esercizio per il revamping dell'impianto di SAO.

L'indebitamento finanziario dell'Area si attesta a € 185,2 milioni ed è sostanzialmente in linea con quello di fine esercizio 2015.

Andamento della gestione

ARIA

Impianto di termovalorizzazione di Terni (UL1)

L'impianto di termovalorizzazione di Terni è destinato alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ed, in particolare, in quello della termovalorizzazione di pulper di cartiera.

Il primo semestre 2016 è stato caratterizzato dal raggiungimento di alte performance impiantistiche, sia in termini di rifiuti ingressati, sia in termini di energia elettrica prodotta e ceduta in rete. Tale risultato è stato possibile grazie anche alla progressiva ottimizzazione dei processi di trattamento preliminare del rifiuto conferito e di una rideterminazione delle fermate programmate nonché per il perfezionamento di un adeguato numero di contratti di conferimento di pulper, garantendo così i fabbisogni necessari per l'intero esercizio 2016.

Per quanto concerne l'assetto autorizzativo dell'impianto di termovalorizzazione di Terni si evidenzia che, in relazione all'istanza presentata dalla Società avente ad oggetto l'integrazione dei codici CER avviabili a recupero energetico, nel corso del mese di giugno 2016 si è tenuta una nuova seduta della Conferenza dei Servizi istruttoria relativamente alla procedura coordinata VIA/AIA, finalizzata ad ottenere l'estensione dei codici CER che potranno essere avviati a recupero energetico. Nell'ambito della stessa Conferenza, le Amministrazioni coinvolte hanno richiesto alcuni chiarimenti ed integrazioni di carattere tecnico che sono stati predisposti e trasmessi dalla società nei tempi tecnici necessari.

Si è inoltre conclusa la fase di sperimentazione (durata 6 mesi) approvata dalla Provincia di Terni, con cui la Società ha cercato di ottimizzare il sistema di abbattimento delle emissioni in atmosfera. La Società ha conseguentemente presentato istanza autorizzativa per l'introduzione permanente di tale ottimizzazione impiantistica.

Come meglio descritto nel Bilancio Consolidato 2015, si è conclusa positivamente a febbraio 2016 la procedura di verifica avviata dal GSE a novembre 2015: ciò ha consentito, da parte del GSE, il riconoscimento e ritiro dei certificati verdi maturati dall'impianto fino a tutto il 2015.

Impianto di produzione CDR di Paliano (UL2)

L'impianto di produzione CDR di Paliano è in possesso di un'autorizzazione unica per la produzione di CDR con scadenza 30 giugno 2018.

Come noto, nel mese di giugno 2013, tale impianto è stato interessato da un vasto incendio che ne ha distrutto una parte; completati gli accertamenti tecnici disposti dall'Autorità Giudiziaria, la Società ha dato corso alle indagini analitiche e strutturali finalizzate ad avviare un piano di interventi di completa pulizia delle aree, sostituzione e ricostruzione dell'impianto di produzione CDR.

I lavori fin qui effettuati e le ulteriori autorizzazioni endoprocedimentali attivate dalla Società consentiranno una conseguente ripresa della procedura istruttoria ai fini AIA per autorizzare il nuovo esercizio dell'impianto.

Sempre con riferimento a tale impianto ed alle verifiche eseguite a seguito del sinistro sopra richiamato, si rappresenta che sono concluse le verifiche ambientali secondo le previsioni della pianificazione approvata dagli Enti territoriali competenti. Le ultime verifiche eseguite hanno confermato l'assenza di contaminazioni derivanti dall'incendio pur in presenza di risultati analitici delle acque di falda che richiederanno ulteriori verifiche secondo le ordinarie procedure individuate dal Testo Unico Ambientale.

Impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio (UL3)

L'impianto di termovalorizzazione di San Vittore del Lazio è destinato alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ed in particolare da CDR. Nel corso del periodo di riferimento le linee 2 e 3 dell'impianto hanno garantito elevate prestazioni nell'esercizio sia in termini di energia elettrica prodotta che in termini di CDR avviato a recupero energetico.

Anche sotto il profilo ambientale, i dati di funzionamento dell'impianto hanno confermato il positivo andamento dei processi con un costante rispetto dei limiti prescritti.

Con provvedimento n. G00063 del 13 gennaio 2016, notificato in data 26 gennaio 2016, è stata rilasciata la nuova Autorizzazione Integrata Ambientale della durata di anni 8, a decorrere dal 24 luglio 2013 e fino al 24 luglio 2021. La presente autorizzazione completa il procedimento di rinnovo dell'Autorizzazione alla costruzione ed esercizio dell'impianto, determinando un importante razionalizzazione dei provvedimenti autorizzativi afferenti l'impianto di San Vittore del Lazio.

Si evidenzia inoltre che il procedimento in discussione consentirà anche di poter avviare alcuni interventi complementari del sito industriale tesi a migliorare la qualità degli spazi comuni e riservati al personale dipendente.

Rispetto agli interventi di revamping della Linea 1, si evidenzia le attività di ricostruzione sono proseguite con regolarità ed è pertanto plausibile confermare la programmata conclusione degli interventi per la fine del 2016.

Per quanto attiene alle attività in essere, si evidenzia che, con riferimento all'adeguamento e potenziamento dell'impianto di San Vittore del Lazio (II e III linea), è stata sottoscritta la Convenzione per la cessione di energia elettrica in regime di CIP 6/92; ciò in considerazione della situazione di emergenza nel settore dei rifiuti, a suo tempo dichiarata nella Regione Lazio.

Per quanto attiene le linee 2 e 3, del medesimo impianto, sono state già ottenute le qualificazioni di Impianto alimentato a fonti rinnovabili (IAFR). Analoga qualifica è stata ottenuta per il progetto di revamping dell'impianto di Terni. Rispetto al relativo riconoscimento e ritiro dei CV per i due impianti in discussione, la relativa procedura è stata completata per l'impianto di Terni fino al 2015, mentre risulta in corso di perfezionamento la procedura per l'impianto di San Vittore del Lazio, in ragione del recente aggiornamento (con esito positivo) del piano di caratterizzazione richiesto da GSE. Rispetto a tale ultimo processo non si evincono criticità circa l'esito positivo del perfezionamento in corso.

SAO

È titolare di un complesso impiantistico, localizzato nel territorio del Comune di Orvieto, per il trattamento, recupero e smaltimento dei rifiuti urbani e speciali; in particolare, presso il medesimo sito, sono presenti una discarica per rifiuti non pericolosi, attualmente in coltivazione, ed un impianto di trattamento meccanico biologico dei rifiuti indifferenziati e per la valorizzazione delle frazioni umide provenienti dalla raccolta differenziata.

L'andamento economico del primo semestre 2016 risulta caratterizzato dal regolare flusso dei rifiuti urbani provenienti dal territorio di riferimento ed, in particolare, dalla fase di messa a regime del nuovo impianto di trattamento e compostaggio con sezione di recupero energetico.

Infatti, proprio a partire dal mese di gennaio 2016, sono stati avviati i test di funzionalità e rispondenza della nuova impiantistica realizzata, ai fini del successivo avvio dell'esercizio ordinario dell'impianto. Per quanto appurato nei sopralluoghi della Commissione di Collaudo, sono emerse notevoli criticità e carenze nelle opere realizzate, con attuazione di specifiche e puntuali contestazioni nei confronti dell'appaltatore e l'impossibilità di presa in carico dell'impianto da parte della società SAO. Il permanere delle problematiche evidenziate, senza riscontrare una progressiva evoluzione della funzionalità impiantistica, hanno costretto la Società ad approvare l'avvio della procedura di risoluzione del contratto d'appalto in ragione dei reiterati e gravi inadempimenti commessi dall'appaltatore, rispetto agli obblighi contrattuali assunti, sia per gli aspetti realizzativi che per quelli gestionali. In data 4 luglio all'esito delle verifiche effettuate dalla Commissione di collaudo, dal RUP e dalla Direzione Lavori, la società, ha risolto, previa diffida, il contratto d'appalto ed in data 6 luglio 2016 è stata effettuata la riconsegna delle aree di cantiere da parte delle ditte appaltatrici alla società.

Si evidenzia infine che:

• nel mese di aprile il GSE ha completato l'iter relativo al cambio di titolarità dell'impianto di sfruttamento energetico del biogas delle discariche, precedentemente in capo ad ICQ, e pertanto la società ha avviato le procedure necessario per le richieste di conguaglio relative all'anno 2015;
• nell'ambito di una verifica avviata nei confronti di più impianti di recupero energetico presenti nella Provincia di Terni, il GSE ha avviato un procedimento di accertamento documentale, ai sensi dell'art. 7 della Legge 241/1990, afferente la qualifica FER-E dell'impianto Biogas SAO. Per quanto è stato possibile apprendere, la verifica è scaturita a seguito dell'interlocuzione intervenuta tra GSE S.p.A. e la Provincia di Terni. Per l'impianto di Orvieto si tratta di un procedimento di verifica dai medesimi contenuti di quello già effettuato sempre da GSE S.p.A. nel corso del 2012 e conclusosi con esito positivo. La Società, anche in questo caso ha

provveduto a presentare memorie scritte e documenti nei termini di rito, chiedendo una tempestiva definizione della verifica, considerando come pienamente legittimo l'esercizio dell'impianto in discussione.

Nel corrente mese di giugno 2016, sono pervenute le determinazioni di GSE a conclusione dell'istruttoria avviata con cui è stata confermata la piena rispondenza e correttezza dell'iscrizione FERE-E dell'impianto SAO.

Gruppo AQUASER

Aquaser

Opera nel settore dei servizi complementari del ciclo integrato delle acque, svolgendo un'attività di servizio di carico, trasporto, recupero e smaltimento fanghi di depurazione biologica e rifiuti derivanti dalla depurazione delle acque, di trattamento di reflui e rifiuti liquidi, e la prestazione di servizi ad essi connessi. Non si segnalano fatti rilievo intervenuti nel corso del periodo di osservazione.

KYKLOS

Opera nel settore del trattamento dei rifiuti con produzione e commercializzazione di ammendante compostato misto; in particolare svolge la propria attività in località Campoverde, ad Aprilia, in forza dell'Autorizzazione Unica per impianti di trattamento e di recupero di rifiuti speciali non pericolosi rilasciata dalla Provincia di Latina con una potenzialità massima di 66.000 ton/anno.

A seguito dell'ottenimento del dissequestro sono completati gli interventi accessori per il ripristino del funzionamento dell'intero impianto di compostaggio e dei relativi macchinari (fermi per quasi 18 mesi) ed il collaudo dell'impianto di depurazione per il trattamento dei percolati prodotti dall'impianto. Dal 1° giugno 2016 l'impianto ha ripreso i conferimenti di tutti i rifiuti autorizzati.

Si informa infine che è stato avviato il cantiere relativo alla costruzione di un capannone dedicato allo stoccaggio del prodotto finito; è invece in corso il secondo esperimento della procedura di gara finalizzata alla costruzione del comparto di digestione anaerobica e compostaggio autorizzato per l'ampliamento della potenzialità impiantistica fino a 120.000 ton/anno, considerato che il primo esperimento non ha condotto ad offerte valide.

ISA

Opera nel settore della logistica e dei trasporti. Non si segnalano fatti rilievo intervenuti nel corso del periodo di osservazione.

SOLEMME

Opera nel settore del recupero dei rifiuti, mediante compostaggio di rifiuti organici, in particolare fanghi prodotti dalla depurazione dei reflui civili e produzione di ammendante compostato misto. La Società risulta articolata in due Unità Locali, sedi di due impianti: (i) l'impianto di compostaggio di Monterotondo Marittimo che è inserito nel Piano Rifiuti della Provincia di Grosseto; e (ii)

l'impianto di Sabaudia in cui è esercitata l'attività di recupero e smaltimento rifiuti in forza di un'Autorizzazione Integrata Ambientale rilasciata dalla Regione Lazio.

In merito all'impianto di Monterotondo Marittimo si segnala che la Regione Toscana in data 8 giugno 2016 ha rilasciato l'A.I.A. per l'esercizio dell'impianto nella configurazione attuale e per l'esercizio e la realizzazione dell'ampliamento, consistente nell'adeguamento dell'attuale e nell'inserimento di una sezione di digestione anaerobica. E' attualmente in corso la gara per l'individuazione del Fornitore che si occuperà della progettazione esecutiva e della realizzazione della nuova configurazione impiantistica.

Area Industriale Energia

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali del periodo

Dati operativi	U.M.	30/06/16	30/06/15	Variazione	Var. %
Energia Prodotta (idro + termo)	GWh	206	280	(74)	(26,4%)
Energia Prodotta (fotovoltaico)	GWh	5	2	3	150,0%
Energia Elettrica venduta Libero	GWh	2.841	3.267	(426)	(13,0%)
Energia Elettrica venduta Tutela	GWh	1.364	1.526	(162)	(10,6%)
Energia Elettrica Nr. Clienti Libero (P.O.D.)	N/000	296	328	(31)	(9,8%)
Energia Elettrica Nr. Clienti Tutela (P.O.D.)	N/000	955	1.002	(47)	(4,7%)
Gas Venduto	Msm3	66	78	(13)	(15,4%)
Gas Nr. Clienti Libero	N/000	147	150	(3)	(1,9%)

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Var. %
Ricavi	855,5	985,1	(129,6)	(13,2%)
Costi	785,8	929,1	(143,4)	(15,4%)
Margine Operativo Lordo	69,7	56,0	13,8	24,6%
Risultato operativo	22,4	14,2	8,3	58,3%
Dipendenti medi (n.)	555	541	14,0	2,5%
Investimenti	27,4	6,6	20,8	314,4%

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Var.	%	30/06/15	Var.	%
Indebitamento finanziario netto	230,6	287,0	(56,4)	(19,7%)	361,7	(131,1)	(36,3%)

L'Area chiude l'esercizio 2016 con un livello di EBITDA pari a € 69,7 milioni, in crescita, rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente, di € 13,8 milioni.

La variazione positiva è il risultato di effetti contrapposti che riguardano da un lato le società di produzione (- € 0,9 milioni) e dall'altro le società di vendita (+ € 14,7 milioni). In particolare si segnalano:

• • € 10,2 milioni in Elga Sud,
• • € 4,8 milioni in Acea Energia,
• € 1,3 milioni in Acea Produzione.

Il consistente incremento di Elga Sud è imputabile per € 9,6 milioni ai ricavi legati agli effetti prodotti dal contratto sottoscritto nel mese di marzo 2006 per la commercializzazione dei contatori digitali. Tale vendita rientrava nell'ambito di un più ampio accordo commerciale che riguardava anche altre società del Gruppo.

Il miglioramento di Acea Energia è dato principalmente dall'effetto combinato del margine della Maggior Tutela (+ € 7,5 milioni rispetto al medesimo periodo del 2015) e di quello del Mercato Libero (- € 3,4 milioni rispetto al 2015). Le ragioni di tali variazioni sono imputabili rispettivamente: (i) all'effetto della revisione della tariffa di commercializzazione energia (RCV) definita dalla Del. 659/2015 dell'AEEGSI, che ha introdotto, dal 1° gennaio 2016, la componente di remunerazione della commercializzazione e vendita per gli esercenti societariamente separati che servono un numero di punti di prelievo di clienti finali pari o inferiori a 10 milioni e (ii) ai minori volumi venduti nel segmento B2B, parzialmente compensato dalla migliore marginalità del segmento mass market. Cresce di € 1,6 milioni per effetto dell'ottimizzazione del portafoglio di acquisto delle commodity.

Il peggioramento di Acea Produzione è principalmente da ricondurre alla diminuzione del margine energia per effetto dell'andamento dei prezzi e della riduzione delle quantità prodotte dal comparto

idroelettrico e dall'attività di teleriscaldamento che produce ricavi inferiori rispetto al medesimo periodo del 2015 per effetto anche delle miti condizioni climatiche della stagione invernale.

Con riferimento all'organico la consistenza media al 30 Giugno 2016 si è attestata a 555 unità, maggiori di 14 unità rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, imputabile principalmente ad Acea Energia (+ 12 unità).

Gli investimenti dell'Area si attestano a € 27,4 milioni ed aumentano di € 20,8 milioni (rispettivamente + € 13,5 milioni in Acea Produzione e + € 7,3 milioni in Acea Energia) e si riferiscono essenzialmente ai lavori di revamping impiantistico della Centrale termoelettrica di Tor di Valle e della centrale idroelettrica di Castel Madama e per quelli di riqualificazione statico funzionale delle gallerie di derivazione dall'invaso della diga di San Cosimato nonché all'estensione della rete del teleriscaldamento nel comprensorio di Mezzocammino nella zona sud di Roma. I maggiori investimenti riferiti ad Acea Energia sono concentrati principalmente sui sistemi informativi.

L'indebitamento finanziario netto alla fine del primo semestre 2016 si attesta a € 230,6 milioni e si riduce di € 56,5 milioni, rispetto 31 Dicembre 2015, principalmente per effetto della riduzione del capitale circolante di Acea Energia principalmente in conseguenza dell'azzeramento dell'esposizione verso una società idrica del Gruppo.

Andamento della gestione

Energy Management

Acea Energia svolge le attività di "Energy Management" necessarie per il funzionamento delle operazioni del Gruppo, con particolare riguardo alle attività di vendita e di produzione.

Svolge anche la funzione di interfaccia con il Gestore dei Mercati Energetici (GME) e con TERNA; verso quest'ultimo soggetto istituzionale la Società è Utente del dispacciamento in immissione per conto di Acea Produzione e di altre società del Gruppo ACEA. Essa ha svolto nel periodo le seguenti principali attività:

• l'ottimizzazione e la nomina dell'energia elettrica prodotta dagli impianti termoelettrici di Tor di Valle e Montemartini e dall'impianto idroelettrico di S. Angelo,
• la negoziazione dei contratti per l'approvvigionamento di combustibili per gli impianti di generazione,
• l'approvvigionamento di gas naturale ed energia elettrica per la società di vendita ai clienti finali,
• la commercializzazione di titoli ambientali (certificati verdi di competenza fino all'esercizio 2015, diritti di emissione e certificati di produzione da fonte rinnovabile) per Acea Energia ed Acea Produzione,
• l'ottimizzazione del portafoglio degli approvvigionamenti di energia elettrica nonché la gestione del profilo di rischio delle società dell'Area Energia.

Nel primo semestre 2016 Acea Energia ha effettuato acquisti di energia elettrica dal mercato per complessivi 3.867 Gwh, di cui 3.816 Gwh tramite contratti bilaterali e 51 Gwh tramite Borsa, essenzialmente per rivendita ai clienti finali del mercato libero ed in parte residuale per attività di ottimizzazione dei flussi energetici e del portafoglio acquisti.

Produzione di energia elettrica

Il sistema di produzione di Acea Produzione è costituito da un insieme di impianti di generazione, con una potenza installata complessiva di 218,9 MW, composto da cinque centrali idroelettriche (tre delle quali situate nel Lazio, una in Umbria e una in Abruzzo), due impianti c.d. "mini idro", Cecchina e Madonna del Rosario, due centrali termoelettriche, Montemartini e Tor di Valle

(quest'ultima provvista di un modulo a ciclo combinato dotata di spillamento sulla turbina a vapore e di un modulo turbogas a ciclo aperto che fornisce in cogenerazione il servizio di teleriscaldamento ai quartieri di Torrino Sud, Mostacciano e Torrino-Mezzocammino nel Comune di Roma). A questa dotazione vanno aggiunti gli impianti fotovoltaici acquisiti dalla Società a seguito della scissione totale di Acea Reti e Servizi Energetici S.p.A. per una potenza installata pari a 8,5 MWp.

Nel primo semestre 2016 la Società ha realizzato, tramite gli impianti direttamente posseduti, un volume di produzione pari a 213,1 GWh di cui (i) da impianti idroelettrici per 202,7 GWh, (ii) da impianti c.d. mini idro per 1,1 GWh, (iii) da produzione termoelettrica per 3,9 GWh e (iv) da produzione da fotovoltaico di 5,4 GWh.

Per quanto riguarda l'attività di teleriscaldamento Acea Produzione, attraverso il modulo di cogenerazione della centrale Tor di Valle, ha fornito calore nelle aree Torrino Sud e Mostacciano (ubicati nella zona sud di Roma) per complessivi 41,2 GWht, per un totale di 2.843 utenze servite.

Il comparto idroelettrico ha registrato una produzione pari a 203,8 GWh nel primo semestre 2016 che è risultato inferiore al budget basato sulla media storica decennale attesa (-10,1%) dovuto al protrarsi di un inverno siccitoso (tra i più secchi dell'ultimo secolo) ancora più evidente per gli impianti fluenti di Mandela ed Orte (complessivamente -3,7%), si ricorda a tal proposito che la Centrale di Castel Madama è attualmente oggetto dei lavori di revamping impiantistico nonché dei lavori di riqualificazione statico funzionale delle gallerie di derivazione dall'invaso della diga di San Cosimato anch'essa oggetto di lavori di consolidamento del corpo diga e del suo contatto in roccia, che hanno avuto inizio il 30 luglio 2015.

Anche la Centrale S. Angelo con 73,6 GWh ha registrato una forte riduzione rispetto alle medie decennali attese (-20,7%), infine, gli apporti medi del primo semestre 2016 dei fiumi Aventino (4,7 mc/s) e Sangro (12,0 mc/s), sono risultati rispettivamente -44% e -39% rispetto alla media dei tre anni precedenti 2013-2015. La potenza media erogata nel periodo è stata di 16,8 MW con i laghi di Casoli e Bomba che hanno chiuso l'esercizio al 30 Giugno 2016 rispettivamente alle quote di 250,61 e 252,09 metri sul livello del mare.

La produzione termoelettrica della Società è risultata pari a 3,9 GWh al 30 giugno 2016.

Nel 2016 si conferma il difficile periodo per l'intero settore della produzione termoelettrica, come già evidenziato. Per la società, questo ha impatto prevalentemente sulla produzione relativa al ciclo combinato della centrale Tor di Valle, non più adeguato a sostenere l'impatto del mercato che peraltro si accentua nella contingenza di prezzi di mercato in ulteriore discesa.

Relativamente al progetto di ammodernamento della suddetta centrale, nel corso del 2015 è stata individuata la compagine che si occuperà della realizzazione del nuovo impianto mentre nel mese di marzo 2016 è stata completata la procedura per l'individuazione della società che effettuerà tutte le operazioni di preparazione del sito.

Il 2016 rappresenta il nono anno di esercizio della Centrale Montemartini quale Unità Essenziale per la Sicurezza del Sistema Elettrico, ai sensi della Deliberazione AEEGSI n. 111/06, nell'ambito del Piano di Sicurezza del Sistema Elettrico Nazionale - Piano di Emergenza della Città di Roma.

In merito alla produzione fotovoltaica, oltre agli impianti di proprietà, la Società ha gestito impianti per conto di terzi (impianti O&M) per una potenza complessiva pari a 15,4 MWp.

Vendita di energia elettrica e gas

Per quanto concerne il mercato della vendita, nel periodo è proseguita la rifocalizzazione della strategia di vendita di Acea Energia attraverso una più capillare ed attenta selezione dei clienti che tende a privilegiare la contrattualizzazione del cliente di piccole dimensioni (residenziali e microbusiness).

Con riferimento alle joint venture nel periodo di osservazione è proseguita la gestione della partecipazione Umbria Energy e Cesap Vendita Gas, operanti in Umbria. Quanto a Voghera

Energia Vendite, si segnala che, in data 1° maggio 2016, è divenuta efficace la fusione per incorporazione in Acea Energia che ha effetti contabili e fiscali retrodatati al 1° gennaio 2016.

Nel corso del primo semestre 2016 la vendita di energia elettrica sul mercato della Maggior Tutela è stata pari a 1.364 GWh con una riduzione rispetto al medesimo periodo dello scorso anno del 10,6%. Il numero dei punti di prelievo è pari a 955.499 unità (erano 1.002.157 al 30 giugno 2015).

La vendita di energia elettrica sul Mercato Libero si è attestata a 2.652 GWh per Acea Energia e 189 GWh per le Joint Venture di vendita, per un totale di 2.841 GWh con un decremento rispetto allo stesso periodo del 2015 del 13,0%. La riduzione ha riguardato in modo preminente il segmento B2B e deriva dalla strategia di consolidamento e crescita nei segmenti small business e mass market.

Inoltre Acea Energia ha venduto 66 milioni di standard metri cubi (smc) di gas a clienti finali e grossisti che hanno riguardato 146.952 punti di riconsegna (erano pari a 149.772 al 30 giugno 2015) inclusi quelli relativi alle JV pari a 24.901.

Di seguito sono illustrati i fatti di rilievo avvenuti nel corso dei primi sei mesi del 2016.

• con riferimento al procedimento istruttorio aperto dall'AGCM (Rif. PS/9815), che si è concluso con una sanzione di € 600 mila, la Società ha presentato ricorso al TAR il 1° febbraio 2016. A seguito di ulteriori richieste di informazioni dell'AGCM pervenute l'11 marzo 2016, Acea Energia ha presentato la propria risposta il 25 marzo 2016. Pur ribadendo la conformità del proprio operato al dettato normativo, Acea Energia si è impegnata ad apportare ulteriori modifiche ai testi degli script (ossia i testi descrittivi dell'offerta commerciale a cui gli agenti si devono attenere nel corso del contatto telefonico), nonché ad implementare, entro il mese di luglio 2016, alcune misure migliorative dei propri processi. A seguito di incontri e richieste dell'AGCM Acea Energia, pur ribadendo che l'attuale processo di contrattualizzazione è conforme alle prescrizioni contenute nel Codice del Consumo, con nota del 24 giugno 2016, al fine di rendere il proprio operato perfettamente allineato ai desiderata espressi dall'AGCM, ha illustrato all'Autorità tutte le azioni che intende intraprendere nei prossimi mesi al fine di assicurare, in modo incontrovertibile, la propria ottemperanza. L'Autorità ha notificato, in data 21 luglio 2016, la comunicazione relativa all'ottemperanza di Acea Energia al provvedimento sanzionatorio, ritenendo sostanzialmente adeguati gli interventi e le misure proposte dalla Società nei passati mesi ed attualmente in corso di adozione.
• per quanto riguarda il procedimento avviato dalla AEEGSI con la Delibera 111/2015/S/eel, durante la fase di market test, i cui termini sono spirati il 21 gennaio 2016, un cliente ha presentato un'osservazione alla quale Acea Energia ha risposto entro il 5 maggio 2016 rispettando i tempi imposti dall'Autorità stessa. A valle di ciò sarà pubblicata la delibera definitiva che renderà gli impegni obbligatori.
• con riferimento al procedimento istruttorio aperto dall'AGCM (Rif. PS/9354), nel corso del primo trimestre la Società ha proceduto alla consegna della documentazione richiesta ed il termine di chiusura del procedimento è stato fissato al 12 maggio. Il 13 giugno 2016, l'AGCM ha notificato alla Società un provvedimento sanzionatorio del valore complessivo di € 3,6 milioni relativo all'accertamento di due diverse violazioni del Codice del Consumo, in specie: (i) inadeguata gestione delle istanze degli utenti riguardanti la fatturazione di consumi di elettricità e gas: mancato o tardivo riscontro non risolutivo e avvio o prosecuzione dell'azione di riscossione nelle more della trattazione delle suddette istanze e (ii) frapposizione di ostacoli alla restituzione dei crediti maturati dagli utenti. Acea Energia sta attualmente terminando l'analisi complessiva del provvedimento nonché ogni altro approfondimento utile al fine dell'impugnazione dell'atto innanzi al TAR. Infatti all'esito di una preliminare analisi del provvedimento svolta

congiuntamente con i difensori è stato rilevato che: a) le pratiche contestate dall'AGCM devono considerarsi assolutamente marginali, sia per il numero dei consumatori interessati, sia per il loro impatto sulla complessiva gestione dei rapporti con la clientela; b) alcuni dei comportamenti contestati sono in realtà stati già valutati dall'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico che non ha ritenuto di sollevare alcun significativo rilievo; c) in determinati passaggi, il provvedimento sanzionatorio fa riferimento ad obblighi informativi supplementari che non sono richiesti da nessuna norma di legge.

Contestualmente all'analisi sopra richiamata, Acea Energia sta valutando quali azioni intraprendere ai fini dell'ottemperanza alle diffide contenute nel provvedimento finale. La relazione di ottemperanza dovrà essere redatta dalla Società entro il 14 agosto p.v.

in data 26 febbraio 2016, Acea Energia ha presentato ricorso al TAR Lombardia contro la delibera 659/2015/r/eel.

Cogenerazione

La gestione operativa di Ecogena, si concentra principalmente su due aree: il monitoraggio tecnicoeconomico degli impianti in esercizio ed i nuovi progetti in corso di realizzazione.

A gennaio 2016 sono state completate le attività di costruzione della nuova centrale di trigenerazione a servizio del complesso immobiliare "Europarco" a Roma in zona EUR ed è stato avviato l'esercizio dell'impianto. Il servizio di fornitura energia dell'impianto di "Cinecittà World" presso Castel Romano è ripreso con l'apertura della stagione 2016. Il servizio di fornitura energia è prevista contrattualmente per un periodo di 15 anni. Nel contempo, in un'ottica di creazione di sinergie infra-gruppo, è partito il contratto con Acea Produzione di conduzione e manutenzione degli impianti presso Cinecittà World. Prosegue infine la campagna commerciale presso alcuni rilevanti clienti di Acea Energia con l'intento di promuovere in maniera sinergica i servizi di efficienza energetica da sistemi di cogenerazione proposti dalla Società.

Area Industriale Idrico

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali del periodo

Dati operativi*	U.M.	30/06/16	30/06/15	Variazione	Var. %
Volumi Acqua	Mm3	206	213	(7)	(3,3%)
Energia Elettrica Consumata	GWh	195	191	4	2,1%
Fanghi Smaltiti	kTon	88	89	(1)	(1,1%)

* I valori si riferiscono alle società consolidate integralmente

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Var. %
Ricavi	336,3	322,2	14,1	4,4%
Costi	171,8	175,6	(3,8)	(2,2%)
Margine Operativo Lordo	164,5	146,7	17,9	12,2%
Risultato operativo	111,6	106,3	5,3	5,0%
Dipendenti medi (n.)	2.266	2.376	(109,0)	(4,6%)
Investimenti	100,6	74,6	26,0	34,9%

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Var.	%	30/06/15	Var.	%
Indebitamento finanziario netto	703,9	537,3	166,6	31,0%	549,1	154,8	28,2%

L'EBITDA dell'Area si è attestato al 30 Giugno 2016 a € 164,5 milioni e registra un incremento di € 17,9 milioni rispetto a quello del 2015.

La variazione è determinata principalmente dal risultato ottenuto da ACEA Ato2 (+ € 18,5 milioni) nonché dalla crescita del risultato delle società consolidate a patrimonio netto (+ € 1,8 milioni). È negativo invece il contributo all'EBITDA delle società estere (- € 3,5 milioni) principalmente legato alla chiusura delle commesse riferite ad AguaAzul Bogotà.

I ricavi sono stati valorizzati sulla base delle proposte tariffarie approvate dalla conferenza dei sindaci (ACEA Ato2) o delle istanze tariffarie presentate dai Gestori ai sensi dell'articolo 7 della delibera 664/2015. In questo ultimo caso i ricavi non includono le componenti tariffarie che richiedono approvazione esplicita (o per silenzio assenso) delle determinazioni tariffarie del 2016 (i.e. FNI). I ricavi comprendono la stima dei conguagli relativi ai costi passanti.

Il costo del lavoro ammonta ad € 40,0 milioni e risulta diminuito, rispetto al primo semestre 2015, di € 4,4 milioni sostanzialmente per effetto del progressivo efficientamento dei processi conseguente allo sviluppo tecnologico.

L'organico medio al 30 Giugno 2016 diminuisce di 109 unità per effetto della controllata estera AguaAzul Bogotà che ha ultimato alcune commesse in centroamerica.

L'indebitamento finanziario dell'Area si attesta al 30 Giugno 2016 a € 703,9 milioni con un peggioramento di € 166,6 milioni rispetto al 31 dicembre 2015. Tale incremento è principalmente legato ad ACEA Ato5 a seguito del finanziamento di € 125 milioni concesso dalla Capogruppo al fine del pagamento delle posizioni debitorie di natura commerciale maturate verso le Società del Gruppo; alla fine del primo semestre tale finanziamento è stato tirato per oltre € 90 milioni.

L'indebitamento è inoltre influenzato dai maggiori investimenti del periodo nonché dall'aumento del circolante netto.

Gli investimenti dell'Area si attestano a € 100,6 milioni e sono principalmente riconducibili ad ACEA Ato2 per oltre € 84,5 milioni. Tra i principali investimenti si segnalano quelli sulla rete idrica, sugli impianti di depurazione e sulla mappa applicativa di Acea2.0

Andamento della gestione

Area Lazio - Campania

ACEA Ato2

Il Servizio Idrico Integrato nell'ATO 2 Lazio Centrale - Roma è stato avviato il 1° gennaio 2003. La presa in carico dei servizi dai Comuni dell'ATO è avvenuta gradualmente e i Comuni attualmente gestiti interamente sono 77 rispetto ai 112 dell'intero ATO.

Al 30 giugno 2016 la situazione complessiva relativa al territorio gestito risulta essere la seguente:

Situazione acquisizioni	n° comuni
Comuni interamente acquisiti al S.I.I.	77
Comuni con Soggetto Tutelato	2
Comuni parzialmente acquisiti nei quali ACEA ATO 2 svolge uno o più servizi	14
Comuni in cui ACEA Ato2 non gestisce alcun servizio	11
Comuni che hanno dichiarato di non voler entrare nel S.I.I.*	8
* Sono comuni sotto i 1.000 abitanti che potevano esprimere la loro volontà in base al comma 5 del D.Lgs. 152/06.

Si ricorda che nel corso del 2015 sono state acquisite la gestione del servizio idrico potabile nei Comuni di Colleferro, Valmontone e Manziana nonché del servizio di depurazione e fognatura nei Comuni di Rocca di Papa e Rocca Prioria, completando così la gestione del servizio idrico integrato di questi ultimi Comuni.

Nel corso del semestre la Società ha acquisito il servizio di fognatura del Comune di Bracciano (decorrenza 1° giugno 2016) per la parte strettamente afferente al Depuratore Co.B.I.S. mentre l'acquisizione dei servizi di fognatura e depurazione comunali relativi alla rete del Depuratore di Castel Giuliano è sospensivamente condizionata alla conclusione dei lavori di adeguamento del Depuratore medesimo. Infine la gestione del servizio idrico potabile diverrà esecutiva all'avvenuta realizzazione, da parte di ACEA Ato2, dei lavori necessari per la rifunzionalizzazione e l'adeguamento degli impianti di potabilizzazione comunali esistenti.

Si informa infine che sono state avviate le procedure:

• di acquisizione del Servizio Idrico Integrato dei Comuni di Civitella San Paolo, Labico, Morlupo e Rignano Flaminio; in particolare per quest'ultimo Comune si è proceduto alla sottoscrizione della Convenzione per il rimborso degli investimenti sulla base delle prescrizioni della Conferenza dei Sindaci,
• di subentro anticipato nel servizio idrico del Comune di Pomezia attualmente gestito, in regime di tutela fino al 2018, da Infrastrutture Distribuzione Gas (ex Edison Distribuzione Gas).

Tra i Comuni più grandi ancora non acquisiti rientra Civitavecchia per il quale pendono criticità di carattere patrimoniale, gestionale e autorizzativo per cui al momento non è ancora possibile anticipare ipotesi di sviluppo e risoluzione.

La Società cura il servizio di distribuzione di acqua potabile nella sua interezza (captazione, adduzione, distribuzione al dettaglio e all'ingrosso). L'acqua è derivata dalle sorgenti in virtù di concessioni a durata pluriennale.

Le fonti di approvvigionamento forniscono l'acqua potabile a circa 3.700.000 di abitanti di Roma e altri 112 Comuni del Lazio, attraverso cinque acquedotti ed un sistema di condotte in pressione.

Tre ulteriori fonti di approvvigionamento forniscono la risorsa non potabile da immettere nella rete di innaffiamento di Roma.

Il servizio di fognatura consta di circa 6.200 km di rete fognaria (di cui circa 4.088 km di rete a servizio del Comune di Roma) e di oltre 300 km di collettori, senza tenere conto della consistenza degli allacci fognari.

La Società gestisce il sistema depurativo e gli impianti di sollevamento annessi alla rete ed ai collettori fognari.

Nel primo semestre 2016 i principali impianti di depurazione hanno trattato un volume di acqua pari a circa 260 milioni di mc. La produzione di fanghi, sabbie e grigliati relativa a tutti gli impianti gestiti, nell'arco dello stesso periodo, è stata di oltre 74,0 mila tonnellate, con un decremento di circa il 13% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Tale decremento è imputabile, in parte, alla messa in esercizio dell'essiccatore dei fanghi di Roma Est.

Al 30 giugno 2016 la Società gestisce un totale di 565 impianti di sollevamento fognari, di cui 173 nel Comune di Roma ed un totale di 179 impianti di depurazione di cui 33 nel Comune di Roma.

Con riferimento alla problematica relativa ai sequestri degli impianti di depurazione si informa che in riferimento al procedimento pendente relativamente al Depuratore di Roma Est, è stato notificato in data 22 aprile 2016 un avviso di conclusione delle indagini preliminari: sono stati rinviati a giudizio alcuni dirigenti e amministratori della Società nonché la Società stessa ai sensi del D.lgs.231/2001.

In merito al progetto Acea2.0 si informa che nel primo trimestre 2016 si è chiuso il piano di roll out del Work Force Management che ha visto il coinvolgimento delle circa 600 risorse operative previste nel piano di progetto e si è proceduto alla assegnazione dei lavori anche al secondo lotto dell'appalto unico.

A partire da gennaio 2016 sono state completate le implementazioni del sistema previste dalla roadmap delle evolutive che hanno portato all'introduzione di nuovi funzionalità.

Si sono inoltre introdotti i miglioramenti strutturali necessari per l'ingresso di altre società del Gruppo ACEA il cui go live è previsto nel corso del secondo trimestre 2016. Tra queste si segnala il go live di ACEA Ato5 che prevede delle importanti sinergie con ACEA Ato2 come la creazione di una unica sala operativa di dispatching.

Si segnala infine che la Delibera 655/2015/R/idr della AEEGSI che regolamenta la qualità commerciale ed introduce nuovi processi operativi e nuovi indicatori, ha imposto una revisione della roadmap inizialmente prevista con contestuale avvio di una fase di analisi progettuale che ha coinvolto le principali Società idriche e che consentirà di definire gli adattamenti e le innovazioni da rendere operative in Acea2.0 a decorrere dal 1° luglio 2016, data di entrata in vigore degli adempimenti regolatori.

Con riferimento alle tariffe, si informa che il 26 maggio 2016 la Società ha presentato, ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015, l'istanza tariffaria per il periodo 2016-2019 che sostanzialmente coincide con la proposta tariffaria pubblicata dalla STO sul sito dell'ATO2 dopo apposita istruttoria tecnica effettuata sui dati trasmessi nel mese di aprile da ACEA Ato2.

Il 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato all'ATO2 formale diffida a provvedere, entro i trenta giorni successivi, alle determinazioni tariffarie di propria competenza per il secondo periodo regolatorio 2016-2019 - tramite il portale informatico e con le modalità previste dalla delibera 664/2015, nonché dalle determine n. 2/2016 DSID e n. 3/2016 DSID - con l'avvertenza che, decorso inutilmente tale termine, l'istanza del gestore si intenderà accolta dal soggetto competente medesimo quale predisposizione tariffaria, per effetto di quanto già previsto dal richiamato art. 20 della legge 7 agosto 1990 n. 241, e sarà trasmessa all'Autorità ai fini della sua valutazione e approvazione, entro i successivi 90 giorni.

La Conferenza dei Sindaci dell'ATO2, convocata dalla Sindaca Metropolitana per il 27 luglio 2016, ha approvato le determinazioni tariffarie 2016-2019 i cui contenuti essenziali sono riportati nel paragrafo "Informativa sui servizi in concessione" a cui si rimanda per maggiori dettagli.

Sulla base delle citate determinazioni sono stati valorizzati i ricavi del periodo che ammontano a € 264,6 milioni: essi includono la stima dei conguagli delle partite passanti nonché la componente FNI (€ 11,9 milioni).

ACEA Ato5

Svolge il servizio idrico integrato sulla base di una convenzione per l'affidamento del servizio di durata trentennale sottoscritta il 27 giugno 2003 tra la società e la provincia di Frosinone (in rappresentanza dell'Autorità d'Ambito costituita da 86 comuni). A fronte dell'affidamento del servizio, ACEA Ato5 corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni in base alla data di effettiva acquisizione della gestione.

La gestione del servizio idrico integrato sul territorio dell'ATO 5 – Lazio Meridionale - Frosinone interessa un totale di 85 comuni (restano ancora da rilevare le gestioni ai Comuni di Atina, Paliano e Cassino Centro Urbano limitatamente al servizio idrico) per una popolazione complessiva di circa 470.000 abitanti, una popolazione servita pari a circa 460.000 abitanti ed un numero di utenze pari a circa 185.700.

Il sistema idrico - potabile è costituito da impianti e reti, di adduzione e distribuzione, che fanno capo a 7 fonti principali da cui hanno origine altrettanti sistemi acquedottistici. La copertura di tale servizio è di circa il 97%.

Il sistema fognario - depurativo consta di una rete di collettori e fognatura collegati a impianti terminali di depurazione delle acque reflue. Sono 203 gli impianti di sollevamento gestiti dalla società e, per quanto riguarda la depurazione, sono 110 gli impianti biologici gestiti oltre a 15 fosse Imhoff e 3 percolatori.

A seguito delle ricognizioni e del relativo censimento delle utenze allacciate alla rete fognaria (per effetto delle Sentenza della Corte Costituzionale n. 335/2008) è emerso che la copertura di tale servizio è di circa il 68% rispetto alle utenze idriche.

Per quanto attiene l'acquisizione degli impianti afferenti la gestione del S.I.I. nel Comune di Paliano, non avendo la Società ricevuto alcun riscontro da parte dell'Amministrazione Comunale alla diffida a provvedere immediatamente al trasferimento degli impianti entro e non oltre 30 giorni dal ricevimento della stessa diffida, in data 18 febbraio 2016 ACEA Ato5 ha presentato ricorso dinnanzi il TAR Lazio - Sez. Latina contro il Comune di Paliano e AMEA al fine di ottenere: (i) l'accertamento dell'inadempimento del Comune e la nomina di un Commissario ad Acta, ed in subordine (ii) l'integrale consegna delle opere, beni ed impianti ed il risarcimento del danno subito in conseguenza dell'inosservanza colposa del termine di conclusione del procedimento. Il 9 maggio 2016 il Comune di Paliano ha negato l'accoglimento dell'istanza della Società e, pertanto, all'udienza del 12 maggio 2016, il TAR Latina, con sentenza 415/2016, ha dichiarato cessata la materia del contendere per sopravvenuta carenza di interesse condannando il Comune alle spese di giudizio. ACEA Ato5 sta predisponendo il ricorso contro il rifiuto del Comune a provvedere alla consegna del servizio.

Relativamente alla mancata acquisizione degli impianti del Comune di Cassino, il Consiglio di Stato, con sentenza 2086/2016 depositata il 19 maggio, ha accolto il ricorso della Società affermando l'obbligo del Comune di Cassino di provvedere entro 30 giorni dalla comunicazione o notificazione della predetta sentenza alla consegna dei beni afferenti al SII ed insistenti nel territorio comunale, contestualmente nominando il Prefetto di Frosinone quale Commissario ad acta per sostituire eventualmente l'Amministrazione ancora inadempiente. Il termine è scaduto il 27 giugno 2016.

Per quanto concerne, ulteriormente, i rapporti con il Comune di Cassino, si informa la Società ha presentato ricorso dinanzi al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche per l'accertamento della nullità e/o annullamento, previa sospensione dell'efficacia della deliberazione (n. 7) assunta dal Consiglio Comunale nel mese di febbraio 2016. A seguito della prima udienza del 22 giugno 2016, si è rinviato per la discussione nel merito al 1° febbraio 2017.

Con la citata deliberazione che il Comune di Cassino ha deciso, tra l'altro, l'uscita dalla Convenzione di Cooperazione stipulata, ai sensi della L.R. n. 6/1991 e la predisposizione di un business plan "che metta ben in risalto i possibili vantaggi sia di servizio che economici a gestire il Bene Pubblico Acqua attraverso la creazione di una "Azienda Speciale"" prendendo a modello quanto già adottato in altri comuni italiani per la ripubblicizzazione dell'acqua in ottemperanza al Referendum del 2011.

Con riferimento alla tariffa, la Società, per il primo semestre 2016, applica le determinazioni assunte dalla Conferenza dei Sindaci nella seduta del 14 luglio 2014, nei limiti dell'incremento del 9% rispetto all'anno precedente.

Per quanto riguarda le predisposizioni tariffarie 2016-2019 la Società ha trasmesso all'Ente d'Ambito la documentazione necessaria all'elaborazione delle tariffe del secondo periodo regolatorio ai sensi della delibera 664/2015/R/idr. Tuttavia, non essendo intervenuta alcuna approvazione entro i termini previsti dalla citata delibera, la Società, ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015, ha presentato il 30 maggio 2016 l'istanza tariffaria 2016-2019 i cui contenuti essenziali sono illustrati nel paragrafo "Informativa sui servizi in concessione".

Alla data odierna AEEGSI non ha ancora diffidato l'Ente d'Ambito a provvedere alle determinazioni tariffarie; tuttavia la Conferenza dei Sindaci esaminerà la proposta del Gestore nella seduta del 29 luglio 2016.

Sulla base dell'istanza tariffaria sopra descritta sono stati stimati i ricavi del periodo che ammontano a € 33,4 milioni inclusa la stima dei conguagli delle partite passanti. Non sono iscritte tra i ricavi le componenti FNI e Opexqc (complessivamente pari a € 4,8 milioni) in attesa delle decisioni che la Conferenza dei Sindaci assumerà in merito o del perfezionarsi del silenzio-assenso ex articolo 7.6 della delibera 664/2015.

Si ricorda che, come descritto nel Bilancio Consolidato 2015, il recupero finanziario dei differenziali maturati nel primo periodo regolatorio tra il moltiplicatore tariffario calcolato e quello massimo ammissibile avverrà sulla base della delibera n. 51/2016.

Per quanto riguarda i conguagli pregressi riferiti al periodo 2006 – 2011, quantificati dal Commissario ad acta in € 75,2 milioni, si segnala che con sentenza n. 1882/2016 il Consiglio di Stato ha confermato la sentenza del TAR Latina del 26 giugno 2015 e quindi ha respinto l'appello promosso dall'Autorità d'Ambito Territoriale Ottimale n. 5 per l'annullamento del decreto commissariale.

Per quanto attiene ai rapporti con l'Autorità d'Ambito si segnala che:

• il 18 febbraio 2016 la Conferenza dell'AATO 5 ha deliberato l'avvio dell'iter di risoluzione contrattuale ex art. 34 della Convenzione di affidamento. Tale provvedimento è stato assunto a seguito di una relazione della STO del 28 gennaio 2016 e di una riunione della Consulta d'Ambito tenutasi nella medesima data. In data 15 marzo 2016 l'AATO 5 ha formalizzato la diffida ad adempiere ed ha avviato l'iter di risoluzione contrattuale, dando tempo 6 mesi alla società per controdedurre. La società, nel presupposto che l'iter avviato sia gravemente illegittimo e comunque abnorme rispetto ai rilievi contenuti nella diffida, ha provveduto a depositare ricorso al TAR Lazio Sez. Latina. Allo stato, si è in attesa della fissazione dell'udienza pubblica per la trattazione del merito.
• nella medesima data, con deliberazione n. 1/2016 pubblicata il 26 febbraio, la Conferenza dei Sindaci ha negato il consenso al progetto di fusione per incorporazione di ACEA Ato5 in ACEA Ato2. Anche in questo caso, ritenendo l'atto di diniego illegittimo, la società ha provveduto alla sua impugnazione innanzi al TAR Lazio sez. Latina. A seguito del ritiro da parte della Società dell'istanza cautelare, il Tribunale Amministrativo ha fissato l'udienza di discussione nel merito a febbraio 2017.

Nell'ambito del Progetto Acea2.0, il 18 aprile 2016 è avvenuto il go live dei nuovi sistemi commerciale e operativo (WFM).

GORI

La Società gestisce il Servizio idrico Integrato di tutto il territorio dell'ATO n. 3 Sarnese Vesuviano della Regione Campania (76 comuni) che si sviluppa per una superficie di 897 Kmq con una popolazione di circa un 1,44 milioni di abitanti.

La rete idrica attualmente gestita si sviluppa per una lunghezza complessiva di 4.386 Km e si articola in una rete di adduzione primaria che si estende per 350 Km e in una rete di distribuzione di circa 4.030 Km, mentre la rete fognaria si estende per circa 2.300 Km.

Per quanto riguarda gli impianti, GORI, ad oggi, gestisce 9 sorgenti, 71 pozzi, 158 serbatoi, 98 sollevamenti idrici, 156 sollevamenti fognari e 11 impianti di depurazione, comprensivi di piccoli impianti a servizio di altrettanti piccoli agglomerati.

Sulla base di apposita convenzione stipulata con l'Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano il 30 settembre 2002, la Società è affidataria per un periodo di 30 anni del servizio idrico integrato.

Con riferimento ai fatti di rilevo intervenuti nel periodo, si segnala che:

• in data 4 marzo 2016, l'AEEGSI ha notificato alla Società la Comunicazione delle Risultanze Istruttorie a conclusione del procedimento avviato con delibera 380/2014/R/idr per l'adozione di provvedimenti sanzionatori e prescrittivi per violazioni della regolazione del servizio idrico integrato sostanzialmente confermando le contestazioni contenute nella citata delibera;
• in data 10 marzo 2016 si è finalmente conclusa positivamente l'istruttoria relativa alla approvazione delle predisposizioni tariffarie dell'ATO3 da parte dell'AEEGSI con la pubblicazione della deliberazione 104/2016/R/idr recante: "Approvazione, ai fini della valorizzazione dei conguagli nell'ambito del metodo tariffario per il secondo periodo regolatorio mti-2, delle predisposizioni tariffarie relative all'Ambito Territoriale Ottimale Sarnese Vesuviano, per il periodo 2012-2015". In particolare AEEGSI ha:
• approvato i moltiplicatori tariffari nella misura massima applicabile per ciascun anno e, precisamente: anno 2012: ϑ=1,065; anno 2013: ϑ=1,134; anno 2014: ϑ=1,236; anno 2015: ϑ=1,347;
• stabilito, conseguentemente, l'importo complessivo dei conguagli tariffari da recuperare negli anni successivi al 2015 nella misura di € 38,9 milioni (quota Gruppo € 14,4 milioni);
• prescritto all'Ente l'adeguamento del Piano Economico-Finanziario ai valori approvati nell'ambito della stessa deliberazione tenendo conto altresì della rettifica della voce di costo Mutui dei proprietari (MTp) anno 2013 per erronea valorizzazione, da apportare ai conguagli le cui modalità di riconoscimento sono previste a partire dal 2016;
• prescritto all'Ente di trasmettere, entro 30 giorni dalla pubblicazione del provvedimento, "gli esiti delle verifiche compiute in ordine alle assunzioni alla base del trattamento della componente di costo per gli acquisti all'ingrosso, e in particolare in ordine alle previsioni di cui all'Accordo - sottoscritto in data 24 giugno 2013 - per la regolazione dei rapporti tra Regione Campania, Ente d'Ambito, Acqua Campania S.p.a. e GORI S.p.a., di cui il medesimo soggetto competente avrà tenuto conto nella quantificazione delle partite pregresse relative a periodi precedenti al trasferimento all'Autorità delle funzioni di regolazione e controllo del settore, chiedendo altresì di verificare che il medesimo accordo sia compatibile con il principio di eterointegrazione (confermato dalla giurisprudenza in sopra richiamata) alla luce delle disposizioni introdotte dall'Autorità a partire dal 2012".

Nel mese di aprile l'Ente ha dato riscontro alle prescrizioni dell'AEEGSI rilevando, per l'anno 2012, un errore materiale di circa € 4 milioni relativo alla riduzione tariffaria dell'acqua all'ingrosso in quanto l'Accordo di regolazione del 2013 già comprendeva una riduzione del 25%. Tale errore sarà recuperato nelle determinazioni tariffarie del secondo periodo regolatorio nella quali troverà altresì recupero la quota parte di mutui non riconosciuti nell'anno 2013.

Con riferimento alle tariffe, si informa che la Società ha presentato il 15 giugno 2016 Istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'articolo 7.5 della deliberazione 664/2015/R/idr. L'istanza tariffaria tiene conto e include, tra l'altro, l'Istanza di riequilibrio economico finanziario nonché l'Istanza di riconoscimento del costo effettivo della morosità per gli anni 2014 e 2015.

L'istanza di riequilibrio recepisce le risultanze dell'attività istruttoria condotta dall'Ente formalizzate nel Verbale conclusivo redatto il 18 maggio 2016: l'Ente ritiene fondate le motivazioni poste a base della citata istanza e, pertanto, ricorrono le condizioni per procedere alla proposta di adozione delle misure di riequilibrio contenute nell'istanza stessa con le modifiche introdotte con particolare riferimento allo scenario che preveda il trasferimento delle cd. Opere Regionali. Tali misure di riequilibrio dovranno essere quindi inserite e formare oggetto del Piano Economico Finanziari da predisporre nell'ambito degli adempimenti tariffari previsti dalla delibera 664/2015. Alle medesime conclusioni l'Ente giunge con riferimento all'istanza per il riconoscimento del costo effettivo di morosità per gli anni 2014 e 2015.

I ricavi del periodo ammontano a € 80,9 milioni (quota Gruppo € 30,0 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base dell'istanza presentata dal Gestore nelle more della sua approvazione.

Si richiamano integralmente le ulteriori informazioni contenute nel paragrafo "Informativa sui servizi in concessione" anche a proposito dei riflessi di natura finanziaria derivanti dalla conclusione delle attività al riconoscimento delle misure di perequazione.

GESESA

La Società opera all'interno dell'Autorità dell'Ambito Territoriale Ottimale ATO n. 1 Calore Irpino che promuove e sviluppa l'iniziativa per la Gestione del SII sui Comuni delle Province di Avellino e Benevento. La Società gestisce il SII in 20 Comuni della Provincia di Benevento per una popolazione complessiva residente servita di circa 115.000 abitanti distribuiti su un territorio di circa 673 kmq e 54.000 utenze. Il servizio di fognatura è fornito a circa l'83% degli utenti mentre quello di depurazione a circa il 40%. Attualmente, l'Autorità, retta dal Commissario Straordinario di cui al D.G.R. n. 813/2012, non ha provveduto ancora ad affidare ad un gestore Unico la gestione del SII.

L'ATO n. 1, ha recepito – di recente – nell'ambito di un più ampio discorso sulla programmazione e gestione delle Risorse Idriche nella Regione Campania - le indicazioni provenienti dalla Struttura di Missione sulla Programmazione e Gestione delle Risorse Idriche, tese ad agevolare la comune volontà degli ex-AATO di individuare un unico Gestore sul territorio che fa capo alle stesse Autorità.

A valle dell'approvazione della Legge Regionale 15/2015 sul riordino del SII campano GESESA è impegnata nell'individuazione di un percorso di aggregazione con altre società del settore per la creazione di un soggetto che possa essere individuato come unico gestore del territorio dell'ATO1.

Area Toscana - Umbria

Acque

In data 28 dicembre 2001 Acque ha sottoscritto la convenzione di gestione, entrata in vigore il 1° gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO n. 2 costituito dall'insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell'Ambito fanno parte 55 comuni. A fronte dell'affidamento del servizio, Acque corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni preesistenti all'affidamento.

Con riferimento all'allungamento della concessione al 2026, in data 29 febbraio 2016 la Società ha ricevuto dalla banca agent del contratto di finanziamento sottoscritto nel 2006, la lettera di consenso all'allungamento della concessione del servizio al 2026. Conseguentemente in data 10 marzo 2016, dopo aver ottenuto il nulla osta da parte dell'AIT, il Consiglio di Amministrazione di Acque ha autorizzato l'Amministratore Delegato a sottoscrivere l'accettazione della lettera di consenso e l'accordo modificativo del contratto di finanziamento sottoscritto nel 2006.

Si segnala inoltre che in data 6 aprile 2016 è stato firmato tra Acque e l'AIT l'atto che ha reso efficace la modifica alla concessione di affidamento del servizio idrico con la nuova scadenza rivista al 2026 rispetto al precedente termine stabilito al 2021. La sottoscrizione dell'accordo modificativo ha integrato alcuni obblighi previsti dal contratto di finanziamento stipulato nel 2006.

In particolare viene ora previsto che la Società dovrà fornire ogni anno alla banca agent una certificazione sottoscritta dal legale rappresentate e dalla società di revisione attestante, tra le altre, che il parametro calcolato ADSCR (Annual Debit Service Cover Ratio) riferito alla data di chiusura dell'esercizio è conforme a quanto previsto dalle clausole contrattuali. In particolare, a partire dal 31 dicembre 2015, nel caso in cui il parametro ADSCR certificato sia uguale o superiore a 1,1, la Società potrà distribuire dividendi per un ammontare massimo di € 3,0 milioni in aggiunta ai dividendi percepiti dalle partecipazioni in altre imprese che restano sempre disponibili per la distribuzione ai soci. Nel caso in cui invece il parametro ADSCR misurato e certificato dovesse essere inferiore a 1,1, la società potrà distribuire ai soci solo i dividendi percepiti da partecipazioni in altre imprese. Viene inoltre previsto un rimborso anticipato del debito nelle annualità 2017, 2018 e 2019. L'importo da rimborsare corrisponderà al più basso tra il 50% delle eccedenze di cassa alla fine dell'esercizio ed € 6,0 milioni. L'importo erogato anticipatamente andrà a ridurre pro-quota i rimborsi in quota capitale per gli anni successivi fino alla scadenza.

Con riferimento alle tariffe, a partire dal 1° gennaio 2016, in attuazione a quanto previsto dalla delibera AEEGSI 664/2015 art. 9.1 paragrafo a) di approvazione del metodo tariffario 2016-2019, la Società ha applicato alla struttura dei corrispettivi tariffari, l'incremento tariffario previsto per il 2016 dall'ultimo PEF approvato dalla medesima AEEGSI con delibera 402/2014. Le tariffe potranno essere soggette a conguaglio a seguito dell'approvazione di quelle definitive da parte dell'AIT e dell'AEEGSI.

Per quanto riguarda le tariffe del secondo periodo regolatorio, Acque, in accordo con l'Autorità Idrica Toscana, decorso il termine del 30 aprile 2016 previsto per l'invio delle proposte tariffarie da parte degli Enti d'Ambito, non ha presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi del comma 7.5 della Delibera AEEGSI 664/2015/R/idr, anche in considerazione della complessità degli adempimenti richiesti dalla stessa delibera, tra cui la modifica della convenzione di affidamento del servizio, per i quali è necessario ottenere il parere degli Enti finanziatori.

Tuttavia in data 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato, all'AIT e alla Società, formale diffida ad adempiere ai sensi dell'art. 1 della Delibera 307/2016/R/idr, stabilendo un termine di 30 giorni dal ricevimento della stessa per la trasmissione della proposta tariffaria relativa al secondo periodo regolatorio 2016-2019. Acque, avendo già concordato un calendario con l'Autorità Idrica Toscana, provvederà in ogni caso all'invio della documentazione richiesta entro il termine stabilito.

I ricavi del periodo ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 69,2 milioni (quota Gruppo € 31,1 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base della delibera 664/2015 non essendo ancora stata elaborata alcuna proposta tariffaria.

E' stata definita assieme all'Autorità Idrica Toscana e all'associazione dei rappresentanti dei consumatori la nuova Carta del Servizio, che è entrata in vigore dal 1° luglio 2016; la stessa sarà sottoposta all'approvazione degli organi dell'Autorità Idrica Toscana nel corso del mese di luglio.

Publiacqua

In data 20 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in vigore il 1° gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO n. 3 costituito dall'insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell'Ambito fanno parte 49 comuni, di cui 6 gestiti tramite contratti ereditati dalla precedente gestione di Fiorentinagas. A fronte dell'affidamento del servizio il Gestore corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni preesistenti all'affidamento.

Nel giugno 2006 si è conclusa l'operazione per l'ingresso di ACEA – per il tramite del veicolo Acque Blu Fiorentine S.p.A. - nel capitale della società.

Con riferimento alle tariffe, a partire dal 1° gennaio 2016, in attuazione a quanto previsto dalla delibera AEEGSI 664/2015 art. 9.1 paragrafo a) di approvazione del metodo tariffario 2016-2019, la Società ha applicato alla struttura dei corrispettivi tariffari, l'incremento tariffario previsto per il 2016 dall'ultimo PEF approvato dalla medesima AEEGSI con delibera 402/2014. Le tariffe potranno essere soggette a conguaglio a seguito dell'approvazione di quelle definitive da parte dell'AIT e dell'AEEGSI.

In relazione alle predisposizioni tariffarie 2016-2019, il 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato all'Autorità Idrica Toscana e ai gestori toscani (e quindi anche a Publiacqua), diffida ad adempiere ai sensi dell'articolo 1 della deliberazione 307/2016/R/idr e dell'articolo 3, comma 1, lett. f) del DPCM 20 luglio 2012. La società sta pertanto provvedendo a completare la documentazione e a predisporre gli specifici schemi regolatori, gli atti e i dati di cui al comma 7.3 della deliberazione 664/2015/R/idr, necessari per l'aggiornamento tariffario relativo al secondo periodo regolatorio.

I ricavi del periodo ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 112,3 milioni (quota Gruppo € 44,9 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base della delibera 664/2015 non essendo ancora stata elaborata alcuna proposta tariffaria.

Sotto il profilo delle fonti di finanziamento il 30 aprile 2015 la Società ha sottoscritto con la BEI un finanziamento di € 50 milioni avente scadenza a fine 2020. Il 30 marzo 2016 è stato sottoscritto un contratto di finanziamento, avente scadenza al 30 giugno 2021, di € 110 milioni completamente erogato alla data di predisposizione del presente documento; il tiraggio è stato in parte destinato al rimborso dei finanziamenti e mutui in essere.

Acquedotto del Fiora

Sulla base della convenzione di gestione, sottoscritta il 28 dicembre 2001, Acquedotto del Fiora ha ricevuto in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO n. 6 Ombrone costituito dall'insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue.

La convenzione di gestione ha una durata di venticinque anni decorrenti dal 1° gennaio 2002.

Nell'agosto 2004 si è conclusa l'operazione per l'ingresso di ACEA – per il tramite del veicolo Ombrone S.p.A. – nel capitale della Società.

Con riferimento alle tariffe 2016-2019, la Società ha provveduto ad inviare all'AIT la documentazione utile alle determinazioni tariffarie per il secondo periodo regolatorio; come per le altre Società idriche della Toscana Acquedotto del Fiora non ha ancora presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi del comma 7.5 della delibera AEEGSI 664/2015 e, quindi, in data 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato, all'AIT e alla Società, formale diffida ad adempiere ai sensi dell'art. 1 della Delibera 307/2016/R/idr, stabilendo un termine di 30 giorni dal ricevimento della stessa per la trasmissione della proposta tariffaria relativa al secondo periodo regolatorio 2016- 2019. La Società, avendo già concordato un calendario con l'Autorità Idrica Toscana, provvederà in ogni caso all'invio della documentazione richiesta entro il termine stabilito.

I ricavi del primo semestre 2016 ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 45,6 milioni (quota Gruppo € 18,2 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base della delibera 664/2015 non essendo ancora stata elaborata alcuna proposta tariffaria.

Sul fronte finanziario, la Società ha sottoscritto il 30 giugno 2015 un Contratto di Finanziamento per complessivi € 143 milioni destinato ad estinguere contestualmente tutto l'indebitamento esistente della Società (costituito da mutui in essere, contratto di Bridge e affidamenti a breve aperti con vari istituti di credito) ed a finanziare una parte degli investimenti programmati; la scadenza finale è prevista al 31 dicembre 2025. Il finanziamento è regolato a tasso variabile e prevede garanzie sui conti correnti e crediti della Società nonché il pegno sulle azioni di Acquedotto del Fiora possedute da Ombrone. La Società ha, infine, posto in essere una copertura tasso di tipo plain vanilla del 70% del "Finanziamento" fino alla data di scadenza finale, attraverso la finalizzazione di operazioni di Interest Rate Swap tali da trasformare il tasso variabile vigente in tasso fisso.

Umbra Acque

In data 26 novembre 2007 ACEA si è aggiudicata definitivamente la gara indetta dall'Autorità d'Ambito dell'ATO 1 Perugia per la scelta del socio privato industriale di minoranza di Umbra Acque S.p.A. (scadenza della concessione 31 dicembre 2027) L'ingresso nel capitale della società (con il 40% delle azioni) è avvenuto con decorrenza 1° gennaio 2008.

La Società esercita la sua attività su tutti i 38 Comuni costituenti gli ATO 1 e 2.

Per il primo semestre 2016 la tariffa applicata agli utenti è quella di cui alla Delibera n. 2 del 29 aprile 2014 dell'Assemblea Unica degli ATO 1 e 2, così come da delibera dell'AEEGSI n. 252/R/idr del 29 maggio 2014 che ha approvato le proposte tariffarie per il 2014 ed il 2015.

Le determinazioni tariffarie per il secondo periodo regolatorio sono state assunte nella seduta di fine giugno. Tra le principali annotazioni va segnalato l'incremento tariffario pari al 5,5%, l'iscrizione della componente FoNi e l'introduzione della componente legata alla qualità commerciale (cd OPEXqc).

I ricavi del periodo ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 29,6 milioni (quota Gruppo € 11,8 milioni) e comprendono la componente FoNI di € 0,2 milioni (quota Gruppo € 0,08 milioni) interamente destinata alle agevolazioni tariffarie per utenze disagiate.

Si informa che è stata impugnata, mediante proposizione di apposito Ricorso Straordinario al Capo dello Stato presentato dal legale del Comitato Umbro Acqua Pubblica contro l'ATI Umbria 1 (e nei confronti dell'ATI Umbria 2 e di Umbra Acque S.p.A. quali controinteressati), per l'annullamento, previa sospensiva, della Delibera n. 6 del 28/04/2015 con cui l'ATI1 ha approvato i conguagli per le partite pregresse 2003/2011 (le annualità, antecedenti all'avvento dell'AEEGSI, su cui erano residuate competenze tariffarie in capo alle ATI) con conseguente richiesta di pagamento da parte del Gestore all'Utenza. Con tale Ricorso il Comitato Umbro Acqua Pubblica ha contestato sia vizi formali (quali la mancata pubblicazione nell'Albo Pretorio da parte dell'ATI Umbria 1 della Delibera nella sua versione definitiva e dei relativi allegati, cui poi l'ATI Umbria 1 ha cercato di porre rimedio con successiva emissione di atti di convalida) sia vizi nel merito relativamente alla contestata illegittimità di tale atto di approvazione dei conguagli in supposta violazione del principio di irretroattività della tariffa.

Tale Ricorso è un rimedio di tipo "giustiziale", un gravame di natura amministrativa, contro il quale sia la resistente ATI Umbria 1 che il controinteressato Umbra Acque si sono opposti con richiesta di trasposizione del ricorso in sede giurisdizionale dinanzi al TAR dell'Umbria ed i ricorrenti, con atto del 22 febbraio 2016, si sono ritualmente costituiti in giudizio innanzi al TAR per l'Umbria, con

riserva di presentare motivi aggiunti, per l'annullamento previa sospensiva della Deliberazione n. 6 del 28 aprile 2015 e relativi allegati con cui l'ATI Umbria 1 ha approvato i conguagli per le partite pregresse 2003/2011.

Si ritiene che il rischio di soccombenza sia remoto in quanto la delibera dell'ATI è basata sulle disposizioni previste nella delibera n. 643/2013 dell'AEEGSI (era quindi legittimata e tenuta a fare) e la quantificazione del conguaglio è conseguenza di quanto previsto dall'allora vigente metodo normalizzato e dalle disposizioni del disciplinare convenzionale (è quindi un diritto della società). E' poi del tutto evidente che una eventuale ancorché improbabile esito negativo del contenzioso genererebbe oneri che non potrebbero non essere ristorati in sede di revisione tariffaria, anzi potendo essere a buon titolo bastevole motivo di revisione straordinaria.

In data 29 aprile è stato poi notificato alla Società, mediante raccomandata postale, l'ulteriore Ricorso Straordinario al Capo dello Stato con cui il Comitato Umbro Acqua Pubblica ha impugnato l'atto di convalida dell'ATI Umbria 1 adottato con Delibera Assembleare n. 13 del 30 novembre 2015 relativo ai conguagli delle partite pregresse già deliberate dall'ATI Umbria 1 con il precedente provvedimento n. 6 del 28 aprile 2015 e già oggetto di precedente contenzioso (Ricorso Straordinario trasposto al TAR Umbria). Per tale contenzioso valgono le considerazioni finali fatte per il precedente.

Infine giova evidenziare che ha preso forma la nuova "Autorità Umbra per i Rifiuti e le Risorse Idriche" con la costituzione degli organi, la nomina del Consiglio direttivo e del Presidente; la piena operatività è programmata a breve con l'approvazione del Bilancio di previsione per il 2016.

Area Industriale Reti

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali del periodo

Dati operativi	U.M.	30/06/16	30/06/15	Variazione	Var. %
Energia Elettrica distribuita	GWh	4.945	5.087	(142)	(2,8%)
Energia prodotta da impianti fotovoltaici	GWh	0	7	(7)	(100,0%)
TEE venduti/annullati	Nr.	120.961	222.556	(101.675)	(45,7%)
Nr. Clienti	N/000	1.620	1.622	(2)	(0,1%)
Km di Rete	Km	30.016	29.821	195	0,7%

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi	314,4	264,5	49,8	18,8%
Costi	133,7	141,2	(7,6)	(5,4%)
Margine Operativo Lordo	180,7	123,3	57,4	46,6%
Risultato operativo	138,0	79,9	58,1	72,7%
Dipendenti medi (n.)	1.314	1.343	(29,0)	(2,2%)
Investimenti	80,1	67,7	12,4	18,3%

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Var.	%	30/06/15	Var.	%
Indebitamento finanziario netto	656,2	581,7	74,5	12,8%	621,3	34,9	5,6%

L'EBITDA al 30 Giugno 2016 si è attestato a € 180,7 milioni e registra un incremento di € 57,4 milioni rispetto alla semestrale 2015.

La variazione dell'EBITDA è diretta conseguenza dell'aumento dei ricavi di areti in seguito all'applicazione della delibera 654/2015/R/eel dell'AEEGSI che modifica per il quinto periodo regolatorio, avente inizio il 1° gennaio 2016, il meccanismo attraverso il quale viene remunerato il capitale investito delle società di distribuzione di energia elettrica eliminando il cosiddetto regulatory lag e prevedendo una modalità di remunerazione alternativa all'incremento dell'1% del WACC previsto nel quarto periodo regolatorio valido per il quadriennio 2012-2015.

Tale intervento non modifica la struttura dei diritti e degli obblighi rispetto al precedente ciclo regolatorio né muta il trattamento contabile applicato ai ricavi della distribuzione.

Invece, l'introduzione di importanti novità nel meccanismo e nelle tempistiche di riconoscimento degli investimenti, ha permesso di poter determinare con maggiore attendibilità e affidabilità i ricavi con cui vengono remunerati gli investimenti a seguito della rimozione del c.d. "regulatory lag". Solo a partire dal primo semestre 2016, a seguito degli approfondimenti normativi successivi atti a chiarire ed esplicitare gli adempimenti degli operatori e la determinazione delle diverse remunerazioni, sono stati valorizzati gli effetti di tali novità. Da ciò discende l'iscrizione di un provento di competenza del semestre pari a € 63,3 milioni di cui € 36,3 milioni riferibili al ristoro delle quote di ammortamento e della corrispondente remunerazione degli investimenti realizzati in esercizi precedenti, ancorché gli effetti non si siano materialmente riversati in tariffa.

È da segnalare il contributo negativo del ramo della pubblica illuminazione (- € 1,2 milioni) all'EBITDA dell'Area che deriva principalmente dal risultato di Acea Illuminazione Pubblica (- € 1,0 milioni).

Il costo del personale registra una riduzione di € 2,9 milioni rispetto al primo semestre 2015 anche in conseguenza di una riduzione del personale; infatti la consistenza media al 30 giugno 2016 è pari a 1.314 unità, minore di 29 unità rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

L'indebitamento finanziario netto si è attestato alla fine del periodo di osservazione ad € 656,2 milioni evidenziando un incremento di € 74,5 milioni rispetto alla fine del 2015 principalmente dovuto ad areti (+ € 65,7 milioni). Tale incremento è da imputare in parte ai maggiori investimenti ed in parte all'aumento del circolante netto.

Gli investimenti dell'Area si attestano a € 80,1 milioni e crescono di € 12,4 milioni. I principali investimenti sono riferiti agli interventi sulla rete AT, MT e BT oltre ad una serie di interventi di ampliamento delle reti MT e manutenzioni straordinarie sulle linee aeree.

Andamento della gestione

Distribuzione di energia elettrica

Bilancio dell'energia

Come evidenziato nella tabella sottostante, al 30 giugno 2016 areti ha immesso in rete 5.279,3 GWh registrando un decremento del 2,83% rispetto al medesimo periodo del 2015.

GWh	1° Sem 2016	1° Sem 2015	Variazione %
Fonte A.U.	1.301,9	1.476,5	(11,83%)
Fornitura estera	194,0	192,9	0,56%
Mercato di maggior tutela	1.495,9	1.669,4	(10,39%)
Mercato libero	3.694,9	3.667,0	0,76%
Distributori sottesi	0,9	1,0	(8,37%)
Totale generale	5.279,3	5.433,0	(2,83%)

Tariffe per il servizio di trasporto

L'anno 2016 rappresenta il primo anno relativo al nuovo periodo regolatorio la cui durata è stata incrementata da quattro ad otto anni (2016-2023) suddivisa in due sottoperiodi: i primi quattro in continuità di metodo, gli altri oggetto di implementazione successiva.

Le disposizioni normative sono articolate in tre Testi Integrati: Il "Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica (TIT)", Allegato A alla delibera 654/2015/R/eel, "Il Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica (TIME)", Allegato B alla delibera 654/2015/R/eel, e il "Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione" (TIC), Allegato C alla delibera 654/2015/R/eel, pubblicati il 23 dicembre 2015.

L'AEEGSI ha confermato, per il servizio di distribuzione, il disaccoppiamento della tariffa applicata ai clienti finali (c.d. tariffa obbligatoria) rispetto alla tariffa di riferimento per la determinazione del vincolo ai ricavi ammessi per ciascuna impresa (c.d. tariffa di riferimento).

Le principali novità introdotte rispetto al precedente periodo di regolazione (2012-2015), sono rappresentate da:

• 1. Lag regolatorio e remunerazione del capitale investito;
• 1. Allungamento vite utili regolatorie
• 1. Criteri di regolazione tariffaria: cot, misura

Relativamente al primo punto, l'AEEGSI ha modificato le modalità di compensazione del lag regolatorio nel riconoscimento dei nuovi investimenti sia per la Distribuzione che per la Misura (senza retroattività).

Il criterio fondato sulla maggiorazione del tasso di remunerazione del capitale investito riconosciuta ai nuovi investimenti, pari all'1% (dell'anno t-2) è stato sostituito dall'introduzione del riconoscimento nella base di capitale (c.d. RAB) anche degli investimenti realizzati nell'anno t-1, valutati sulla base di dati pre-consuntivi. Tali dati saranno utilizzati per la determinazione delle tariffe di riferimento provvisorie pubblicate in data 12 maggio con deliberazione n. 233/2016/R/eel e saranno sostituiti successivamente dai dati consuntivi per la determinazione delle tariffe di riferimento definitive pubblicate entro febbraio dell'anno successivo.

L'AEEGSI riconosce nell'anno t la sola remunerazione del capitale investito relativo ai cespiti entrati in esercizio nell'anno t-1, senza riconoscere la quota di ammortamento ad essi relativa.

Inoltre, per gli investimenti entrati in esercizio nel periodo 2012-2014, la nuova delibera prevede che il riconoscimento della maggiorazione del tasso di remunerazione pari all'1% - riconosciuto a titolo di ristoro del lag temporale tra la data di effettuazione degli investimenti e la data di riconoscimento in tariffa t+2 - venga garantito attraverso una maggiorazione forfettaria del valore delle immobilizzazioni nette.

Attraverso la definizione di tale meccanismo tariffario, il distributore di fatto ha già maturato il diritto a vedersi riconosciuto il capitale investito ed una remunerazione su di esso, nel momento in cui ha effettuato gli investimenti e li ha gestiti secondo le norme regolatorie, senza la necessità di dover effettuare ulteriori prestazioni in futuro a prescindere dal momento finanziario dell'incasso.

Con riferimento agli ammortamenti riconosciuti in tariffa, la nuova regolazione aumenta la vita utile regolatoria di alcuni cespiti, quali le linee elettriche in AT (portata da 40 a 45 anni), le linee in MT e BT e le «prese utenti» (da 30 a 35 anni).

Il tasso di remunerazione del capitale investito netto (wacc), i cui parametri di calcolo sono stati pubblicati nella delibera 654/2015/R/eel, è pari al 5,6% per il servizio di distribuzione sugli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2015.

Sul fronte dei costi operativi, la nuova tariffa per impresa copre i costi specifici attraverso un coefficiente di modulazione dei costi medi nazionali, che è determinato dall'AEEGSI in funzione dei costi effettivi dell'impresa e delle variabili di scala.

Tali costi, nella definizione della tariffa per impresa per l'anno 2016, secondo quanto definito dalla delibera 654/2015, vengono maggiorati dai contributi di connessione a forfait riconosciuti a livello nazionale considerati come contributi in conto capitale e non più detratti dai costi operativi.

Inoltre, i contributi di connessione a forfait di ciascuna impresa vengono detratti direttamente dal capitale investito dell'impresa considerandoli al pari di cespiti MT/BT.

L'aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione per gli anni successivi al primo avviene individualmente in base agli incrementi patrimoniali comunicati dalle imprese nell'ambito delle raccolte dati sulla RAB. Il criterio di aggiornamento prevede che:

• la quota della tariffa a copertura dei costi operativi sia aggiornata mediante il meccanismo del price-cap (con un obiettivo di recupero di produttività del 1,9%);
• la parte a copertura dei costi relativi alla remunerazione del capitale investito sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, gli investimenti lordi realizzati entrati in esercizio e differenziati per livello di tensione ed il tasso di variazione collegato alla maggiore remunerazione riconosciuta agli investimenti incentivati;
• la parte a copertura degli ammortamenti sia aggiornata mediante il deflatore degli investimenti fissi lordi, la variazione dei volumi del servizio erogato, il tasso di variazione collegato alla riduzione del capitale investito lordo per effetto di alienazioni, dismissioni e fine vita utile e il tasso di variazione collegato agli investimenti lordi entrati in esercizio.

L'AEEGSI conferma il meccanismo, già introdotto nel terzo ciclo regolatorio, di maggiore remunerazione di alcune categorie di investimenti entrati in esercizio fino al 2015 non specificando al contempo se tale meccanismo sarà confermato nel nuovo ciclo.

Relativamente all'attività di commercializzazione, l'AEEGSI introduce un'unica tariffa di riferimento che riflette sia i costi relativi alla gestione del servizio di rete sia i costi relativi alla commercializzazione, applicando il regime di riconoscimento puntuale dei costi di capitale anche per gli investimenti nell'attività di commercializzazione.

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l'AEEGSI ha confermato la tariffa binomia (potenza e consumo) per i clienti in alta tensione, e la struttura della tariffa di costo per il servizio di trasmissione verso Terna (CTR) introducendo un corrispettivo anch'esso binomio. La presenza delle due tariffe ha confermato il meccanismo di perequazione.

I meccanismi di perequazione generale dei costi e ricavi di distribuzione per il vigente ciclo regolatorio si articolano in:

• perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione;
• perequazione dei ricavi per la fornitura dell'energia elettrica ai clienti domestici;
• perequazione dei costi di trasmissione;
• perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard.

Il Testo Integrato di Misura (TIME) disciplina le tariffe per il servizio di misura articolate nelle attività di installazione e manutenzione dei misuratori, raccolta, validazione e registrazione delle misure. La struttura dei corrispettivi è stata modificata rispetto al precedente ciclo regolatorio solo per quanto riguarda i corrispettivi di raccolta e validazione delle misure prima suddivisi ed ora unificati in un unico corrispettivo.

L'AEEGSI ha introdotto una nuova modalità di riconoscimento dei costi di capitale relativi a misuratori elettronici di bassa tensione, per le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo, basata su criteri di riconoscimento degli investimenti effettivamente realizzati dalle singole imprese confermando il criterio di determinazione delle tariffe del servizio di misura sulla base di costi nazionali per i sistemi di telegestione e per i misuratori elettromeccanici ancora in campo (costo residuo), mantenendo anche per il quinto ciclo regolatorio la perequazione di misura. Il meccanismo di perequazione è finalizzato a garantire che la remunerazione degli investimenti in misuratori e sistemi elettronici di raccolta delle misure sia attribuita alle imprese distributrici che li hanno effettivamente realizzati, secondo le tempistiche previste per la sostituzione del parco contatori.

Le tariffe a copertura del servizio di misura si aggiornano, come per il servizio di distribuzione, con il meccanismo del price-cap per la quota a copertura dei costi operativi (con un obiettivo di recupero di produttività del 1%) e con il deflatore, la variazione del capitale investito e il tasso di variazione dei volumi per la parte a copertura del capitale investito e degli ammortamenti. Il tasso di remunerazione del capitale di misura è equivalente a quello del servizio di distribuzione.

Il "Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione" (TIC), Allegato C alla deliberazione 654/2015/R/eel, disciplina le condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione e di prestazioni specifiche (spostamenti di impianto di rete richiesti da utente, volture, subentri, disattivazione ecc …) delle utenze passive, in sostanziale continuità rispetto al precedente periodo regolatorio

Obiettivi di efficienza energetica

L'obiettivo di areti per l'anno 2016 risulta pari a 242.924 TEE e come previsto dal Decreto Ministeriale del 28 dicembre 2012, la Società dovrà portare in annullamento, entro maggio 2017 almeno il 60% di tale valore, ovvero 145.754 TEE.

areti, nel corso del primo semestre, ha provveduto inoltre ad annullare il 60% dell'obbligo 2015, pari 120.961 TEE, il cui valore unitario di annullamento definitivo è pari a € 114,83 come da determina DMEG/EFR/11/2016 pubblicata il 16 giugno 2016. Con il medesimo provvedimento è stato inoltre fissato il prezzo a preventivo di riferimento per l'anno d'obbligo 2016 pari ad € 118,37/TEE.

Vigilanza dell'AEEGSI

Alla luce della delibera 110/2016/S/eel pubblicata il 4 aprile 2016, l'AEEGSI approva e rende obbligatoria la proposta di impegni presentata da ARETI nell'ambito del procedimento sanzionatorio avviato con delibera 300/2013/S/eel dell'8 luglio 2013, in materia di aggregazione delle misure ai fini della determinazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento. La suddetta proposta prevedeva:

• l'assunzione e il ristoro dell'onere finanziario riconosciuto dal sistema elettrico agli utenti del dispacciamento con punti di prelievo nell'area di ACEA Distribuzione, per i quali la liquidazione delle partite economiche di competenza dell'anno 2011, è stata sospesa ed erogata in ritardo a causa dei disallineamenti tra volumi fisici misurati e fatturati, altrimenti gravante sul corrispettivo uplift;
• il risarcimento agli utenti del dispacciamento di un indennizzo di 1.000 euro per ogni comunicazione aggregata oraria mensile riferita all'anno 2011 risultata non coerente con i dati di misura fatturati, valutati in occasione della comunicazione di conguaglio inviata a Terna alla data del 20 maggio 2012.

Di conseguenza, dopo aver provveduto alla quantificazione degli importi da versare a Terna (circa € 1,5 milioni) e agli utenti del dispacciamento (circa € 0,5 milioni), alla fine del mese di giugno ha iniziato a corrispondere le prime rate di pagamento.

In merito alla delibera 62/2014/S/eel dell'AEEGSI, si è ancora in attesa della comunicazione delle risultanze istruttorie mentre, per quanto riguarda la delibera 512/2013/S/eel dell'AEEGSI, che fa seguito alla VIS 60/11, dopo la presentazione del ricorso al TAR Lombardia da parte della Società, con la delibera 14/2016/C/eel l'AEEGSI ha deciso di presentare ricorso al Consiglio di Stato. Per maggiori dettagli si rinvia al medesimo paragrafo della Relazione al Bilancio 2015.

Illuminazione Pubblica

Nel corso del primo semestre 2016 Acea Illuminazione Pubblica ha realizzato complessivamente 1.048 punti luce su richiesta sia di Roma Capitale che di clienti terzi.

È da rilevare che, nel corso del periodo è stato avviato con la pubblicazione dei bandi di gara per l'approvvigionamento e l'installazione delle armature il progetto 'DEL'AMOR' relativo alla realizzazione di un piano di efficientamento energetico degli impianti di illuminazione pubblica di Roma Capitale, finanziato dall'Amministrazione Capitolina, basato sulla trasformazione dei corpi illuminanti dagli attuali SAP (Sodio Alta Pressione) a LED.

In data 17 giugno 2016 è stato firmato l'accordo modificativo del Contratto di Servizio del 13 febbraio 2007 e dell'Accordo per l'Adeguamento del 15 marzo 2011, relativi all'Illuminazione Pubblica ed Artistica Monumentale con il quale le parti hanno definito la tempistica ed i corrispettivi per l'attività di trasformazione delle attuali armature SAP con quelle a tecnologia LED.

Con riferimento alle attività di ripristino a seguito di furti di cavi, si segnala che sono stati posati in opera oltre 18,5 km dei nuovi cavi, ormai sperimentati già dallo scorso anno, che utilizzano una nuova tipologia di cavo elettrico, in alluminio ramato che, combinando una minore quantità di rame con l'alluminio, comporta come primo e principale vantaggio la difficile separazione, se non mediante mezzi e processi industriali, dei due metalli.

Corporate

Risultati economici e patrimoniali del periodo

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi	54,7	54,6	0,1	0,1%
Costi	55,1	54,4	0,7	1,3%
Margine Operativo Lordo	(0,4)	0,3	(0,7)	(263,8%)
Risultato operativo	(13,8)	(9,9)	(3,9)	39,6%
Dipendenti medi (n.)	630	654	(24,0)	(3,7%)
Investimenti	4,7	8,8	(4,1)	(46,6%)

Risultati economici e patrimoniali (€ milioni)	30/06/16	31/12/15	Var.	%	30/06/15	Var.	%
Indebitamento finanziario netto	356,0	416,3	(60,3)	14,5%	394,1	(38,1)	9,7%

ACEA chiude il primo semestre 2016 con un livello di EBITDA per € - 0,4 milioni in peggioramento, rispetto al 31 dicembre 2015, di € 0,7 milioni essenzialmente per l'effetto combinato (i) dalla crescita di costi esterni prevalentemente per consulenze di natura tecnica e informatica mitigate dal proseguimento della politica di contenimento dei costi e (ii) della riduzione del costo del personale.

L'organico medio al 30 Giugno 2016 si attesta a 630 unità e risulta in riduzione rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente (erano 654).

Gli investimenti si attestano a € 4,7 milioni e, e rispetto al medesimo periodo del 2015 risultano in riduzione di € 4,1 milioni (erano € 8,8 milioni).

L'indebitamento finanziario netto al 30 Giugno 2016 è pari a € 356,0 milioni e registra un miglioramento rispetto alla chiusura dell'esercizio 2015 di € 60,3 milioni. Tale variazione discende principalmente (i) dall'incremento dei dividendi relativi alle società controllate (+ € 110,8 milioni), (ii) dalla crescita dei crediti verso controllate per i rapporti di tesoreria accentrata compensati (iii) dalla riduzione del fabbisogno generato dalle variazioni del circolante, fra cui il pagamento di debiti verso fornitori e di debiti tributari e per gli investimenti effettuati nel corso del semestre.

Attività di ACEA S.p.A.

ACEA S.p.A., nella propria funzione di holding industriale, definisce gli obiettivi strategici a livello di Gruppo e di società controllate e ne coordina l'attività.

Nell'ambito di Gruppo, ACEA opera come tesoreria centralizzata per le maggiori Società controllate. Il rapporto intercompany, il cui contratto di tesoreria centralizzata è stato rivisitato nel corso del primo semestre 2016, si esplica attraverso:

• istituzione di un finanziamento a medio termine di tipo revolving (Linea di Finanza Intersocietaria), destinato al finanziamento del fabbisogno finanziario per esigenze di circolante e per l'effettuazione degli investimenti. Tale linea di credito (i) ha efficacia a decorrere dal 1° aprile 2016 fino al 31 dicembre 2019 e (ii) genera interessi ad un tasso fisso, aggiornato annualmente, come definito nei singoli contratti di tesoreria;
• la messa a disposizione di proprie linee di credito per garanzie bancarie ovvero attraverso il rilascio diretto di garanzie societarie (Linea per Garanzie). Tale linea (i) ha efficacia fino al 31 dicembre 2019, (ii) fissa un plafond per tipologia di garanzia e (iii) genera una commissione distinta tra garanzie bancarie e garanzie societarie.

ACEA presta inoltre alle società controllate e collegate servizi di natura amministrativa, finanziaria, legale, logistica, 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.

Per quanto attiene i contratti di servizio, a decorrere dal 1° gennaio 2014 e con durata triennale, ACEA ha rivisto il catalogo dei servizi offerti, ha allineato i corrispettivi a prezzi di mercato, ha reso i contratti di servizio compliant ai fini regolatori e del M.O.G.C. e ha introdotto nuovi SLA (Service Level Agreement) in un'ottica di miglioramento del livello di servizio offerto, da rapportare a relativi KPI (Key Performance Indicator).

Si informa inoltre che, nell'ambito del progetto Acea 2.0, sono stati stipulati addendum specifici al contratto di servizio che regolano le prestazioni rese da ACEA alle principali Controllate. Il corrispettivo è stabilito pari al costo sostenuto.

Fatti di Rilievo intervenuti nel periodo

Acea S.p.A.: Approvato il Piano Industriale 2016 - 2020

L'11 marzo 2016 il Consiglio di Amministrazione di ACEA ha approvato il Piano Industriale del Gruppo relativo al periodo 2016-2020. Tale piano conferma la focalizzazione della strategia sulle attività regolate, sull'innovazione e razionalizzazione dei processi interni, nonché sulla qualità del servizio. Le previsioni tengono conto del nuovo quadro regolatorio della distribuzione elettrica e idrica, con conseguente ottimizzazione dell'allocazione delle risorse nelle aree di business maggiormente redditizie. Sono, inoltre, ipotizzate un'accelerazione e un incremento degli obiettivi di efficienza soprattutto con riferimento al progetto Acea 2.0.

Nella medesima seduta il Consiglio di Amministrazione ha inoltre approvato il Bilancio 2015 e la proposta di distribuzione di un dividendo di € 0,50 per azione.

Acea S.p.A.: Pubblicazione liste dei candidati per la nomina del Collegio Sindacale

Il 6 aprile 2016, in relazione alla Assemblea dei Soci che si è tenuta lo scorso 28 aprile 2016 sono state regolarmente depositate presso la Sede della Società le Liste di candidati per la nomina del Collegio Sindacale.

Acea S.p.A.: Ritiro rating Standard & Poor's su richiesta di Acea

Il 27 aprile 2016, su richiesta di ACEA, Standard & Poor's ha ritirato tutti i suoi rating relativi alla Società e alle emissioni obbligazionarie attualmente in circolazione, dopo aver confermato il giudizio di merito pari a "BBB-" sul debito a lungo termine e ad "A-3" sul debito a breve termine, con outlook "Stabile".

Tale decisione scaturisce da un'approfondita riflessione svolta anche con primari Investitori e Analisti e si è basata, tra l'altro, sulla non condivisibilità della metodologia valutativa adottata da Standard & Poor's che non riflette i significativi miglioramenti industriali e finanziari conseguiti dal Gruppo ACEA negli ultimi anni.

Acea S.p.A.: l'Assemblea degli azionisti approva il Bilancio 2015 e la distribuzione di un dividendo pari a 0,50 euro per azione e nomina il Collegio Sindacale

Il 28 aprile 2016 l'Assemblea degli Azionisti di Acea S.p.A. ha approvato il Bilancio d'esercizio e ha presentato il Bilancio consolidato al 31 dicembre 2015. L'Assemblea ha altresì deliberato la destinazione dell'utile civilistico 2015 di ACEA S.p.A. nonché la distribuzione di un dividendo complessivo di € 106.482.450,00, pari ad € 0,50 per azione, che è stato messo in pagamento a partire dal 22 giugno 2016 con stacco cedola in data 20 giugno e record date il 21 giugno.

L'Assemblea degli Azionisti ha inoltre nominato il nuovo Collegio Sindacale, definendone i relativi compensi. Il Collegio Sindacale resterà in carica per tre esercizi e precisamente fino all'approvazione del Bilancio 2018. L'elezione dei componenti dell'Organo di controllo è avvenuta con voto di Lista, secondo le modalità stabilite agli articoli 15 e 22 dello Statuto Sociale.

Acea S.p.A.: dimissioni del Consigliere di Amministrazione Diane D'Arras

Il 1° giugno 2016 Diane d'Arras – eletta Consigliere di Amministrazione nella lista presentata dal Socio Suez – Amministratore indipendente e non esecutivo di Acea SpA e Coordinatore del Comitato per le Operazioni con Parti Correlate, ha rassegnato le dimissioni dalla carica di Consigliere per l'intensificarsi dei propri impegni professionali nel Gruppo Suez.

Acea S.p.A.: Pubblicazione del Documento Informativo relativo ad Operazione di maggiore rilevanza con parti correlate

Il 24 giugno 2016 Acea ha messo a disposizione del pubblico presso la sede sociale e sul sito internet aziendale www.acea.it, il documento informativo relativo al contratto avente a oggetto il Piano LED, firmato da Acea SpA e Roma Capitale in data 17 giugno 2016.

Acea S.p.A.: cooptazione nuovo Consigliere di Amministrazione

Il 28 giugno 2016 il Consiglio di Amministrazione di Acea ha cooptato, in sostituzione del Consigliere dimissionario Diane d'Arras di espressione del Socio di minoranza Suez Italia SpA e su proposta dello stesso Socio, Angel Simon Grimaldos, quale Amministratore non esecutivo, ai sensi dell'art. 2386 codice civile e dell'art. 15 dello Statuto Sociale.

Fatti di rilievo intervenuti successivamente alla chiusura del periodo

Come previsto dalla normativa comunitaria e nazionale nonché dalle disposizioni dell'Autorità di settore, ACEA Distribuzione diventa areti in data 1° luglio 2016.

areti nasce in conformità agli obblighi in materia di separazione d'identità, di marchio e di politiche di comunicazione previsti, rispettivamente, dal comma 23.3 e dal comma 38.2 del D.lgs.93/11.

Principali rischi e incertezze

Per la natura del proprio business, il Gruppo è esposto a diverse tipologie di rischi, e in particolare a rischi regolatori, rischi di credito, rischi operativi, rischi cambio, rischio mercato, rischio liquidità ed al rischio tasso di interesse. Al fine del contenimento di tali rischi il Gruppo ha posto in essere attività di analisi e di monitoraggio che sono di seguito dettagliate.

È necessario evidenziare che non si prevedono, alla data di predisposizione della relazione sulla gestione corrente, particolari rischi e incertezze, oltre quelli menzionati nel presente documento, che possano determinare effetti significativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo ACEA.

Rischi Regolatori e Normativi

È noto che il Gruppo ACEA opera prevalentemente nei mercati regolamentati ed il cambiamento delle regole di funzionamento di tali mercati nonché le prescrizioni e gli obblighi che li caratterizzano possono significativamente influire sui risultati e sull'andamento della gestione. Pertanto il Gruppo si è dotato di una struttura che possa intensificare i rapporti con gli organismi di governo e regolazioni locali e nazionali.

Tale struttura assicura il monitoraggio della evoluzione normativa, sia nella fase di supporto alla predisposizione di commenti ed osservazioni ai Documenti di Consultazione, in linea con gli interessi delle società del Gruppo, che nella coerente applicazione delle disposizioni normative all'interno dei processi aziendali, dei business dell'energia elettrica, del gas e dell'acqua.

Le regole di assetto territoriale e di governance del servizio idrico integrato continuano ad essere oggetto di specifici interventi normativi; in particolare con riferimento ai provvedimenti connessi al riordino della disciplina dei servizi pubblici locali a rilevanza economica (Riforma MADIA) e in materia ambientale con il c.d. Collegato Ambientale (Green Economy). Ulteriori sviluppi sono attesi dal più volte citato progetto di legge ex Daga (S 2343), quando avrà terminato il suo complesso iter approvativo

Con Legge 22 maggio 2015, n. 68 (pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale 28 maggio 2015, n. 122) sono state approvate nuove disposizioni in tema di reati ambientali.

In particolare, la citata Legge 68/2015 introduce, nel Codice Penale, il nuovo Titolo VI-bis -"Dei delitti contro l'ambiente" e modifica gli art. 257 e 260 del D.lgs. 152/2006.

I delitti di nuova introduzione vanno ad ampliare il catalogo dei reati presupposto in grado di attivare la responsabilità degli Enti ai sensi del D.lgs. 231/2001, imponendo un aggiornamento dei modelli organizzativi.

Rischi operativi e ambientali

ACEA Ato2 – criticità connesse all'esistenza di scarichi non a norma

La sottoscrizione della Convenzione di Gestione ha sancito ufficialmente l'obbligo del trasferimento ex lege dei servizi idrici integrati dei Comuni appartenenti all'ATO2 (ad eccezione dei servizi tutelati). In realtà i tempi e le modalità attuative di tale trasferimento sono stati disattesi dagli eventi, a causa sia della mancata disponibilità da parte di alcune Amministrazioni Comunali all'effettivo trasferimento del Servizio, sia della impossibilità per il Gestore, in particolare a partire dal 2008, di acquisire la gestione di impianti idrici, fognari e depurativi non conformi alle norme di legge vigenti per non sottoporsi e/o sottoporre i propri Dirigenti alla conseguente azione penale da parte della magistratura.

Le maggiori criticità sono derivate infatti dalla presenza di scarichi ancora non depurati e/o impianti di trattamento esistenti da rifunzionalizzare e/o adeguare a nuovi limiti di emissione determinati dall'Autorità di Controllo a seguito di una diversa valutazione del regime idrologico dei corsi d'acqua ricettori o, addirittura, della natura del recettore (suolo anziché corso d'acqua) per aver ritenuto lo

scarico di alcuni depuratori sul suolo nei casi di corsi d'acqua asciutti trovati asciutti all'atto dei controlli.

La situazione di vera e propria emergenza ambientale ha richiesto anche interventi di natura istituzionale. Infatti la Regione ha sottoscritto nel 2008 un "Protocollo d'intesa per l'attuazione del piano straordinario di risanamento delle risorse fluviali, lacuali e marine finalizzato al superamento dell'emergenza scarichi nell'ATO2 – Lazio Centrale – Roma" con cui ha inteso disporre appositi finanziamenti per l'attuazione di alcuni degli interventi mirati al superamento dell'emergenza.

Ad oggi, grazie al notevole sforzo tecnico ed economico prodigato, sono stati collettati a depurazione 161 scarichi. Rimangono 85 scarichi ancora attivi di cui 53 inseriti in piani di intervento che sta curando ACEA Ato2 e 32 da eliminare a cura dei Comuni o della Regione con finanziamenti pubblici.

E' stato predisposto nei primi mesi del 2016, alla luce della Delibera 644/15, l'aggiornamento del Programma degli Interventi per il periodo 2016-2019 con indicazioni fino a fine concessione (2032). Tale Programma è parte della documentazione posta alla base dell'istanza tariffaria, che in base all'art. 7.5 della Delibera 664/15 è stata trasmessa all'AEEGSI per la relativa approvazione.

Nei primi anni di gestione, dal 2003 in poi, sono stati realizzati investimenti scontando in fase di avvio del Servizio Idrico Integrato la scarsa conoscenza degli impianti via via acquisiti dai Comuni e la necessità di elaborare una progettazione mirata a risolvere i problemi più critici soprattutto relativi al comparto igienico sanitario. I tempi conseguenti a tale progettazione e alle autorizzazioni all'uopo necessarie per la cantierizzazione delle opere hanno ritardato di fatto la realizzazione di investimenti sul territorio.

Negli anni successivi gli investimenti effettuati hanno consentito il recupero, di fatto, del gap degli anni precedenti realizzando maggiori investimenti rispetto a quelli programmati nel precedente Programma 2014-2017.

I risultati raggiunti hanno beneficiato anche del profondo rinnovamento attuato nel sistema organizzativo, nei processi e nei sistemi tecnologici utilizzati a partire dagli anni 2013-2014; rinnovamento che ha portato al miglioramento delle performance operative della Società ottimizzando gli assetti organizzativi, i processi ed individuando opportunità di sinergie e innovazione a supporto degli obiettivi strategici.

Grazie a tale rinnovamento e alla messa a regime dell'attività di progettazione sviluppata negli anni precedenti è stato possibile incrementare la produzione di investimenti per la realizzazione di nuove grandi opere. Permangono tuttavia le difficoltà legate alla fase autorizzativa dei progetti che rimane altamente critica soprattutto per quanto riguarda la dichiarazione di pubblica utilità da parte dei comuni ed in particolare di Roma Capitale ed i conseguenti procedimenti patrimoniali finalizzati all'acquisizione delle aree necessarie per i lavori.

A tal riguardo è da sottolineare che recentemente è stato nominato un apposito Commissario Straordinario, con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 9 novembre 2015, al fine di rimuovere le criticità dovute alla mancata dichiarazione da parte di Roma Capitale della pubblica utilità di alcuni progetti strategici per il superamento dell'emergenza ambientale nel Comune con particolare riferimento agli importanti interventi di risanamento di scarichi fognari non depurati quali: il completamento del collettore di Ponte Ladrone, il Collettore della Crescenza III, il collettore di Magliana-Maglianella VI tronco, il Collettore dell'Acqua Traversa, il collettore di Rebibbia, il collettore di Via Veientana.

Il Programma 2016-2019 oltre che a proseguire nell'impegno a superare le emergenze ambientali che hanno caratterizzato il primo periodo concessorio, prevede altresì l'aumento dei volumi d'investimento nel campo delle estensioni e bonifiche delle reti idriche e fognarie, l'incremento della manutenzione programmata e non su danno e, nel campo della depurazione, la messa a norma degli impianti oggetto di applicazione di procedure autorizzative sempre più restrittive e l'avvio del programma di razionalizzazione degli impianti, mirato ad un efficientamento della gestione.

In tale Programma sono stati ricompresi, oltre che gli interventi di eliminazione degli anzidetti 53 scarichi ancora attivi, anche gli interventi per il completo risanamento igienico-sanitario del

territorio dell'ATO2 quali l'adeguamento o il potenziamento dei depuratori obsoleti che scaricano su "suolo" o in "fossi non perenni", a seconda delle interpretazioni/valutazioni dell'ente preposto al rilascio dell'autorizzazione o della accertata variazione del regime idraulico dei corsi d'acqua ricettori.

ACEA Ato2 – criticità del sistema idropotabile

A seguito dell'acquisizione della gestione del SII sono emerse due criticità:

• qualità dell'acqua emunta;
• carenza idrica principalmente nella zona a Sud di Roma.

Per quanto attiene alla prima la crisi quali-quantitativa generata dalla presenza sul territorio di fonti con acqua di qualità non conforme rispetto a parametri chimici come arsenico e fluoro naturalmente presenti nelle fonti di approvvigionamento sotterranee in aree di origine vulcanica, con conseguenti criticità in termini di quantità e qualità dell'acqua distribuita (Comuni del comprensorio dei Castelli Romani e più in generale ricadenti nelle aree vulcaniche dell'ATO con oltre 170.000 abitanti e quattordici Comuni), ha visto la Società impegnata nell'elaborazione e realizzazione di adeguati piani di rientro, necessari per il rispetto dei parametri dettati dal D. Lgs. n.31/2001 e recepiti nella successiva pianificazione degli investimenti del Piano d'Ambito.

A tal fine sono state pianificati e realizzati interventi di:

• sostituzione delle fonti di approvvigionamento locali qualitativamente critiche con fonti connotate da migliori caratteristiche qualitative;
• miscelazione delle fonti con acque prive degli elementi indesiderati;
• realizzazione di impianti di potabilizzazione mediante tecnologia a filtrazione o ad osmosi inversa.

Le attività di cui sopra si sono concluse con l'attivazione dell'impianto di potabilizzazione denominato "Madrid" nel Comune di Trevignano.

Oggi, a seguito dell'ultimazione delle attività innanzi descritte, risulta, pertanto, necessario completare gli interventi, già programmati, volti a garantire la qualità dell'acqua distribuita sui citati territori anche in condizioni sfavorevoli (siccità, fuori servizio) ed implementare gli impianti di potabilizzazione per aumentarne l'affidabilità. Gli sforzi della Società verranno poi indirizzati a realizzare nuovi impianti per incrementare l'approvvigionamento idrico, soprattutto nel periodo estivo, nei comuni di Oriolo Romano, Sant'Oreste, Allumiere (seconda linea), Fiano Romano e Vejano.

Per quanto attiene alla seconda criticità, ovvero la carenza idrica riscontrata principalmente nella zona dei Colli Albani, il cui approvvigionamento dipende dall'acquedotto del Simbrivio, da quello della Doganella e da oltre 140 pozzi locali, nel corso degli anni sono stati realizzati vari interventi volti a mitigare tale criticità, quali la derivazione della sorgente del Pertuso, l'attivazione di nuovi impianti, il serbatoio di Arcinazzo e l'impianto "booster" del Ceraso.

Inoltre, tra gli interventi finalizzati a fronteggiare al meglio le situazioni di emergenza idrica che si verificano, in particolare in alcuni comuni a sud di Roma, in coincidenza con i mesi estivi e in concomitanza con l'incremento dei consumi, si è posta particolare attenzione alla gestione della risorsa idrica. Ad esempio, nel comune di Velletri, per contenere la situazione critica, sono state effettuate turnazioni idriche, divulgate anche sui siti web aziendali, e ACEA Ato2 ha messo in campo un servizio di rifornimento tramite autobotti che ha consentito di limitare i disagi alla cittadinanza. Analoghe problematiche si sono verificate nel comune di Olevano comunque risolte.

Area Energia

Con riferimento all'Area Energia, i principali rischi operativi connessi all'attività delle società in esse incluse (Acea Energia ed Acea Produzione) possono essere relativi a danni materiali (danni agli asset, inadeguatezza dei fornitori, negligenza), danni per mancata produzione, risorse umane e danni derivanti da sistemi e da eventi esogeni.

Le società, per far fronte ad eventuali rischi di natura operativa, hanno provveduto, sin dall'avvio delle attività, a sottoscrivere con primari istituti assicurativi polizze per Property Damage (danni

materiali a cose), Business Interruption (danni per mancata produzione) e Third Part Liability (responsabilità civile verso terzi). Le società pongono particolare attenzione all'aggiornamento formativo dei propri dipendenti e contestualmente alla definizione di procedure organizzative interne e alla stesura di appositi mansionari.

Area Reti

Con riferimento all'Area Reti, i rischi principali ricadenti in questa area industriale possono essere classificati come segue:

• rischi inerenti all'efficacia degli investimenti di sostituzione/ammodernamento delle reti elettriche, in riferimento agli effetti attesi sul miglioramento degli indicatori di continuità del servizio;
• rischi relativi alla qualità, affidabilità e durata delle opere realizzate;
• rischi relativi al rispetto dei tempi di ottenimento delle prescritte autorizzazioni, sia riguardo alla costruzione e messa in esercizio degli impianti (ex legge regionale 42/90 e norme collegate) sia relativamente all'esecuzione dei lavori (autorizzazioni dei municipi e altre similari), in rapporto alle esigenze di sviluppo e potenziamento degli impianti.

Circa il rischio relativo all'efficacia degli investimenti discende in primis dalla sempre più stringente disciplina dell'AEEGSI in tema di continuità del servizio. La risposta messa in campo da ARETI per contrastare tale rischio consiste nel rafforzare gli strumenti di analisi del funzionamento delle reti al fine di orientare sempre meglio gli investimenti (es. Progetto ORBT), e nell'applicazione di nuove tecnologie (es. automazione rete MT, smart grid, ecc.).

Circa il rischio relativo alla qualità dei lavori, ARETI ha implementato sistemi di controllo operativo, tecnico/qualitativi, tra i quali spicca la costituzione dell'Unità Ispezione Cantieri (inserita nell'U.O Qualità e Sicurezza). Gli esiti delle ispezioni, gestiti informaticamente ed analizzati statisticamente, forniscono classifiche di merito (indici reputazionali) con un sistema di "vendor rating" sviluppato in collaborazione con l'Università di Tor Vergata (Roma). Tale sistema produce una valutazione di merito basata sulla reputazione degli appaltatori in riferimento al rispetto dei parametri di qualità e sicurezza dei lavori in cantiere.

Il sistema consente, inoltre, di rilevare ed applicare penali; nei casi di inadempienze gravi, il committente può disporre la sospensione delle attività dell'appaltatore. Nell'esercizio 2014 sono stati sospesi per "non conformità" sulla sicurezza n. 43 cantieri, a fronte di un totale di 1240 visite effettuate. Nel 2015 le sospensioni sono state 77, mentre le visite effettuate 1369.

Nel corso dell'anno rimane confermato il buon livello raggiunto dell'indice reputazionale generale delle imprese che hanno operato per ARETI.

Circa il rischio relativo al rispetto dei tempi esso deriva dalla numerosità dei soggetti che devono essere interpellati nei procedimenti di autorizzazione e dalla notevole incertezza sui tempi di risposta da parte di tali soggetti; il rischio è insito nella possibilità di dinieghi e/o nelle condizioni tecniche che i predetti soggetti possono porre (ad esempio realizzazione di impianti interrati anziché "fuori terra", con conseguente maggior costo di impianto e di esercizio). Si fa notare anche il maggior costo operativo derivante dalla notevole durata dei procedimenti, che costringe le strutture operative ad un presidio impegnativo (elaborazione e presentazione di approfondimenti di progetto, valutazioni ambientali, ecc.), nonché alla partecipazione a conferenze di servizi e incontri tecnici presso gli Uffici competenti. Il rischio sostanziale resta, comunque, legato al mancato ottenimento di autorizzazioni, con conseguente impossibilità di adeguare gli impianti e conseguente maggior rischio legato alle performance tecniche del servizio (al presente, risulta in sofferenza il procedimento per l'ammodernamento della rete AT nell'area del Litorale e il procedimento con Terna, per la realizzazione della nuova cabina primaria Castel di Leva). Si rimarca che un elemento di particolare criticità consiste nei lunghi tempi di risposta di alcune amministrazioni interpellate.

Area Ambiente

I termovalorizzatori, nonché in grado minore gli impianti di trattamento dei rifiuti, sono caratterizzati da un elevato livello di complessità tecnica, che ne impone la gestione da parte di

risorse qualificate e strutture organizzative dotate di un elevato livello di know how. Sussistono quindi concreti rischi per quanto attiene la continuità di performance tecnica degli impianti, nonché connessi all'eventuale esodo delle professionalità (non facilmente reperibili sul mercato) aventi specifiche competenze gestionali in materia.

Tali rischi sono stati mitigati attraverso l'implementazione e l'attuazione di specifici programmi e di protocolli di manutenzione e gestionali, redatti anche sulla base dell'esperienza di conduzione impiantistica maturata.

Sotto altro profilo, gli impianti e le relative attività sono parametrati su specifiche caratteristiche dei rifiuti di ingresso. L'eventuale difformità di tali materiali rispetto alle specifiche, può dare corso a concrete difficoltà gestionali, tali da compromettere la continuità operativa degli impianti e da rappresentare rischi di ricadute di natura legale.

Per tale motivo sono state attivate specifiche procedure di verifica e controllo dei materiali di ingresso mediante prelievi a spot e campagne analitiche ai sensi della normativa vigente.

Rischio mercato

Il Gruppo è esposto a diversi rischi di mercato con particolare riferimento al rischio di oscillazione dei prezzi delle commodity oggetto di compravendita, al rischio tasso di interesse e, solo in minima parte, al rischio cambio. Per contenere l'esposizione entro limiti definiti il Gruppo è parte di contratti derivati utilizzando le tipologie offerte dal mercato.

Rischio cambio

Il Gruppo non è particolarmente esposto a tale tipologia di rischio che è concentrata sulla conversione dei bilanci delle controllate estere.

Per quanto riguarda il Private Placement di 20 miliardi di yen il rischio cambio è coperto tramite un cross currency descritto a proposito del rischio tasso di interesse.

Rischio di prezzo commodity

Il Gruppo è esposto alle oscillazioni dei prezzi di energia elettrica e gas naturale che possono influenzare in maniera significativa i risultati.

Al fine di mitigare tale rischio il Gruppo si è dotato di una struttura di controllo che assicura l'analisi e la misurazione dell'esposizione ai rischi di mercato in coerenza con le Linee di Indirizzo del Sistema di Controllo Interno di ACEA e con i limiti e i criteri generali dei Rischi dell'Area Energia.

L'analisi e la gestione dei rischi è effettuata secondo un processo di Risk Management che prevede l'esecuzione di attività lungo tutto l'anno, con cadenza e periodicità differenti (annuale, mensile e giornaliera). L'esecuzione di tali attività è distribuita tra l'Unità Risk Control ed i Risk Owner. In particolare:

• annualmente devono essere riesaminate le misure degli indicatori di rischio, ossia dei limiti vigenti, che devono essere rispettati nella gestione dei rischi. Tali attività sono in carico al CFO con il supporto di Risk Control;
• giornalmente, l'Unità Risk Control è responsabile del controllo dell'esposizione ai rischi di mercato delle società dell'Area industriale Energia e della verifica del rispetto dei limiti definiti.
• La reportistica relativa verso il Top Management ha periodicità giornaliera e mensile. Quando richiesto dal Sistema di Controllo Interno, Risk Control è responsabile dell'invio all'Unità Internal Audit di ACEA delle informazioni richieste nel formato adeguato.

I limiti di rischio dell'Area Energia sono definiti in modo tale da:

• minimizzare il rischio complessivo dell'intera area,
• garantire la necessaria flessibilità operativa nelle attività di approvvigionamento delle commodities e di hedging,
• ridurre le possibilità di over-hedging derivanti da variazioni nei volumi previsti per la definizione delle coperture.

Il Rischio Mercato è distinguibile in "Rischio Prezzo", ossia il rischio legato alla variazione dei prezzi delle commodity, e "Rischio Volume", ossia:

• per Acea Energia è il rischio legato alla variazione dei volumi effettivamente venduti rispetto ai volumi previsti dai contratti di vendita ai clienti finali (profili di vendita),
• per ACEA Produzione è il rischio legato alla variazione dei volumi prodotti e dei volumi venduti.

Gli obiettivi dell'analisi e gestione dei rischi sono:

• proteggere il Primo Margine contro imprevisti e sfavorevoli shock di breve termine del mercato dell'energia che abbiano impatti sui ricavi o sui costi,
• identificare, misurare, gestire e rappresentare l'esposizione al rischio di tutte le società operative di ACEA facenti riferimento all'Area Energia,
• ridurre i rischi attraverso la predisposizione e l'applicazione di adeguati controlli interni, procedure, sistemi informativi e competenze,
• delegare ai Risk Owner il compito di proporre le opportune strategie di copertura dai singoli rischi, nell'ambito di livelli minimi e massimi prefissati.

La valutazione dell'esposizione al rischio prevede le seguenti attività:

• aggregazione delle commodity e architettura dei book di rischio,
• analisi puntuale dei profili orari degli acquisti e delle vendite contenendo le posizioni aperte, ossia l'esposizione delle posizioni fisiche di acquisto e vendita delle singole commodities, entro limiti volumetrici prestabiliti;
• creazione scenari di riferimento (prezzi, indici),
• calcolo degli indicatori/metriche di rischio (Esposizione volumetrica, VAR, PAR di portafoglio, range di prezzo),
• verifica del rispetto dei limiti di rischio vigenti.

Rischio tasso di interesse

L'approccio del Gruppo ACEA alla gestione del rischio di tasso d'interesse, tenuto conto della struttura degli asset e della stabilità dei flussi di cassa del Gruppo, è stato finora essenzialmente volto a preservare i costi di funding e a stabilizzare i flussi finanziari, in modo tale da garantire i margini e la certezza dei suddetti flussi di cassa derivanti dalla gestione caratteristica.

L'approccio del Gruppo alla gestione del rischio di tasso di interesse è pertanto prudente e la modalità di gestione dello stesso risulta tendenzialmente statica.

In particolare per gestione statica (da contrapporsi a quella dinamica) si intende una tipologia di gestione del rischio di tasso di interesse che non prevede un'operatività giornaliera sui mercati ma un'analisi e controllo della posizione effettuati periodicamente sulla base di esigenze specifiche. Tale tipologia di gestione prevede pertanto un'operatività sui mercati non a fini di trading bensì orientata alla gestione di medio/lungo periodo con l'obiettivo di copertura dell'esposizione individuata.

ACEA ha finora scelto di ottimizzare il rischio di oscillazione dei tassi di interesse scegliendo un range di mix di indebitamento tra tasso fisso e variabile.

Come noto infatti l'indebitamento a tasso fisso consente ad un operatore di essere immune al rischio cash flow in quanto stabilizza gli oneri finanziari a conto economico mentre è molto esposto al fair value risk in termini di variazioni del valore di mercato dello stock di debito.

Rischio liquidità

Nell'ambito della policy del Gruppo l'obiettivo della gestione del rischio di liquidità, per ACEA e le società controllate, è quello di avere una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi di business e con i limiti definiti dal Consiglio di Amministrazione, assicuri un livello di liquidità adeguato ai fabbisogni finanziari, mantenendo un corretto equilibrio tra durata e composizione del debito.

Il processo di gestione del rischio di liquidità, che si avvale di strumenti di pianificazione finanziaria delle uscite e delle entrate idonei a gestire le coperture di tesoreria nonché a monitorare

l'andamento dell'indebitamento finanziario consolidato, è realizzato sia attraverso la gestione accentrata della tesoreria sia mediante il supporto e l'assistenza fornita alle società controllate e collegate con le quali non sussiste un contratto di finanza accentrata.

Rischio di credito

ACEA ha emanato da tempo le linee guida della credit policy con le quali sono state individuate differenti strategie di gestione dei crediti. Attraverso criteri di flessibilità, ed in forza dell'attività gestita nonchè della segmentazione della clientela, il rischio credito viene gestito tenendo conto sia della tipologia dei clienti (pubblici e privati) sia dei comportamenti disomogenei dei singoli clienti (score comportamentale). La gestione dinamica delle strategie di recupero è effettuata attraverso un sistema gestionale del credito, implementato negli ultimi anni sulle principali società del Gruppo. Il Progetto Acea2.0 include anche la revisione complessiva del processo di gestione del credito sia in termini di mappa applicativa che di standardizzazione delle attività per tutte le società del Gruppo, con la definizione di una nuova credit policy, pienamente integrata nei sistemi.

Dal punto di vista organizzativo si è proceduto ad un ulteriore rafforzamento della gestione accentrata attraverso la costituzione di una nuova unità all'interno della Capogruppo, responsabile delle politiche creditizie e del recupero dei crediti verso clienti cessati o con esposizioni rilevanti. Le strutture delle singole società deputate alla gestione dei crediti riportano funzionalmente al Credito di ACEA S.p.A. che garantisce il presidio end to end di tutto il processo.

Come negli anni precedenti, anche nel 2016 il Gruppo pone in essere operazioni di cessione pro soluto, rotativa e spot, di crediti verso clienti privati e Pubbliche Amministrazioni. Tali operazioni hanno pertanto dato luogo all'integrale eliminazione dal bilancio delle corrispondenti attività oggetto di cessione essendo stati trasferiti tutti i rischi e i benefici ad esse connesse.

Rischi connessi al rating

La possibilità di accesso al mercato dei capitali ed alle altre forme di finanziamento nonché i costi connessi dipendono, tra l'altro, dal merito di credito assegnato al Gruppo.

Eventuali riduzioni del merito di credito da parte delle agenzie di rating potrebbero costituire una limitazione alla possibilità di acceso al mercato dei capitali e incrementare il costo della raccolta con conseguenti effetti negativi sulla situazione economica, finanziaria e patrimoniale del Gruppo. L'attuale rating di ACEA è riportato nella tabella che segue.

Società	M/L Termine	Breve Termine	Outlook	Data
Fitch	BBB+	Na	Stabile	26/06/2015
Moody's	Baa2	Na	Stabile	24/06/2015

Si evidenzia che in data 27 aprile 2016, su richiesta di ACEA, Standard & Poor's ha ritirato tutti i suoi rating relativi alla Società e alle emissioni obbligazionarie attualmente in circolazione dopo aver confermato il giudizio di merito pari a "BBB-" sul debito a lungo termine e ad "A-3" sul debito a breve termine, con outlook "Stabile". Tale decisione scaturisce dopo un'approfondita riflessione basata, tra l'altro, sulla non condivisibilità della metodologia valutativa adottata da Standard & Poor's che non riflette i significativi miglioramenti industriali e finanziari conseguiti dal Gruppo ACEA negli ultimi anni.

Evoluzione prevedibile della gestione

I risultati raggiunti dal Gruppo ACEA al 30 giugno 2016 sono superiori alle previsioni e, pertanto, consentono di confermare la guidance, in termini di EBITDA per l'esercizio 2016, nella parte alta del range già comunicato al mercato.

Il Gruppo ACEA, nei prossimi mesi, continuerà ad impegnarsi nell'opera di razionalizzazione ed efficientamento dei processi operativi di tutte le aree di business e di quelli corporate. Tali obiettivi verranno perseguiti anche attraverso un importante sviluppo dei sistemi informativi che consentirà, entro il 2016, di gestire reti e fornire servizi in modo innovativo.

Lo sviluppo tecnologico e il cambiamento delle abitudini e aspettative dei clienti, hanno posto il Gruppo ACEA di fronte alla necessità di un profondo cambiamento che è non solo tecnologico, ma anche organizzativo e culturale e che ha preso il nome di Acea2.0.

La digitalizzazione dei processi avviata nel 2015 rappresenta una vera e propria business transformation che prevede una riorganizzazione aziendale con una forte attenzione alle persone, riqualificate e coinvolte totalmente nel processo di cambiamento.

Acea2.0 rappresenta una rivoluzione del modo di lavorare, portando sempre più l'azienda nella direzione di un paradigma mobile office e con processi disegnati in ottica customer-oriented.

Con l'introduzione del Workforce Management si aumenta la produttività, si riducono gli sprechi ed è sempre più forte l'attenzione alla sostenibilità ambientale e alla sicurezza dei lavoratori; inoltre migliora la qualità delle operations e del servizio offerto ai nostri clienti grazie a processi più snelli, veloci e trasversali alle varie strutture che intervengono.

Le sfide in corso prevedono una massiccia iniezione di tecnologie digitali per il ridisegno del modo di rapportarci al cliente, con l'obiettivo finale di fornire servizi ad alto valore aggiunto tramite i canali che consentono interazioni più semplici e attività self service.

Il programma realizza la volontà dell'azienda di fare importanti investimenti che, senza incidere sulla solidità della struttura finanziaria del Gruppo, hanno un immediato impatto positivo sulle performance, sull'EBITDA e sui processi di fatturazione e incasso.

Con questo processo di cambiamento e modernizzazione ACEA vuole realizzare un Gruppo dove la competitività e la centralità del cliente, diventano il perno intorno al quale si realizza la crescita.

Inoltre sarà sempre più intenso l'impegno di porre in essere tutte le azioni volte al continuo e costante miglioramento del processo di fatturazione e vendita al fine di proseguire nella riduzione del circolante e contribuire al contenimento dell'indebitamento del Gruppo.

La struttura finanziaria del Gruppo ACEA risulta solida per gli anni futuri, in quanto l'intera posizione debitoria alla data del 30 giugno 2016 risulta posizionata sul lungo termine con una vita media di circa 6,4 anni. Il debito è regolato per il 71,6% a tasso fisso in modo da garantire la protezione da eventuali rialzi dei tassi di interesse nonché da eventuali volatilità finanziarie o creditizie.

Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato 2016

Parte Seconda Note illustrative e integrative

Forma e struttura

Informazioni generali

Il Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato al 30 Giugno 2016 del Gruppo ACEA è stato approvato con delibera del Consiglio di Amministrazione del 28 luglio 2016. La Capogruppo ACEA S.p.A. è una società per azioni italiana, con sede a Roma, piazzale Ostiense 2, e le cui azioni sono negoziate alla borsa di Milano.

I principali settori di attività in cui opera il Gruppo ACEA sono descritti nella Relazione sulla Gestione.

Conformità agli IAS/IFRS

Il presente Bilancio Semestrale Abbreviato, redatto su base consolidata, è predisposto in conformità ai principi contabili internazionali efficaci alla data di bilancio, approvati dall'International Accounting Standards Board (IASB) ed adottati dall'Unione Europea, costituiti dagli International Financial Reporting Standards (IFRS), International Accounting Standards (IAS) e dalle interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standard Interpretations Committee (SIC), collettivamente indicati "IFRS" Nella predisposizione del presente bilancio intermedio redatto in conformità allo IAS 34, applicabile per l'informativa finanziaria infrannuale, sono stati applicati gli stessi principi contabili adottati ai fini della redazione del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2015, ai quali si rinvia per completezza di trattazione, e, pertanto, deve essere letto congiuntamente ad esso. Il presente Bilancio Semestrale Consolidato Abbreviato è redatto nella forma prevista dallo IAS 34.

Basi di presentazione

Il Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato è costituito dal Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata, dal Prospetto di Conto economico Consolidato, dal Prospetto di Conto economico Complessivo Consolidato, dal Prospetto del Rendiconto Finanziario Consolidato e dal Prospetto delle variazioni del Patrimonio netto Consolidato, nonché dalle note illustrative ed integrative, redatte secondo quanto previsto dagli IAS/IFRS vigenti.

Si specifica che il Prospetto di Conto Economico è classificato in base alla natura dei costi, la Situazione Patrimoniale e Finanziaria sulla base del criterio di liquidità con suddivisione delle poste tra corrente e non corrente, mentre il Rendiconto Finanziario è presentato utilizzando il metodo indiretto.

Il Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato è redatto in euro e tutti i valori sono arrotondati alle migliaia di euro tranne quando diversamente indicato.

I dati del presente Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato sono comparabili con i medesimi del periodo posto a confronto.

Indicatori alternativi di performance

In data 5 ottobre 2015, l'ESMA (European Security and Markets Authority) ha pubblicato i propri orientamenti (ESMA/2015/1415) in merito ai criteri per la presentazione degli indicatori alternativi di performance che sostituiscono, a partire dal 3 luglio 2016, le raccomandazioni del CESR/05- 178b. Di seguito si illustra il contenuto ed il significato delle misure di risultato non-GAAP e degli altri indicatori alternativi di performance utilizzati nel presente bilancio:

• 1. il margine operativo lordo (o EBITDA) rappresenta per il Gruppo ACEA un indicatore della performance operativa ed include, dal 1° gennaio 2014, anche il risultato sintetico delle partecipazioni a controllo congiunto per le quali è stato modificato il metodo di consolidamento in conseguenza dell'entrata in vigore dei principi contabili internazionale IFRS10 e IFRS11. Il margine operativo lordo è determinato sommando al Risultato operativo la voce "Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni";
• 1. la posizione finanziaria netta rappresenta un indicatore della struttura finanziaria del Gruppo ACEA e si ottiene dalla somma dei Debiti e Passività finanziarie non correnti al netto delle Attività finanziarie non correnti (crediti finanziari e titoli diversi da partecipazioni), dei Debiti

Finanziari Correnti e delle Altre passività correnti al netto delle attività finanziarie correnti e delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti;

1. il capitale investito netto è definito come somma delle "Attività correnti", delle "Attività non correnti" e delle Attività e Passività destinate alla vendita al netto delle "Passività correnti" e delle "Passività non correnti", escludendo le voci considerate nella determinazione della posizione finanziaria netta.

Uso di stime

La redazione del Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato, in applicazione agli IFRS, richiede l'effettuazione di stime ed assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi, dei costi, delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data di riferimento. I risultati di consuntivo potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per rilevare gli accantonamenti per rischi su crediti, per obsolescenza di magazzino, svalutazioni di attivo, benefici ai dipendenti, fair value degli strumenti derivati, imposte ed altri accantonamenti e fondi. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico.

Si segnala inoltre che taluni processi valutativi, in particolare quelli più complessi quali la determinazione di eventuali perdite di valore di attività non correnti, sono generalmente effettuati in modo completo solo in sede di redazione del bilancio annuale, salvo i casi in cui vi siano indicatori di impairment che richiedano un'immediata valutazione di eventuali perdite di valore.

Nel corso del primo semestre 2016, alla luce degli interventi normativi che hanno riguardato la remunerazione dei servizi in concessione della distribuzione dell'energia elettrica, sono stati forniti ulteriori elementi che hanno consentito ai soggetti distributori di migliorare la valorizzazione dei ricavi da trasporto di energia elettrica favorendone la correlazione con i costi di competenza, in precedenza non applicabile a causa del ritardo con cui veniva confermato il diritto al riconoscimento della remunerazione.

Effetti della stagionalità delle operazioni

Per il tipo di business nel quale opera, il Gruppo ACEA non è soggetto a significativi fenomeni di stagionalità. Tuttavia, alcuni specifici settori di attività possono risentire di andamenti non uniformi lungo l'intero arco temporale annuale

Criteri, procedure e area di consolidamento

Criteri di consolidamento

Società controllate

L'area di consolidamento comprende la Capogruppo ACEA S.p.A. e le società nelle quali la stessa esercita direttamente o indirettamente un controllo attraverso la maggioranza dei diritti di voto. Le società controllate sono consolidate a partire dalla data in cui il controllo è stato effettivamente trasferito al Gruppo e cessano di essere consolidate dalla data in cui il controllo è trasferito al di fuori del Gruppo. Laddove si riscontri una perdita di controllo di una società rientrante nell'area di consolidamento, il Bilancio Consolidato include il risultato dell'esercizio in proporzione al periodo dell'esercizio nel quale il Gruppo ACEA ne ha mantenuto il controllo.

Imprese a controllo congiunto

Riguardano società sulle cui attività il Gruppo detiene un controllo congiunto con terzi (cosiddette Joint Ventures), ovvero quando in base ad accordi contrattuali, le decisioni finanziarie, gestionali e strategiche possono essere assunte unicamente con il consenso unanime di tutte le parti che ne condividono il controllo. Il bilancio consolidato include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle società a controllo congiunto, contabilizzata con il metodo del patrimonio netto.

Società collegate

Le Partecipazioni in società collegate sono quelle nelle quali si esercita un'influenza notevole, ma non il controllo né il controllo congiunto, attraverso la partecipazione alle decisioni sulle politiche finanziarie ed operative della partecipata. Il bilancio consolidato include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle collegate, contabilizzata con il metodo del Patrimonio netto, ad eccezione dei casi in cui sono classificate come detenute per la vendita, a partire dalla data in cui ha avuto inizio l'influenza notevole fino al momento in cui essa cessa di esistere.

Qualora la quota di perdita di pertinenza del Gruppo ecceda il valore contabile della Partecipazione, quest'ultimo deve essere annullato e l'eventuale eccedenza deve essere coperta tramite accantonamenti nella misura in cui il Gruppo abbia obbligazioni legali o implicite nei confronti della partecipata a coprire le sue perdite o, comunque, ad effettuare pagamenti per suo conto. L'eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla percentuale spettante al Gruppo del valore corrente delle attività, passività e passività potenziali identificabili della collegata alla data di acquisizione è riconosciuta come avviamento. L'avviamento è incluso nel valore di carico dell'investimento ed è assoggettato a test di impairment unitamente al valore della partecipazione.

Procedure di consolidamento

Procedura generale

I bilanci delle controllate, collegate e Joint ventures del Gruppo sono redatti adottando per ciascuna chiusura contabile i medesimi principi contabili della controllante; eventuali rettifiche di consolidamento sono apportate per rendere omogenee le voci che sono influenzate dall'applicazione di principi contabili differenti.

Tutti i saldi e le transazioni infragruppo, inclusi eventuali utili non realizzati derivanti da rapporti intrattenuti tra società del Gruppo, sono completamente eliminati. Le perdite non realizzate sono eliminate ad eccezione del caso in cui esse non potranno essere recuperate in seguito.

Il valore contabile della partecipazione in ciascuna delle controllate è eliminato a fronte della corrispondente quota di patrimonio netto di ciascuna delle controllate comprensiva degli eventuali adeguamenti al fair value alla data di acquisizione; la eventuale differenza positiva viene trattata come un "avviamento", quella negativa viene rilevata a conto economico alla data di acquisizione.

La quota di interessenza degli azionisti di minoranza nelle attività nette delle controllate consolidate è identificata separatamente rispetto al patrimonio netto di Gruppo. Tale interessenza viene determinata in base alla percentuale da essi detenuta nei fair value delle attività e passività iscritte alla data dell'acquisizione originaria e nelle variazioni di patrimonio netto dopo tale data.

Successivamente le perdite attribuibili agli azionisti di minoranza eccedenti il patrimonio netto di loro spettanza sono attribuite al patrimonio netto di Gruppo ad eccezione dei casi in cui le minoranze hanno un'obbligazione vincolante alla copertura delle perdite e sono in grado di sostenere ulteriori investimenti per coprire le perdite.

Aggregazioni di imprese

L'acquisizione di imprese controllate è contabilizzata secondo il metodo dell'acquisizione (acquisition method). Il costo dell'acquisizione è determinato dalla somma dei valori correnti, alla data di scambio, delle attività acquisite, delle passività sostenute o assunte, e degli strumenti finanziari emessi dal Gruppo in cambio del controllo dell'impresa acquisita.

Le attività, le passività e le passività potenziali identificabili dell'impresa acquisita che rispettano le condizioni per l'iscrizione secondo l'IFRS3 sono iscritte ai loro valori correnti alla data di acquisizione, ad eccezione delle attività non correnti (o gruppi in dismissione) che sono classificate come detenute per la vendita in accordo con l'IFRS5 e che sono iscritte e valutate a valori correnti al netto dei costi di vendita.

Se l'aggregazione aziendale è rilevata in più fasi, viene ricalcolato il fair value della partecipazione precedentemente detenuta e viene rilevato nel conto economico l'eventuale utile o perdita risultante.

Ogni corrispettivo potenziale viene rilevato dall'acquirente al fair value alla data di acquisizione. La variazione del fair value del corrispettivo potenziale classificato come attività o come passività viene rilevato secondo quanto disposto dallo IAS 39, nel conto economico o nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo. Se il corrispettivo potenziale è classificato nel patrimonio netto, il suo valore viene ricalcolato sino a quando la sua estinzione è contabilizzata contro patrimonio netto.

L'eventuale eccedenza del costo d'acquisto rispetto alla quota di Gruppo nei valori correnti delle attività, passività, passività potenziali - ovvero l'avviamento - è iscritta come attività e valutata inizialmente al costo, non è assoggettata ad ammortamento, ma al test di impairment. Se, invece, la quota d'interessenza dell'acquirente nel fair value delle attività nette è maggiore del costo dell'aggregazione si rideterminano tali valori e, se la quota di Gruppo nei valori correnti delle attività, passività e passività potenziali identificabili risulta ancora maggiore del costo dell'acquisizione, l'eccedenza viene iscritta immediatamente a Conto economico.

Per ogni aggregazione aziendale, l'acquirente valuta qualsiasi partecipazione di minoranza nell'acquisita al fair value oppure in proporzione alla quota di partecipazione di minoranza nelle attività nette identificabili dell'acquisita.

Procedura di consolidamento delle attività e passività detenute per la vendita (IFRS5)

Le attività e le passività non correnti sono classificate come possedute per la vendita, secondo quanto previsto nell'IFRS5.

Consolidamento d'imprese estere

Tutte le attività e le passività d'imprese estere in moneta diversa dall'euro sono convertite utilizzando i tassi di cambio vigenti alla data di riferimento del bilancio.

I ricavi ed i costi sono convertiti al cambio medio dell'esercizio. Le differenze di conversione risultanti vengono incluse in una voce di Patrimonio Netto fino all'eventuale cessione della partecipazione.

Le operazioni in valuta estera sono contabilizzate al tasso di cambio in vigore alla data dell'operazione. Le attività e passività in valuta estera sono poi convertite al tasso di cambio vigente alla data di chiusura del bilancio. Sono rilevate nel conto economico, ovvero nella gestione finanziaria, le differenze di cambio generate dalla conversione e quelle realizzate al momento dall'estinzione dell'operazione.

Area di consolidamento

Il Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato del Gruppo ACEA include il bilancio della Capogruppo ACEA ed i bilanci delle società controllate italiane ed estere, per le quali, in accordo con quanto disposto dall'IFRS10, si è esposti alla variabilità dei rendimenti derivanti dal rapporto partecipativo e della quali si dispone direttamente o indirettamente la maggioranza dei diritti di voto esercitabili in assemblea ordinaria disponendo quindi della capacità di influenzare i rendimenti delle partecipate esercitando su queste il proprio potere decisionale. Inoltre sono consolidate con il metodo del patrimonio netto le società sulle quali la Capogruppo esercita il controllo congiuntamente con altri soci.

A) Variazioni dell'area di consolidamento

L'area di consolidamento al 30 Giugno 2016 non ha subito modifiche rispetto a quella del Bilancio Consolidato dell'esercizio precedente.

Si segnala che nel semestre è divenuta efficace la fusione per incorporazione di Voghera Energia Vendite in liquidazione in Acea Energia.

B) Partecipazioni escluse dall'area di consolidamento

Tirana Acque S.c.a.r.l. in liquidazione, è posseduta al 40% da ACEA ed è iscritta al costo. In considerazione del fatto che la partecipata è non operativa e non significativa, anche con riferimento a fattori qualitativi e quantitativi, viene esclusa dall'area di consolidamento.

Criteri di valutazione e principi contabili

I principi contabili e i criteri di rilevazione e valutazione adottati per la presentazione del Bilancio Consolidato Semestrale Abbreviato sono quelli adottati per la redazione del Bilancio Consolidato 2015 al quale si fa rinvio per la descrizione di quelli più significativi.

Principi contabili, emendamenti, interpretazioni e improvements applicati dal 1° Gennaio 2016

A decorrere dal 1° gennaio 2016, sono entrati in vigore i seguenti documenti, già precedentemente emessi dallo IASB e omologati dall'Unione Europea, che recano modifiche ai principi contabili internazionali:

IFRS 11: Accordi a Controllo congiunto

Il 7 maggio 2014 lo IASB ha pubblicato il suddetto Amendments che ha lo scopo di chiarire il trattamento contabile per le acquisizioni di interessenze in una joint operation che rappresenta un business. Nel caso in cui la joint operation non rappresenta un business, l'acquisizione dovrà essere rilevata come acquisizione separata di attività e passività, senza rilevare l'avviamento, la fiscalità differita e capitalizzando, ove sostenuti, i relativi costi accessori.

IAS 16: Immobili, impianti e macchinari; IAS 38: Attività immateriali

Il 13 maggio 2014 lo IASB ha pubblicato le modifiche ai due principi che hanno lo scopo di chiarire che un metodo di ammortamento basato sui ricavi generati dall'asset (c.d. revenue-based method) non è ritenuto appropriato in quanto riflette esclusivamente il flusso di ricavi generati da tale asset e non, invece, la modalità di consumo dei benefici economici incorporati nell'asset.

IAS 27: Bilancio separato

Lo IASB, con tale modifica, ha introdotto la facoltà di valutare le partecipazioni in società controllate, collegate o in joint venture, nel bilancio separato, utilizzando il metodo del patrimonio netto. Tale facoltà che era prima preclusa si aggiunge alle altre due opzioni che sono state mantenute:

• metodo del costo; oppure
• al fair value in accordo allo IAS 39 o IFRS 9.

La facoltà di utilizzare il metodo del patrimonio netto per tutte o per alcune categorie di partecipazioni dovrà essere applicata nel bilancio separato in modo retroattivo.

IAS 10: Bilancio consolidato; IAS 28: Partecipazioni in società collegate e joint venture

L'11 settembre 2014 lo IASB ha pubblicato tali modifiche con l'obiettivo di chiarire il trattamento contabile, sia nel caso di perdita del controllo di una controllata (regolata da IFRS 10) che nel caso di downstream transactions regolato da IAS 28, a seconda che l'oggetto della transazione sia o meno un business, come definito da IFRS 3.

Se l'oggetto della transazione è un business, allora l'utile deve essere rilevato per intero in entrambi i casi (i.e. perdita del controllo e downstream transactions) mentre se l'oggetto della transazione non è un business, allora l'utile deve essere rilevato, in entrambi i casi, solo per la quota relativa alle interessenze dei terzi.

Miglioramenti agli International Financial Reporting Standards (ciclo 2012-2014)

Il 25 settembre 2014 lo IASB ha pubblicato il documento "Annual Improvements to IFRSs: 2012- 2014 Cycle".

Il documento introduce modifiche ai seguenti principi:

IFRS 5 Non-current Assets Held for Sale and Discontinued Operations: la modifica introduce una guida specifica all'IFRS 5 nel caso in cui un'entità riclassifichi un asset (o un disposal group) dalla categoria held-for-sale alla categoria held-for-distribution (o viceversa), o quando vengano meno i requisiti di classificazione di un'attività come held-for-distribution.

Le modifiche definiscono che: (i) tali riclassifiche non dovrebbero essere considerate come una variazione ad un piano di vendita o ad un piano di distribuzione e che restano validi i medesimi criteri di classificazione e valutazione, (ii) le attività che non rispettano più i criteri di classificazione previsti per l'held-for-distribution dovrebbero essere trattate allo stesso modo di un'attività che cessa di essere classificata come held for sale.

IFRS 7 Financial Instruments: Disclosure

Servicing contracts – Il documento disciplina l'introduzione di ulteriori guide per chiarire se un servicing contract costituisce un coinvolgimento residuo in un'attività trasferita ai fini dell'informativa richiesta in relazione alle attività trasferite.

Il paragrafo 42C(c) dell'IFRS 7 prevede che un accordo in virtù del quale l'entità mantiene i diritti contrattuali a ricevere i flussi finanziari di un'attività finanziaria ma assume un'obbligazione contrattuale a pagare i flussi finanziari a una o più entità non costituisce di per sé un coinvolgimento residuo ai fini dei requisiti informativi previsti per il trasferimento. Tuttavia, in pratica, la maggior parte degli accordi ha ulteriori aspetti che portano ad un coinvolgimento residuo nell'attività: per esempio, quando l'importo e/o la durata della servicing fee è legata all'importo e/o alla durata dei flussi finanziari incassati. Le modifiche proposte, che si applicheranno in modo prospettico dovrebbero pertanto aggiungere una guida su tale aspetto.

Applicability of the amendments to IFRS 7 on offsetting disclosure to condensed interim financial statements – Il documento elimina le incertezze su come l'informativa relativa alla compensazione delle attività e passività finanziarie (entrata in vigore a partire dagli esercizi che hanno avuto inizio dal 1° gennaio 2013 o con data successiva) debba essere inclusa nei bilanci intermedi e, in tal caso, se in tutti i bilanci intermedi successivi al 1° gennaio 2013 o solamente nel bilancio intermedio del primo anno di applicazione. Il documento chiarisce che l'informativa sulla compensazione di attività e passività finanziarie non è esplicitamente richiesta per tutti i bilanci intermedi. Tuttavia, tale informativa potrebbe essere necessaria per rispettare i requisiti previsti dallo IAS 34, nel caso si tratti di un'informazione significativa.

IAS 19 Employee Benefits – Discount rate: regional market issue

Il documento introduce delle modifiche allo IAS 19 al fine di chiarire che gli high quality corporate bonds, utilizzati per determinare il tasso di sconto dei post-employment benefits, dovrebbero essere emessi nella stessa valuta utilizzata per il pagamento dei benefits. Le modifiche precisano che l'ampiezza del mercato dei high quality corporate bonds da considerare sia quella a livello di valuta.

IAS 34 Interim Financial Reporting – Disclosure of information "elsewhere in the interim report": il documento introduce delle modifiche al fine di chiarire i requisiti nel caso in cui l'informativa richiesta è presentata nell'interim financial report ma al di fuori dell'interim financial statements. La modifica precisa che tale informativa venga inclusa attraverso un cross-reference dall'interim financial statements ad altre parti dell'interim financial report e che tale documento sia disponibile ai lettori del bilancio nella stessa modalità e con gli stessi tempi dell'interim financial statement.

Modifiche allo IAS1 Iniziativa di informativa

Le modifiche allo IAS1 chiariscono alcuni requisiti già esistenti in tale principio, quali:

• il requisito della materialità dello IAS1,
• il fatto che linee specifiche nei prospetti dell'utile/(perdita) d'esercizio delle altre componenti di conto economico complessivo o nel prospetto della posizione finanziari a netta possano essere disaggregate,
• il fatto che le entità dispongano di flessibilità rispetto all'ordine in cui presentano le note di bilancio,
• il fatto che la quota delle altre componenti di conto economico complessivo relativa alle collegate e Joint venture contabilizzate utilizzando il metodo del patrimonio netto deve essere presentata in aggregato in un'unica riga e classificata tra quelle voci che non saranno successivamente classificate a conto economico
• una sintesi dei principi contabili rilevanti applicati, tra cui:
• o la base di misura (o basi) utilizzata nella preparazione del bilancio;
  • o gli altri principi contabili utilizzati rilevanti per la comprensione del bilancio.

Inoltre, le modifiche chiariscono i requisiti che si applicano quando vengono presentati dei subtotali nei prospetti dell'utile/(perdita) d'esercizio o delle altre componenti di conto economico complessivo o nel prospetto della posizione finanziaria.

Modifiche agli IFRS10, IFRS12 ed allo IAS28 Investments Entities: Applying the consolidation Exception

Le modifiche all'IFRS10 chiariscono che l'esenzione alla presentazione del bilancio consolidato si applica all'entità capogruppo che è la controllata di un'entità investimento, quando l'entità investimento valuta tutte le proprie controllate al fair value.

Inoltre, le modifiche chiariscono che solo una controllata di un'entità investimento che non è essa stessa un'entità investimento e che fornisce servizi di supporto all'entità investimento viene consolidata. Tutte le altre controllate di un' entità investimento sono valutate al fair value. Le modifiche allo IAS 28 Partecipazioni in società collegate e joint venture permettono all'investitore di mantenere nell'applicazione del metodo del patrimonio netto, la valutazione al fair value applicata dalle collegate o joint venture di un'entità di investimento nella valutazione delle proprie partecipazioni in società controllate.

Modifiche allo IAS 19 Piano a Contribuzione definita: Contributi dei dipendenti

Lo IAS 19 richiede ad una entità di considerare, nella contabilizzazione dei piani a benefici definiti i contributi dei dipendenti o di terze parti. Quando i contributi sono legati al servizio prestato, dovrebbero essere attribuiti ai periodi di servizio come beneficio negativo. Questa modifica chiarisce che, se l'ammontare dei contributi è indipendente dal numero di anni di servizio, all'entità è permesso di riconoscere questi contributi come riduzione del costo del servizio nel periodo in cui il servizio è prestato, anziché allocare il contributo ai periodo di servizio.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni non ancora omologati e non adottati in via anticipata dal Gruppo

Gli effetti dell'applicazione di tali principi non sono ad oggi valutabili. Il Gruppo ha avviato le attività di analisi sui potenziali effetti derivanti dall'applicazione degli stessi.

IFRS 9 Strumenti Finanziari

Il 25 luglio 2014 lo IASB ha pubblicato l'IFRS 9 Financial Instruments comprendente la parte sulla classificazione e misurazione degli strumenti finanziari, sul modello di impairment e sull'hedge accounting.

L'IFRS 9 riscrive le regole contabili dello IAS 39 con riferimento alla rilevazione e valutazione degli strumenti finanziari, incluse le operazioni di copertura.

Il principio prevede le seguenti tre categorie per la classificazione delle attività finanziarie:

• attività finanziarie valutate al costo ammortizzato ("amortised cost");
• attività finanziarie valutate al fair value rilevato a conto economico ("FVTPL" "Fair value through profit and loss");
• attività finanziarie valutate al fair value rilevato nelle altre componenti del conto economico complessivo ("FVOCI" – "fair value through other comprehensive income").

Con riferimento a tale classificazione, si segnalano le seguenti ulteriori disposizioni:

• gli strumenti rappresentativi di capitale detenuti senza finalità di trading ("non trading equity instruments"), che andrebbero classificati nella categoria FVTPL, possono essere classificati in base ad una decisione irrevocabile dell'entità che redige il bilancio nella categoria FVOCI. In questo caso le variazioni di fair value (incluse le differenze cambio) saranno rilevate nell'OCI e non saranno mai riclassificate nell'utile/(perdita) dell'esercizio;
• qualora le attività finanziarie, classificate nella categoria "amortised cost" o "FVOCI" creano un "accounting mismatch", l'entità che redige il bilancio può decidere irrevocabilmente di utilizzare la "fair value option" classificando tali attività finanziarie nella categoria "FVTPL";
• con riferimento ai titoli di debito ("debt instruments") classificati nella categoria FVOCI, si segnala che gli interessi attivi, le perdite su crediti attese ("expected credit losses") e le differenze cambio dovranno essere rilevati nell'utile/(perdita) dell'esercizio. Nell'OCI

andranno, invece, rilevati gli altri effetti derivanti dalla valutazione al fair value, che saranno riclassificati nell'utile/(perdita) dell'esercizio solo in caso di "derecognition" dell'attività finanziaria.

Per quel che riguarda le passività finanziarie il principio propone la classificazione già prevista nello IAS 39 ma introduce un'importante novità con riferimento alle passività finanziarie classificate nella categoria "FVTPL", in quanto la quota della variazione del fair value attribuibile al proprio rischio di credito ("own credit risk") dovrà essere rilevata nell'OCI anziché nell'utile/(perdita) dell'esercizio come attualmente previsto dallo IAS 39. Con l'IFRS 9, pertanto, un'entità che vede peggiorare il proprio rischio di credito, pur dovendo ridurre il valore delle proprie passività valutate al fair value, non deve riflettere l'effetto di tale riduzione nell'utile/(perdita) dell'esercizio bensì nell'Other Comprehensive Income.

L'IFRS 9 introduce un nuovo modello di impairment basato sulle perdite attese. L'entità deve contabilizzare sin da subito, ed indipendentemente dalla presenza o meno di un "trigger event", le perdite attese future sulle proprie attività finanziarie, e deve continuamente adeguare la stima, anche in considerazione delle variazioni del rischio di credito della controparte, basandosi non solo su fatti e dati passati e presenti, ma dando la giusta rilevanza anche alle previsioni future. La stima delle perdite future deve essere fatta inizialmente con riferimento alle perdite attese nei prossimi 12 mesi, e successivamente, con riferimento alle perdite complessive nella vita del credito. Le perdite attese nei prossimi 12 mesi sono la porzione di perdite che si sosterrebbero nel caso di un evento di default della controparte entro 12 mesi dalla reporting date, e sono date dal prodotto tra la perdita massima e la probabilità che un evento di default avvenga.

Le perdite totali durante la vita dell'attività finanziaria sono il valore attuale delle perdite future medie moltiplicate per la probabilità che un evento di default avvenga nella vita della attività finanziaria.

L'IFRS 9 introduce un modello di hedge accounting volto a riflettere in bilancio le attività di risk management messe in essere dalle società, focalizzandosi sul fatto che se un elemento di rischio può essere individuato e misurato, indipendentemente dalla tipologia di rischio e/o di oggetto, lo strumento messo in essere per "coprire" tale rischi può essere denominato in hedge accounting, con il semplice limite che tale rischio possa impattare il conto economico o le altre componenti del conto economico complessivo (OCI).

Inoltre il principio consente di utilizzare come base per l'hedge accounting anche informazioni prodotte internamente all'azienda, senza più dover dimostrare di rispettare complessi criteri e metriche creati esclusivamente per esigenze contabili. I principali cambiamenti riguardano:

• test di efficacia: viene abolita la soglia dell'80-125% e sostituita con un test oggettivo che verifica la relazione economica tra strumento coperto e strumento di copertura (ad esempio se vi è una perdita sul primo vi deve essere un utile sul secondo);
• elementi coperti: non solo attività e passività finanziarie ma ogni elemento o gruppo di elementi purché il rischio sia separatamente individuabile e misurabile;
• costo della copertura: il time value di un'opzione, i punti forward, lo spread su una valuta possono essere esclusi dall'hedge accounting e contabilizzati subito come costo della copertura e quindi tutte le oscillazioni di mark to market possono poi essere temporaneamente registrate nelle altre componenti del conto economico complessivo (OCI);
• informativa: viene prevista una più ampia informazione descrittiva sui rischi coperti e sugli strumenti utilizzati, e viene superata l'attuale informativa basata sulla distinzione tra strumenti di cash flow hedge e di fair value hedge, terminologie contabili che spesso confondono gli investitori, che chiaramente sono più interessati ai rischi e a come essi sono coperti rispetto alle categorie contabili degli stessi strumenti.

Il nuovo standard si applicherà a partire dal 1° gennaio 2018. L'applicazione anticipata è consentita a condizione che il documento IASB sia già stato omologato dall'Unione Europea.

IFRS 15 Ricavi da Contratti con i clienti

Il 29 maggio 2014 IASB e FASB hanno congiuntamente pubblicato – dopo un'attività di studio e consultazione durata oltre un decennio – le nuove disposizioni per la contabilizzazione dei ricavi. Il nuovo principio sostituirà, dal 2017, lo IAS 18 (Ricavi) e lo IAS 11 (Lavori su ordinazione). I passaggi ritenuti fondamentali per la contabilizzazione dei ricavi sono:

• identificare il contratto, definito come un accordo (scritto o verbale) avente sostanza commerciale tra due o più parti che crea diritti e obbligazioni con il cliente tutelabili giuridicamente;
• identificare le obbligazioni (distintamente individuabili) contenute nel contratto;
• determinare il prezzo della transazione, quale corrispettivo che l'impresa si attende di ricevere dal trasferimento dei beni o dall'erogazione dei servizi al cliente, in coerenza con le tecniche previste dal Principio e in funzione della eventuale presenza di componenti finanziarie;
• allocare il prezzo a ciascuna "performance obligation";
• rilevare il ricavo quando l'obbligazione è regolata, tenendo in considerazione il fatto che i servizi potrebbero essere resi non in uno specifico momento, ma anche nel corso di un periodo di tempo.

Il principio non dovrebbe apportare particolari difformità nella contabilizzazione delle operazioni considerate più comuni. Maggiori differenze nella tempistica della rilevazione e nella determinazione quantitativa dovrebbero essere rinvenibili nei contratti di servizi a medio-lungo termine e negli accordi contenenti più obbligazioni, su cui gli operatori avevano evidenziato le principali criticità dell'attuale disciplina. La disclosure sui ricavi dovrebbe essere migliorata per mezzo di una più ampia informativa qualitativa e quantitativa tale da consentire agli stakeholder di ottenere una chiara comprensione del contenuto e degli elementi rilevanti per la determinazione dei ricavi.

Lo standard si applica a partire dal 1° gennaio 2018 ma è consentita un'applicazione anticipata.

Nel corso del mese di aprile 2016 lo IASB ha pubblicato alcuni chiarimenti che si sostanziano principalmente:

• nell'identificare un obbligo delle prestazioni (la promessa di trasferire un bene o di un servizio ad un cliente) in un contratto;
• nel determinare se una società è il committente (il fornitore di un bene o servizio) o un agente (responsabile per l'organizzazione del bene o del servizio da fornire); e
• nel determinare se il ricavo derivante dal bene in concessione debba essere riconosciuto in un dato momento o lungo l'intera durata della concessione.

Oltre ai chiarimenti, le modifiche comprendono due rilievi supplementari per ridurre costi e complessità per un'azienda in sede di prima applicazione del nuovo standard.

Anche per i chiarimenti la prima applicazione avverrà a partire dal 1° gennaio 2018 ma è consentita un'applicazione anticipata.

IFRS 16 Leases

Emesso a gennaio 2016, sostituisce il precedente standard sul leasing, lo IAS 17 e le relative interpretazioni, individua i criteri per la rilevazione, la misurazione e la presentazione nonché l'informativa da fornire con riferimento ai contratti di leasing per entrambe le parti, il locatore e il locatario. L'IFRS 16 segna la fine della distinzione in termine di classificazione e trattamento contabile, tra leasing operativo (le cui informazioni sono fuori bilancio) e il leasing finanziario (che figura in bilancio). Il diritto di utilizzo del bene in leasing (cd "right of use") e l'impegno assunto emergeranno nei dati finanziari in bilancio (l'IFRS 16 si applicherà a tutte le transazioni che prevedono un right of use, indipendentemente dalla forma contrattuale, i.e. leasing, affitto o noleggio). La principale novità è rappresentata dall'introduzione del concetto di controllo all'interno della definizione. In particolare, per determinare se un contratto rappresenta o meno un leasing, l'IFRS 16 richiede di verificare se il locatario abbia o meno il diritto di controllare l'utilizzo di una determinata attività per un determinato periodo di tempo. Non vi sarà la simmetria di contabilizzazione con i locatari: si continuerà ad avere un trattamento contabile distinto a seconda che si tratti di un contratto di leasing operativo o di un contratto di leasing finanziario (sulla base delle linee guida ad oggi esistenti). Sulla base di tale nuovo modello, il locatario deve rilevare:

a) nello Stato patrimoniale, le attività e le passività per tutti i contratti di leasing che abbiano una durata superiore ai 12 mesi, a meno che l'attività sottostante abbia un modico valore; e

b) a Conto economico, gli ammortamenti delle attività relative ai leasing separatamente dagli interessi relativi alle connesse passività.

Dal lato del locatore, il nuovo principio dovrebbe avere un impatto minore sul bilancio (salvo per gli intermediari finanziari) poiché l'accounting attuale non si modificherà, eccezion fatta per l'informativa finanziaria che dovrà essere quantitativamente e qualitativamente superiore alla precedente. Lo standard si applica a partire dal 1° gennaio 2019 tuttavia ne è consentita un'applicazione anticipata qualora sia adottato anche l'IFRS 15 – Ricavi da contratti con clienti.

Amendments to IAS 12 - Recognition of deferred tax assets for unrealised losses",

Emesso a gennaio 2016, fornisce chiarimenti sulle modalità di rilevazione delle imposte anticipate relative a strumenti di debito valutati al fair value. Tali modifiche chiariscono i requisiti per la rilevazione delle imposte anticipate con riferimento a perdite non realizzate, al fine di eliminare le diversità nella prassi contabile. Le modifiche saranno applicabili, previa omologazione, a partire dagli esercizi che hanno inizio il 1° gennaio 2017 o successivamente. È consentita un'applicazione anticipata.

Prospetto di Conto Economico Semestrale Consolidato

Rif. Nota		30/06/16	Di cui parti correlate	30/06/15	Di cui parti correlate	Variazione
	Ricavi da vendita e
1	prestazioni	1.356.886		1.406.115		(49.229)
2	Altri ricavi e proventi	29.817		35.028		(5.211)
	Ricavi netti consolidati	1.386.703	50.479	1.441.143	78.278	(54.440)
3	Costo del lavoro	109.124		117.054		(7.930)
4	Costi esterni	848.743		983.722		(134.978)
	Costi Operativi Consolidati	957.867	20.743	1.100.776	16.747	(142.908)
5	Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0		0		0
6	Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	14.906		12.901		2.004
	Margine Operativo Lordo	443.742	29.736	353.269	61.531	90.473
7	Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	169.679		150.597		19.082
	Risultato Operativo	274.062	29.736	202.672	61.531	71.390
8	Proventi finanziari	7.519	688	11.365	97	(3.846)
9	Oneri finanziari	(49.814)	3	(56.608)	0	6.794
	Proventi/(Oneri) da
10	partecipazioni	571		(604)		1.175
	Risultato ante Imposte	232.338	30.428	156.825	61.629	75.513
11	Imposte sul reddito	78.086		53.201		24.886
	Risultato Netto	154.252	30.428	103.624	61.629	50.627
	Risultato netto Attività Discontinue
	Risultato Netto	154.252	30.428	103.624	61.629	50.627
	Utile/(Perdita) di competenza di terzi	4.713		4.295		417
	Risultato netto di
	Competenza del gruppo	149.539		99.329		50.210
12	Utile (perdita) per azione attribuibile agli azionisti della Capogruppo
	Di base	0,70218		0,46641		0,23577
	Diluito	0,70218		0,46641		0,23577
	Utile (perdita) per azione attribuibile agli azionisti della Capogruppo al netto delle Azioni Proprie
	Di base	0,70355		0,46733		0,23623
	Diluito	0,70355		0,46733		0,23623

	II° trim 2016	II° trim 2015	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni	652.771	661.149	(8.378)	(1,3%)
Altri ricavi e proventi	20.257	18.413	1.844	10,0%
Ricavi netti consolidati	673.028	679.562	(6.533)	(1,0%)
Costo del lavoro	53.212	58.225	(5.013)	(8,6%)
Costi esterni	391.265	452.678	(61.414)	(13,6%)
Costi Operativi Consolidati	444.477	510.903	(66.427)	(13,0%)
Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0	0	0	0,0%
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	8.016	7.201	815	11,3%
Margine Operativo Lordo	236.568	175.859	60.709	34,5%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	86.095	77.318	8.777	11,4%
Risultato Operativo	150.473	98.541	51.932	52,7%
Proventi finanziari	3.732	5.875	(2.143)	(36,5%)
Oneri finanziari	(25.008)	(27.307)	2.299	(8,4%)
Proventi/(Oneri) da partecipazioni	98	(537)	635	(118,3%)
Risultato ante Imposte	129.295	76.571	52.724	68,9%
Imposte sul reddito	44.203	26.495	17.708	66,8%
Risultato Netto	85.092	50.076	35.016	69,9%
Risultato netto Attività Discontinue	0	0	0	0,0%
Risultato Netto	85.092	50.076	35.016	69,9%
Utile/(Perdita) di competenza di terzi	2.431	1.256	1.175	93,6%
Risultato netto di Competenza del gruppo	82.661	48.820	33.840	69,3%

Prospetto di Conto Economico Consolidato Trimestrale

Prospetto di Conto Economico Complessivo Semestrale Consolidato

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Risultato netto del periodo	154.252	103.624	50.627	48,9%
Utili/perdite derivanti dalla conversione dei bilanci esteri	(605)	(515)	(90)	17,5%
Riserva Differenze Cambio	(21.915)	(8.262)	(13.652)	165,2%
Riserva Fiscale per differenze di Cambio	5.260	2.272	2.987	131,5%
Utili/perdite derivanti da differenza cambio	(16.655)	(5.990)	(10.665)	178,0%
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	22.062	17.991	4.071	22,6%
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	(5.329)	(4.948)	(381)	7,7%
Utili/perdite derivanti dalla parte efficace sugli strumenti di copertura al netto dell'effetto fiscale	16.734	13.044	3.690	28,3%
Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio Netto	(10.271)	6.418	(16.690)	(260,0%)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti	2.993	(1.685)	4.678	(277,7%)
Utili/perdite attuariali su piani pensionistici a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale	(7.278)	4.734	(12.012)	(253,8%)
Totale delle componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale	(7.805)	11.272	(19.077)	(169,2%)
Totale Utile/perdita complessivo	146.447	114.897	31.550	27,5%
Risultato netto del Conto Economico Complessivo attribuibile a:
Gruppo	141.815	110.438	31.377	28,4%
Terzi	4.631	4.459	172	3,9%

Prospetto di Conto Economico Complessivo Trimestrale Consolidato

	II° trim 2016	II° trim 2015	Variazione
	II° trim	II° trim	#RIF!
Risultato netto del periodo	85.092	50.076	35.016
	II° trim	II° trim	#######
Utili/perdite derivanti dalla conversione dei bilanci esteri	30	(1.026)	1.056
Riserva Differenze Cambio	(18.133)	9.124	(27.257)
Riserva Fiscale per differenze di Cambio	4.352	(2.509)	6.861
Utili/perdite derivanti da differenza cambio	(13.781)	6.615	(20.396)
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	27.455	7.143	20.312
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	(6.632)	(1.964)	(4.668)
Utili/perdite derivanti dalla parte efficace sugli strumenti di copertura al netto dell'effetto fiscale	20.823	5.179	15.644
Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio Netto	(8.763)	5.594	(14.357)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti	2.554	(1.461)	4.015
Utili/perdite attuariali su piani pensionistici a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale	(6.209)	4.134	(10.342)
Totale delle componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale	864	14.901	(14.038)
Totale Utile/perdita complessivo	85.956	64.977	20.978
Risultato netto del Conto Economico Complessivo attribuibile a:
Gruppo	83.537	63.436	20.100
Terzi	2.419	1.541	878

Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata

Rif . Nota	€ migliaia	30/06/16	di cui con parti correlate	31/12/15	di cui con parti correlate	Variazione
13	Immobilizzazioni Materiali	2.112.624		2.087.324		25.300
14	Investimenti Immobiliari	2.668		2.697		(30)
15	Avviamento	155.373		155.381		(8)
16	Concessioni	1.580.323		1.520.304		60.019
17	Altre Immobilizzazioni Immateriali	126.653		104.696		21.957
18	Partecipazioni in controllate e collegate	252.600		247.490		5.111
19	Altre Partecipazioni	2.586		2.750		(164)
20	Imposte differite Attive	273.910		274.577		(667)
21	Attività Finanziarie	32.271	29.109	31.464	29.109	807
22	Altre Attività	36.480		39.764		(3.284)
	ATTIVITA' NON CORRENTI	4.575.487	29.109	4.466.446	29.109	109.041
23.a	Rimanenze	31.636		26.623		5.013
23.b	Crediti Commerciali	1.147.170	137.663	1.098.674	157.905	48.496
23.c	Altre Attività Correnti	125.039		130.675		(5.636)
23.d	Attività per imposte correnti	83.219		75.177		8.043
23.e	Attività Finanziarie Correnti	97.115	83.611	94.228	80.593	2.886
23.f	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	582.855		814.653		(231.797)
23	ATTIVITA' CORRENTI	2.067.034	221.274	2.240.030	238.498	(172.996)
24	Attività non correnti destinate alla vendita	497		497		0
	TOTALE ATTIVITA'	6.643.018	250.383	6.706.972	267.607	(63.954)

Importi in € migliaia

Rif . Nota	PASSIVITA'	30/06/16	di cui con parti correlate	31/12/15	di cui con parti correlate	Variazione
	Patrimonio Netto
	Capitale sociale	1.098.899		1.098.899		0
	Riserva legale	95.188		87.908		7.280
	Altre riserve	(351.525)		(350.255)		(1.271)
	utile (perdita)relativi a esercizi precedenti	566.310		512.381		53.929
	Utile (perdita) dell'esercizio	149.539		174.992		(25.453)
	Totale Patrimonio Netto del Gruppo	1.558.411		1.523.924		34.486
	Patrimonio Netto di Terzi	72.957		72.128		828
25	Totale Patrimonio Netto	1.631.367		1.596.053		35.314
26	Trattamento di fine rapporto e altri piani a benefici definiti	117.918		108.630		9.289
27	Fondo rischi ed oneri	200.346		189.856		10.490
28	Debiti e passività finanziarie	2.669.673		2.688.435		(18.762)
29	Altre passività	188.263		184.100		4.163
30	Fondo imposte differite	82.397		87.059		(4.662)
	PASSIVITA' NON CORRENTI	3.258.597		3.258.079		518
	Debiti verso fornitori	1.178.217	150.872	1.245.257	157.020	(67.039)
	Altre passività correnti	247.135		306.052		(58.917)
	Debiti Finanziari	171.547	11.556	259.087	35.931	(87.540)
	Debiti Tributari	156.055		42.346		113.709
31	PASSIVITA' CORRENTI	1.752.954	162.428	1.852.741	192.951	(99.787)
24	Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita	99		99		0
	TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO	6.643.018	162.428	6.706.972	192.951	(63.954)

Prospetto del Rendiconto Finanziario Consolidato

€ migliaia	30/06/16	Parti correlate	30/06/15	Parti correlate	Variazione
Flusso monetario per attività di esercizio
Utile prima delle imposte attività in funzionamento	232.338		156.826		75.512
Utile prima delle imposte Attività discontinue	0		0		0
Ammortamenti	117.137		108.935		8.202
Rivalutazioni/Svalutazioni	13.056		20.438		(7.381)
Variazione fondo rischi	10.490		1.548		8.941
Variazione netta del TFR	(1.030)		(2.134)		1.103
Plusvalenze da realizzo	0		0		0
Interessi passivi finanziari netti	42.295		45.243		(2.948)
Imposte corrisposte	0		0		0
Flussi finanziari generati da attività	414.286		330.856		83.430
operativa ante variazioni
Incrementi dei crediti inclusi nell'attivo circolante	(74.326)	(20.242)	23.928	(13.068)	(98.255)
Incremento /decremento dei debiti inclusi nel passivo circolante	(67.039)	(6.148)	(156.680)	6.743	89.641
Incremento/(Decremento) scorte	(5.013)		(823)		(4.189)
Variazione del capitale circolante	(146.378)		(133.575)		(12.803)
Variazione di altre attività/passività di esercizio	(21.178)		65.728		(86.905)
TOTALE FLUSSO MONETARIO ATTIVITA' DI ESERCIZIO	246.730		263.008		(16.278)
Flusso monetario per attività di investimento
Acquisto/cessione immobilizzazioni materiali	(91.090)		(76.650)		(14.441)
Acquisto/cessione immobilizzazioni immateriali	(133.285)		(97.151)		(36.134)
Partecipazioni	9.649		6.385		3.263
Acquisto/Cessione partecipazioni in imprese controllate	0		1.305		(1.305)
Incassi/pagamenti derivanti da altri investimenti finanziari	(3.693)	3.018	(34.190)	34.349	30.497
Dividendi incassati	0	0	239	239	(238)
Interessi attivi incassati	12.189		14.623		(2.434)
TOTALE FLUSSO MONETARIO PER ATTIVITA' DI INVESTIMENTO	(206.230)		(185.439)		(20.790)
Flusso monetario per attività di finanziamento
Quota di terzi aumento capitale società controllate	(419)		(163)		(256)
Rimborso mutui e debiti finanziari a lungo	(50.821)		(359.821)		309.000
Erogazione di mutui/altri debiti e medio lungo termine	0		0		0
Diminuzione/Aumento di altri debiti finanziari a breve	(87.540)		(14.998)		(72.542)
Interessi passivi pagati	(22.805)		(27.532)		4.728
Pagamento dividendi	(110.713)	(110.713)	(98.520)	(98.520)	(12.193)
TOTALE FLUSSO MONETARIO PER ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO	(272.298)		(501.034)		228.736
Flusso monetario del periodo	(231.797)		(423.465)		191.667
Disponibilità monetaria netta iniziale	814.653		1.017.967		(203.314)
Disponibilità monetaria netta finale	582.855		594.502		(11.646)

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato

€ migliaia	Capitale Sociale	Riserva Legale	Altre Riserve	Utili dell'esercizio	Totale	Patrimonio Netto di Terzi	Totale Patrimonio Netto
Saldi al 01 gennaio 2015	1.098.899	176.119	15.381	140.167	1.430.566	71.825	1.502.391
Riclassifica		(92.691)	92.691				0
Utili di conto economico				50.509	50.509	3.040	53.549
Altri utili (perdite) complessivi				(3.507)	(3.507)	(122)	(3.629)
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	0	47.002	47.002	2.918	49.919
Destinazione Risultato 2014			140.167	(140.167)	0	0	0
Variazione perimetro consolidamento			543		543	(156)	387
Saldi al 31 marzo 2015	1.098.899	83.428	248.782	47.002	1.478.111	74.586	1.552.697
Utili di conto economico				48.820	48.820	1.256	50.076
Altri utili (perdite) complessivi				14.616	14.616	285	14.902
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	0	63.436	63.436	1.541	64.978
Destinazione Risultato 2014		4.480	(4.480)	0	0		0
Distribuzione Dividendi			(95.834)		(95.834)	(2.686)	(98.520)
Variazione perimetro consolidamento			(239)		(239)	(311)	(550)
Saldi al 30 giugno 2015	1.098.899	87.908	148.229	110.438	1.445.474	73.131	1.518.605

	Capitale Sociale	Riserva Legale	Altre Riserve	Utili dell'eserci zio	Totale	Patrimoni o Netto di Terzi	Totale Patrimoni o Netto
Saldi al 01 gennaio 2016	1.098.899	87.908	155.533	181.584	1.523.924	72.128	1.596.053
Utili di conto economico				66.878	66.878	2.281	69.160
Altri utili (perdite) complessivi				(8.600)	(8.600)	(69)	(8.669)
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	0	58.278	58.278	2.213	60.491
Destinazione Risultato 2015			181.584	(181.584)	0	0	0
Distribuzione Dividendi					0		0
Variazione perimetro consolidamento			(908)		(908)	734	(175)
Altre Variazioni					0
Saldi al 31 marzo 2016	1.098.899	87.908	336.209	58.278	1.581.295	75.075	1.656.369
Utili di conto economico				82.661	82.661	2.431	85.092
Altri utili (perdite) complessivi				876	876	(13)	864
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	0	83.537	83.537	2.419	85.956
Destinazione Risultato 2015		7.280	(7.280)	0	0	0	0
Distribuzione Dividendi			(106.274)		(106.274)	(4.439)	(110.713)
Variazione perimetro consolidamento			(147)		(147)	(98)	(245)
Saldi al 30 giugno 2016	1.098.899	95.188	222.508	141.815.	1.558.411	72.957	1.631.367

Importi in migliaia di Euro

Note al Conto Economico Consolidato

Ricavi netti consolidati

Al 30 Giugno 2016 ammontano a € 1.386.703 mila (erano € 1.441.143 mila al 30 Giugno 2015 e registrano un decremento di € 54.440 mila (-3,8%) rispetto all'esercizio precedente e sono composti come segue:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni	1.356.886	1.406.115	(49.229)	(3,5%)
Altri ricavi e proventi	29.817	35.028	(5.211)	(14,9%)
Ricavi netti consolidati	1.386.703	1.441.143	(54.440)	(3,8%)

1. Ricavi delle vendite e prestazioni – € 1.356.886 mila

Tale voce presenta un decremento complessivo di € 49.229 mila (-3,5% rispetto al 30 Giugno 2015) che chiudeva con l'ammontare di € 1.406.115 mila.

Tale voce è composta come riportato nella tabella che segue.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica	920.112	980.469	(60.357)	(6,2%)
Ricavi da vendita gas	38.111	49.292	(11.181)	(22,7%)
Ricavi da incentivi energia elettrica	12.512	11.582	930	8,0%
Ricavi da Servizio Idrico Integrato	300.761	280.988	19.773	7,0%
Ricavi da gestioni idriche estero	2.309	4.463	(2.154)	(48,3%)
Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica	21.727	18.350	3.376	18,4%
Ricavi da prestazioni a clienti	43.232	43.548	(316)	(0,7%)
Contributi di allacciamento	18.122	17.424	699	4,0%
Ricavi da vendite e prestazioni	1.356.886	1.406.115	(49.229)	(3,5%)

Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica

Ammontano a € 920.112 mila e, al netto delle elisioni infragruppo, sono composti come di seguito indicato:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Generazione energia elettrica e calore	5.188	6.126	(938)	(15,3%)
Vendita energia elettrica	722.549	852.333	(129.784)	(15,2%)
Attività di trasporto e misura dell'energia	168.098	98.052	70.047	71,4%
Cessione energia da WTE	21.650	21.763	(112)	(0,5%)
Energia da impianti fotovoltaici	212	384	(171)	(44,7%)
Cogenerazione	2.414	1.812	602	33,2%
Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica	920.112	980.469	(60.357)	(6,2%)

Le principali variazioni riguardano:

la diminuzione dei ricavi da vendita di energia elettrica per € 129.784 mila per effetto: i) della riduzione dei volumi di energia elettrica venduti nel servizio della Maggior Tutela (-10,6%), ii) della riduzione dei volumi di energia elettrica venduti nel Mercato Libero (-13%). La riduzione ha riguardato prevalentemente il segmento B2B relativo agli industrial, ed è sostanzialmente imputabile alla prosecuzione della strategia di diversificazione del portafoglio clienti, che ha visto crescere i segmenti small business e mass market in termini di numerosità di clienti serviti;

• l'incremento dei ricavi da attività di trasporto e misura dell'energia destinata ai mercati tutelato e libero per € 70.047 mila per effetto delle dinamiche tariffarie nonché dall'effetto delle modifiche regolatorie che consentono di meglio stimare il diritto del distributore al riconoscimento delle componenti di costo legate agli investimenti realizzati in un dato esercizio (remunerazione del capitale investito e quota di ammortamento) contestualmente alla realizzazione degli investimenti e all'avvio del processo di ammortamento. Da ciò discende l'iscrizione di un provento di competenza del primo semestre pari a € 63.300 mila;
• la crescita dei ricavi da cogenerazione (+ € 602 mila) discende dalle maggiori quantità vendute di calore per usi vari.

Ricavi da vendita gas

Ammontano a € 38.111 mila e registrano un decremento di € 11.181 mila rispetto al 30 Giugno 2015 principalmente per effetto delle minori quantità vendute da Acea Energia (-12,6 milioni di smc di gas a clienti finali e grossisti).

Ricavi da incentivi energia elettrica

Ammontano a € 12.512 mila e registrano un aumento di € 930 mila rispetto allo scorso esercizio. La voce include l'iscrizione dei ricavi da certificati verdi: i) di Acea Produzione (€ 10.151 mila) maturati in relazione all'energia prodotta dalla Centrale di Salisano ed Orte, ii) di A.R.I.A. (€ 2.375 mila) dai ricavi per certificati verdi derivanti da un sistema di incentivazione da fonti rinnovabili dall'impianto WTE di Terni e di San Vittore del Lazio.

Di seguito si evidenzia il dettaglio per natura:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Certificati verdi	12.527	11.582	945	8,2%
Diritti Co2	(15)	0	(15)	0,0%
Ricavi da incentivi energia elettrica	12.512	11.582	930	8,0%

Ricavi da Servizio Idrico Integrato

Come anticipato nell'apposito paragrafo a cui si rimanda per maggiori e più dettagliate spiegazioni, sono prodotti quasi esclusivamente dalle Società che gestiscono il servizio nel Lazio ed in misura ridotta da quelle della Campania.

Tali proventi ammontano complessivamente a € 300.761 mila e risultano in aumento di € 19.773 mila (+7,0%) rispetto al precedente esercizio (erano € 280.988 mila).

Nel seguito vengono fornite informazioni di dettaglio relativamente alla composizione per società:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
ACEA Ato2	262.146	242.946	19.200	7,9%
ACEA Ato5	31.325	32.293	(968)	(3,0%)
Crea Gestioni	1.984	1.896	89	4,7%
Gesesa	5.305	3.852	1.452	37,7%
Ricavi da Servizio Idrico Integrato	300.761	280.988	19.773	7,0%

La variazione di ACEA Ato2 (+ € 19.200 mila) deriva principalmente dalla crescita del VRG del 2016 approvato nella seduta del 27 luglio 2016 rispetto a quello del semestre precedente (+ € 23.436 mila), parzialmente compensato dai minori conguagli derivanti dalle partite passanti (energia elettrica, canoni di concessione) per € 3.309 mila. La crescita di Gesesa (+ € 1.452 mila) deriva principalmente dalla variazione del perimetro servito.

Ricavi da gestioni idriche all'estero

Ammontano a € 2.309 mila e risultano variate di - € 2.154 mila rispetto al precedente esercizio (erano € 4.463 mila al 30 Giugno 2015). La diminuzione deriva essenzialmente da Agua Azul Bogotà (- € 2.316 mila) in conseguenza del completamento delle commesse iniziate negli anni precedenti oltre che per l'effetto del cambio (a parità di tasso di cambio la variazione sarebbe stata di € 1.758 mila).

Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica

Ammontano € 21.727 mila e risultano in aumento di € 3.376 mila rispetto al precedente esercizio (erano € 18.350 mila).

Di seguito la composizione per società:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
A.R.I.A.	13.620	11.489	2.131	18,5%
SAO	4.984	4.544	440	9,7%
Kyklos	86	0	86	0,0%
Aquaser	2.266	1.843	424	23,0%
Solemme	549	386	163	42,2%
Innovazione e sostenibilità aziendale	221	88	133	152,1%
Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica	21.727	18.350	3.376	18,4%

L'andamento del 2016 è influenzato principalmente da:

• ARIA a seguito dei maggiori conferimenti di pulper agli impianti di WTE nonché dall'effetto tariffa.
• SAO per effetto di maggiori quantità di rifiuti in ingresso alla discarica mitigati però da una diminuzione del prezzo.

Ricavi da prestazioni a clienti

Ammontano a € 43.232 mila (€ 43.548 mila al 30 Giugno 2015) e decrescono di € 316 mila. Tale tipologia di ricavo è così composta:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Illuminazione Pubblica Roma	27.990	27.760	230	0,8%
Illuminazione Pubblica Napoli	2.329	2.647	(318)	(12,0%)
Lavori a terzi	5.894	7.481	(1.586)	(21,2%)
Prestazioni infragruppo	3.596	2.372	1.224	51,6%
Fotovoltaico	222	120	102	84,5%
Ricavi GIP	3.200	3.167	33	1,0%
Ricavi da prestazioni a clienti	43.232	43.548	(316)	(0,7%)

La variazione in diminuzione risulta dall'effetto della: i) diminuzione dei ricavi da lavori effettuati su richiesta di terzi per €1.586 mila eseguiti prevalentemente da ACEA Ato2, ii) aumento delle prestazioni rese verso le società del Gruppo per € 1.224 mila, iii) minori ricavi per Illuminazione Pubblica verso il comune di Napoli (- € 318 mila).

Con rifermento alla composizione di tale voce per Area Industriale si veda la tabella che segue:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	42	142	(100)	(70,3%)
Energia	723	(31)	754	(2.412,9%)
Idrico	5.854	6.530	(676)	(10,4%)
Reti	5.762	6.373	(610)	(9,6%)
Capogruppo	30.851	30.534	316	1,0%
Ricavi da prestazioni a clienti	43.232	43.548	(316)	(0,7%)

Contributi di allacciamento

Ammontano a € 18.122 mila e risultano in aumento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio di € 699 mila rispetto al 30 Giugno 2015. Sono conseguiti come segue:

• Area Energia: € 8.949 mila (+ € 759 mila),
• Area Idrico: € 1.460 mila (- € 778 mila),
• Area Reti: € 7.714 mila (+ € 717 mila).

2. Altri ricavi e proventi –€ 29.817 mila

Tale voce registra un decremento di € € 5.211 mila (-14,9%) rispetto al 30 Giugno 2015 che chiudeva con € 35.028 mila.

La variazione è determinata principalmente dai seguenti effetti contrapposti:

• (i) riduzione di € 5.129 mila dei contributi da annullamento maturati sui titoli di efficienza energetica in conseguenza delle minori quantità acquistate nel corso del periodo di osservazione (- 58.102 titoli),
• (ii) minori sopravvenienze per € 6.610 mila originatesi principalmente per € 3.429 mila dall'iscrizione nella prima semestrale 2015 in Agua Azul Bogotà del provento straordinario legato alla chiusura del contenzioso attivo con l'amministrazione comunale; e per € 2.009 mila da Acea Energia.
• (iii) maggiori ricavi in Elga Sud per € 9.600 mila legati agli effetti prodotti dal contratto sottoscritto nel mese di marzo 2006 per la commercializzazione dei contatori digitali. Tale vendita rientrava nell'ambito di un più ampio accordo commerciale che riguardava più società del Gruppo.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Contributi da Enti per TEE	1.252	6.382	(5.129)	(80,4%)
Sopravvenienze attive	2.576	9.186	(6.610)	(72,0%)
Altri ricavi	13.917	6.003	7.914	131,8%
Rimborsi per danni, penalità, rivalse	2.533	3.340	(807)	(24,2%)
Conto energia	2.337	2.191	146	6,6%
Contributo statale ex DPCM 23/04/04	2.000	2.135	(135)	(6,3%)
Contributi regionali	922	1.039	(117)	(11,3%)
Proventi da utenze	1.314	1.579	(265)	(16,8%)
Personale distaccato	985	1.113	(128)	(11,5%)
Proventi immobiliari	729	790	(61)	(7,7%)
Margine IFRIC 12	712	633	79	12,5%
Plusvalenze da cessione beni	0	44	(44)	(100,0%)
Riaddebito organi per cariche sociali	540	595	(55)	(9,2%)
Altri ricavi e proventi	29.817	35.028	(5.211)	(14,9%)

Nella tabella seguente viene fornita la composizione di tale voce.

Costi operativi consolidati

Al 30 Giugno 2016 ammontano a € 957.867 mila (erano € 1.100.776 mila 30 Giugno 2015) e registrano un decremento di € 142.908 mila (-13,0%) rispetto all'esercizio precedente. Di seguito la composizione:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro	109.124	117.054	(7.930)	(6,8%)
Costi esterni	848.743	983.722	(134.978)	(13,7%)
Costi operativi consolidati	957.867	1.100.776	(142.908)	(13,0%)

3. Costo del lavoro –€ 109.124 mila

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati	159.253	156.561	2.692	1,7%
Costi capitalizzati	(50.129)	(39.507)	(10.622)	26,9%
Costo del lavoro	109.124	117.054	(7.930)	(6,8%)

Il decremento del costo del lavoro, al lordo dei costi capitalizzati, si attesta a € 2.692 mila ed è influenzato prevalentemente dai maggiori costi del personale rilevati nelle Aree Idrico (+ € 1.782 mila), Ambiente (+ € 621 mila) e Reti (+ € 242 mila).

Per quanto riguarda i costi capitalizzati si segnala un incremento di € 10.622 mila, determinato sostanzialmente dalla crescita dei costi capitalizzati registrata in tutte le Aree di business. Tale incremento discende dall'elevato impegno dedicato dal personale del Gruppo al complesso progetto di modifica dei sistemi informativi e dei processi aziendali (Acea2.0).

Nei prospetti che seguono è evidenziata la consistenza media nonché quella effettiva dei dipendenti per Area Industriale, confrontata con quella del precedente esercizio.

	Consistenza media del periodo
	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione (%)
Ambiente	230	221	10	4,3%
Energia	555	541	14	2,5%
Idrico	2.266	2.376	-109	(4,6%)
Lazio-Campania	1.820	1.798	22	1,2%
Toscana-Umbria	0	0	0	0,0%
Estero	275	410	-135	(33,0%)
Ingegneria e Servizi	172	168	4	2,4%
Reti	1.314	1.343	-29	(2,2%)
Capogruppo	630	654	-24	(3,7%)
TOTALE	4.994	5.134	-139	(28,4%)

		Consistenza finale del periodo
		30/06/16	30/06/15	Variazione	0,00%
Ambiente		231	220	11	5,0%
Energia		557	541	16	3,0%
Idrico		2.276	2.231	45	2,0%
	Lazio-Campania	1.820	1.799	21	1,2%
	Toscana-Umbria	0	0	0	0,0%
	Estero	285	264	21	8,0%
	Ingegneria e Servizi	171	168	3	1,8%
Reti		1.310	1.344	-34	(2,5%)
Capogruppo		627	652	-25	(3,8%)
TOTALE		5.001	4.988	13	12,6%

Costi esterni –€ 848.743 mila

Tale voce presenta un decremento complessivo di € 134.978 mila (-13,7%) rispetto al 30 Giugno 2015 che chiudeva con € 983.722 mila.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Energia, gas e combustibili	683.733	816.604	(132.871)	(16,3%)
Materie	13.473	12.250	1.223	10,0%
Servizi	103.707	109.819	(6.112)	(5,6%)
Canoni di concessione	23.668	21.312	2.355	11,1%
Godimento beni di terzi	11.840	11.720	120	1,0%
Oneri diversi di gestione	12.322	12.016	307	2,6%
Costi esterni	848.743	983.722	(134.978)	(13,7%)

Costi per Energia, gas e combustibili

La voce comprende:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Acquisto energia elettrica	434.373	520.272	(85.899)	(16,5%)
Acquisto gas	9.883	16.502	(6.619)	(40,1%)
Trasporto energia elettrica e gas	238.620	273.204	(34.584)	(12,7%)
Certificati bianchi	231	6.131	(5.899)	(96,2%)
Certificati verdi e diritti Co2	626	495	131	26,4%
Costi energia gas e combustibili	683.733	816.604	(132.871)	(16,3%)

La variazione discende principalmente: i) dai minori costi relativi all'approvvigionamento dell'energia elettrica per il mercato tutelato, libero ed i relativi costi di trasporto (rispettivamente - € 85.899 mila e - € 34.584 mila) Tale riduzione deriva dall'effetto combinato della minore energia elettrica venduta, per effetto della diversificazione del portafoglio clienti e del diverso mix quantità/prezzi nei mesi e nelle fasce orarie; ii) dai costi sostenuti per l'approvvigionamento di gas (- € 6.619 mila); iii) dalla riduzione dei costi di acquisto dei certificati bianchi da parte di areti per l'assolvimento dell'obbligo regolatorio di efficienza energetica in conseguenza delle minori quantità acquistate nel periodo di osservazione rispetto al primo semestre 2015 (- € 5.899 mila).

Materie

I costi per materie ammontano a € 13.473 mila e rappresentano i consumi di materiali del periodo al netto dei costi destinati ad investimento; il tutto come illustrato dalla tabella che segue.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Acquisti di materiali	27.181	21.262	5.918	27,8%
Variazione delle rimanenze	(4.910)	(605)	(4.305)	711,4%
Variazione delle rimanenze	22.270	20.657	1.613	7,8%
Costi capitalizzati	(8.797)	(8.407)	(390)	4,6%
Materie	13.473	12.250	1.223	10,0%

Gli acquisti di materiali al netto delle rimanenze di magazzino registrano un incremento di € 1.613 mila che deriva sostanzialmente dall'Area Reti (+ € 809 mila) e dall'Area Idrico (+ € 688 mila). I costi per materie sostenuti dalle Aree Industriali sono dettagliati come di seguito riportato.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	2.282	2.490	(208)	(8,4%)
Energia	425	499	(74)	(14,8%)
Idrico	6.401	5.903	498	8,4%
Reti	3.799	2.974	825	27,7%
Capogruppo	566	384	181	47,2%
Costi per materie	13.473	12.250	1.223	10,0%

Servizi ed Appalti

Ammontano a € 103.707 mila e risultano diminuiti complessivamente di € 6.112 mila essendo pari a € 109.819 mila al 30 Giugno 2015. Passando all'analisi della composizione si rileva quanto segue:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Trasporto energia elettrica e gas	23.097	23.470	(373)	(1,6%)
Lavori eseguiti in appalto	14.460	20.137	(5.677)	(28,2%)
Smaltimento e trasporto fanghi, scorie, ceneri e rifiuti	13.797	12.189	1.608	13,2%
Altri servizi	14.199	14.414	(215)	(1,5%)
Servizi al personale	6.600	7.816	(1.217)	(15,6%)
Spese assicurative	5.403	6.367	(964)	(15,1%)
Consumi elettrici, idrici e gas	3.001	1.935	1.066	55,1%
Sottendimento energia	3.404	3.888	(484)	(12,4%)
Servizi infragruppo	465	3.445	(2.980)	(86,5%)
Spese telefoniche e trasmissione dati	2.462	2.960	(497)	(16,8%)
Spese postali	3.219	2.203	1.015	46,1%
Canoni di manutenzione	4.209	1.885	2.324	123,3%
Spese di pulizia, trasporto e facchinaggio	2.019	1.850	169	9,1%
Spese pubblicitarie e sponsorizzazioni	2.178	2.020	158	7,8%
Organi sociali	1.359	1.703	(344)	(20,2%)
Rilevazione indici di lettura	1.048	1.070	(21)	(2,0%)
Spese bancarie	1.425	1.180	244	20,7%
Spese di viaggio e trasferta	674	570	103	18,1%
Personale distaccato	592	637	(46)	(7,2%)
Spese tipografiche	97	80	17	20,9%
Costi per servizi	103.707	109.819	(6.112)	(5,6%)

Canone di concessione

L'importo complessivo di € 23.668 mila (+ € 2.355 mila rispetto al medesimo periodo del 2015) è riferito alle Società che gestiscono in concessione alcuni Ambiti Territoriali nel Lazio e nella Campania.

La tabella che segue indica la composizione per Società confrontata con quella del precedente esercizio.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
ACEA Ato2	20.086	17.733	2.353	13,3%
ACEA Ato5	3.373	3.375	(3)	(0,1%)
Gesesa	183	178	5	2,8%
Crea Gestioni	26	26	0	0,0%
Canone di concessione	23.668	21.312	2.355	11,1%

Si rinvia a quanto illustrato nell'apposito paragrafo denominato "Informativa sui servizi in concessione".

Godimento di beni di terzi

La voce ammonta a € 11.840 mila e risultano in linea con lo scorso esercizio (erano € 11.720 mila al 30 Giugno 2015).

Di seguito si espone la tabella che indica le variazioni per Area Industriale:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	382	277	106	38,2%
Energia	2.176	1.999	177	8,9%
Idrico	2.725	2.437	288	11,8%
Reti	1.847	2.166	(319)	(14,7%)
Capogruppo	4.710	4.842	(132)	(2,7%)
Godimento beni di terzi	11.840	11.720	120	1,0%

Tale voce contiene canoni di locazione per € 5.297 mila (erano € 5.404 mila al 30 Giugno 2015) ed oneri relativi ad altri canoni e noleggi per € 6.543 mila (erano € 6.316 mila al 30 Giugno 2015)

Oneri diversi di gestione

Ammontano a € 12.322 mila al 30 Giugno 2016 e aumentano di € 307 mila. La tabella che segue dettaglia tale voce per natura:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione%
Imposte e tasse	6.456	5.753	703	12,2%
Risarcimento danni ed esborsi per vertenze giudiziarie	1.260	1.468	(208)	(14,2%)
Contributi erogati e quote associative	699	1.019	(320)	(31,4%)
Spese generali	1.782	1.124	658	58,5%
Costo per rateizzazioni EQUITALIA	44	0	44	0,0%
Minusvalenze su alienazioni beni	0	10	(10)	(100,0%)
Sopravvenienze passive	2.080	2.641	(561)	(21,2%)
Oneri diversi di gestione	12.322	12.016	307	2,6%

5. Proventi / (Oneri) netti da gestione rischio commodity –€ 0 mila

Al 30 Giugno 2016 la variazione della valutazione a Fair Value di quei contratti finanziari iscritti nel conto economico consolidato è pari a € 0 mila.

Il portafoglio degli strumenti finanziari in Hedge Accounting rappresenta la componente predominante rispetto al totale del portafoglio in essere.

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo "Informativa integrativa sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi" del Bilancio Consolidato 2015.

Si informa che la valutazione del rischio controparte effettuata in ossequio a IFRS 13 non incide sui test di efficacia effettuati sugli strumenti valutati in Hedge Accounting.

6. Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria - € 14.906 mila

La voce rappresenta il risultato consolidato secondo l'equity method ricompreso tra le componenti che concorrono alla formazione del Margine Operativo Lordo delle società che precedentemente

erano consolidate con il metodo proporzionale. Di seguito è riportato il dettaglio della sua composizione:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
MOL	67.832	67.730	102	0,2%
Ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti	(41.016)	(43.698)	2.683	(6,1%)
Gestione finanziaria	(4.193)	(4.419)	227	(5,1%)
Totale (Oneri)/Proventi da Partecipazioni	(42)	4	(45)	(1.158,7%)
Imposte	(7.676)	(6.715)	(961)	14,3%
Proventi da partecipazioni di natura non finanziaria	14.906	12.901	2.004	15,5%

Il margine lordo di tali società risulta in linea con quello del semestre precedente; la variazione in aumento della voce rispetto al 30 Giugno 2015 discende principalmente da:

• diminuzione degli ammortamenti iscritti in Acque per € 2.828 mila quale conseguenza della modifica alla convenzione di affidamento del servizio idrico che recepisce l'allungamento della concessione dal 2021 al 2016; parzialmente compensata dall'incremento degli ammortamenti di Publiacqua e Acquedotto del Fiora per € 2.083 mila a seguito dei maggiori investimenti effettuati;
• diminuzione degli accantonamenti riguardanti soprattutto Acquedotto del Fiora che, a giugno 2015, aveva stanziato accantonamenti a copertura del rischio legato a riserve su appalti;
• diminuzione delle svalutazioni di crediti soprattutto riguardanti Gori (- € 809 mila).

	Di seguito si riporta il dettaglio delle valutazioni delle società.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Publiacqua	6.552	5.899	653	11,1%
Gruppo Acque	3.969	4.081	(111)	(2,7%)
Acquedotto del Fiora	1.269	468	801	171,2%
Umbra Acque	104	276	(172)	(62,2%)
Gori	1.699	1.116	583	52,2%
Nuove Acque e Intesa Aretina	358	237	122	51,5%
Agua Azul	560	560	0	0,0%
Voghera Energia Vendite in liquidazione	0	(216)	216	(100,0%)
Ingegnerie Toscane	409	501	(92)	(18,4%)
Ecomed in liquidazione	(16)	(21)	5	(22,7%)
Totale	14.906	12.901	2.004	15,5%

7. Ammortamenti, svalutazione e accantonamenti - € 169.679 mila

Rispetto al precedente esercizio c'è un aumento di € 19.082 mila. Di seguito si illustra la composizione:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ammortamenti immateriali e materiali	117.137	110.346	6.791	6,2%
Svalutazione crediti	28.533	32.735	(4.202)	(12,8%)
Accantonamenti per rischi	24.009	7.516	16.493	219,4%
Totale	169.679	150.597	19.082	12,7%

Ammortamenti immateriali e materiali

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ammortamenti materiali	65.816	67.363	(1.546)	(2,3%)
Ammortamenti immateriali	51.317	41.572	9.745	23,4%
Perdite di valore	4	1.411	(1.407)	(99,7%)
Ammortamenti	117.137	110.346	6.791	6,2%

La variazione in aumento degli ammortamenti, pari a € 6.791 mila è composta come di seguito indicato:

• decremento degli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali per € 1.546 mila;
• aumento degli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali per € 9.745 mila per effetto prevalentemente della crescita degli investimenti in tutte le aree di business e tiene altresì conto, per il settore idrico, della dinamica regolatoria e degli aggiornamenti tariffari relativi al capitale investito;
• decremento delle perdite di valore per € 1.407 mila per effetto della svalutazione operata al 30 giugno 2015 sull'avviamento a vita utile indefinita relativo ad Ecogena quale risultato del test di impairment.

Svalutazione e perdite su crediti

Tale voce ammonta a € 28.533 mila e registra un decremento di € 4.202 mila riferito principalmente ad Acea Energia.

Di seguito la composizione per aree industriali:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	124	397	(273)	(68,8%)
Energia	23.357	25.806	(2.449)	(9,5%)
Idrico	1.662	2.717	(1.054)	(38,8%)
Reti	1.286	2.243	(957)	(42,7%)
Capogruppo	2.104	1.572	532	33,9%
Perdite e svalutazioni di crediti	28.533	32.735	(4.202)	(12,8%)

Accantonamenti

Gli accantonamenti al 30 Giugno 2016, al netto dei rilasci per esuberanza, ammontano a € 24.009 mila e sono così distinti per natura:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione (%)
Legale	2.408	1.981	428	21,6%
Fiscale	1.400	300	1.100	367,3%
Rischi regolatori	5.983	1.433	4.550	317,6%
Partecipate	74	0	74
Rischi contributivi	47	0	47	N.D.
Esodo e mobilità	9.496	721	8.775	1.216,8%
Appalti e forniture	500	379	121	31,8%
Franchigie assicurative	9	408	(399)	(97,8%)
Post mortem	0	0	0
Canoni di Concessione	0	0	0
Altri rischi ed oneri	6	28	(22)	(77,3%)
Totale	19.924	5.250	14.674	279,5%
Oneri di ripristino Ifric12	4.085	2.267	1.819	80,2%
Totale accantonamenti	24.009	7.516	16.493	219,4%

La composizione degli accantonamenti per Area Industriale è illustrata nella tabella seguente:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	20	156	(135)	(87,0%)
Energia	7.696	1.447	6.249	432,0%
Idrico	10.026	4.461	5.565	124,8%
Reti	1.998	809	1.189	147,0%
Capogruppo	4.269	644	3.624	562,4%
Accantonamenti	24.009	7.516	16.493	219,4%

Tra gli stanziamenti più significativi effettuati nell'esercizio si rilevano accantonamenti per:

• fondo esodo e mobilità (€ 9.496 mila) e rappresenta le somme necessarie a fronteggiare il programma di riduzione del personale attraverso l'adozione di programmi di mobilità volontaria ed esodo agevolato del personale del Gruppo;
• rischi regolatori (€ 5.983 mila) in particolare riguardanti: i) Acea Energia per € 3.600 mila relativi alla sanzione comminata da ACGM per pratiche commerciali scorrette e ii) ACEA Produzione per € 1.040 mila relativi al corrispettivo richiesto da Terna per la remunerazione transitoria della disponibilità di capacità produttiva per gli anni 2010 e 2011;
• rischi tributari per € 1.400 mila riguardanti le accise di Acea Energia;
• rischi di natura legale per € 2.408 mila.

Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato alla nota n. 27 nonché al paragrafo "Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali".

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Interessi su crediti Finanziari	1.913	1.591	322	20,3%
Interessi Attivi Bancari	387	1.426	(1.039)	(72,8%)
Interessi su crediti verso clienti	4.558	7.451	(2.893)	(38,8%)
Interessi su crediti diversi	335	125	210	168,4%
Proventi finanziari da attualizzazione	432	0	432	0,0%
Proventi da Valutazione di derivati al Fair value Hedge	(130)	0	(130)	52.480,6%
Altri proventi	24	773	(749)	(96,9%)
Proventi finanziari	7.519	11.365	(3.846)	(33,8%)

Proventi finanziari - € 7.519 mila

I proventi finanziari, pari a € 7.519 mila, registrano un decremento di € 3.846 mila rispetto all'esercizio precedente.

La variazione deriva prevalentemente dall'iscrizione di minori proventi finanziari verso i clienti di Acea Energia (- € 3.098 mila) e dal decremento degli interessi attivi bancari della Capogruppo a seguito della diminuzione della disponibilità liquida.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Oneri (Proventi) su Interest Rate Swap	721	1.483	(761)	(51,3%)
Interessi su prestiti obbligazionari	33.514	32.961	554	1,7%
Interessi su indebitamento a medio - lungo termine	9.102	13.429	(4.327)	(32,2%)
Interessi su indebitamento a breve termine	285	919	(634)	(69,0%)
Quota inefficace di strumenti derivati valutati in CFH	1.219	0	1.219	0,0%
Interessi moratori e dilatori	307	1.174	(867)	(73,9%)
Interest cost al netto degli utili e perdite attuariali	1.072	878	194	22,1%
Commissioni su crediti ceduti	2.833	4.746	(1.913)	(40,3%)
Interessi per rateizzazioni	123	169	(46)	(27,2%)
Oneri da attualizzazione	0	327	(327)	100,0%
Altri oneri finanziari	58	387	(328)	(84,9%)
Interessi verso utenti	194	217	(23)	(10,5%)
(Utili)/perdite su cambi	385	(81)	466	(575,4%)
Oneri finanziari	49.814	56.608	(6.794)	(10,0%)

9. Oneri finanziari - € 49.814 mila

Gli oneri finanziari, pari a € 49.814 mila, sono in decremento di € 6.794 mila rispetto al 30 Giugno 2015.

Il costo globale medio "all in" del debito del Gruppo ACEA si è attestato al 30 Giugno 2016 al 3,18% contro il 3,37% dell'esercizio precedente.

Con riferimento agli oneri finanziari relativi all'indebitamento si segnalano le seguenti variazioni:

• gli oneri finanziari su Interest Rate Swap, al netto dei proventi, rispetto al 30 Giugno 2015 sono in decremento di € 761 mila;
• gli interessi su prestiti obbligazionari, rispetto al 30 Giugno 2015 sono in aumento di € 554 mila;
• gli interessi su indebitamento a medio-lungo termine, rispetto al 30 Giugno 2015 decrescono di € 4.327 mila per effetto della diminuzione del tasso d'interesse;
• la quota inefficace di strumenti derivati valutati in Cash flow hedge per € 1.219 mila determinata prevalentemente dalle forti oscillazioni del cambio yen in prossimità del cd. Brexit;
• gli interessi moratori e dilatori, rispetto al 30 Giugno 2015 sono diminuiti di € 867 mila per effetto di Acea Energia;
• le commissioni su crediti ceduti, rispetto al 30 Giugno 2015 sono diminuiti di € 1.913 mila per effetto della riduzione del tasso applicato; inoltre, nel corso del semestre, sono stati ceduti minori crediti rispetto al primo semestre 2015;
• il saldo degli utili e perdite su cambi, rispetto al 30 Giugno 2015, è aumentato di € 466 mila.

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione	Variazione %
Proventi da partecipazioni in società collegate	644	469	175	37,2%
(Oneri) da partecipazioni in società collegate	(73)	(1.073)	1.000	(93,2%)
(Oneri) e proventi da partecipazioni	571	(604)	1.175	(194,6%)

10. Oneri e Proventi da Partecipazioni – € 571 mila

Gli oneri da partecipazione si riferiscono al consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di alcune società del Gruppo principalmente Agua de San Pedro (€ 348 mila) e Geal (€ 338 mila).

11. Imposte sul reddito - € 78.086 mila

Il carico fiscale del periodo è pari a € 78.086 mila contro € 53.201 mila del medesimo periodo del precedente esercizio.

Sono essenzialmente composte come segue:

• Imposte correnti: € 79.433 mila (€ 53.538 mila al 30 Giugno 2015)
• Imposte differite/(anticipate) nette: € 1.347 mila (- € 337 mila al 30 Giugno 2015).

L'incremento complessivo registrato nel periodo, pari a € 24.886 mila, deriva essenzialmente dal maggior utile ante imposte.

La tabella che segue evidenzia la composizione delle imposte ed il correlato peso percentuale calcolato sull'utile ante imposte di consolidato

€ migliaia	2016	%	2015	%
Risultato ante imposte delle attività in funzionamento e delle attività discontinue	232.338		156.825
Imposte teoriche calcolate al 27,5% sull'utile ante imposte	63.893	27,5%	43.127	27,5%
Fiscalità differita netta	(5.283)	(2,3%)	(3.692)	-2,4%
Differenze permanenti	(70)	0,0%	(1.638)	-1,0%
IRES di competenza	58.540	25,2%	37.797	24,1%
Tax Asset	3.937	1,7%	3.355	2,1%
IRAP	15.610	6,7%	12.049	7,7%
Totale imposte	78.086	33,6%	53.201	33,9%

Il tax rate dell'esercizio si attesta al 33,6% (era il 33,9% nel 2015).

12. Utile per azione

L'utile per azione di base è determinato dividendo l'utile dell'esercizio di competenza ACEA per il numero medio ponderato delle azioni ACEA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie. Il numero medio ponderato delle azioni in circolazione è di 212.547.907 nel 30 Giugno 2016. L'utile per azione diluito è determinato dividendo l'utile dell'esercizio di competenza ACEA per il numero medio ponderato delle azioni ACEA in circolazione nell'anno, escluse le azioni proprie, incrementate del numero delle azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione. Al 30 Giugno 2016 non ci sono azioni che potenzialmente potrebbero essere messe in circolazione e, pertanto, il numero medio ponderato delle azioni per il calcolo dell'utile di base coincide con il numero medio ponderato delle azioni per il calcolo dell'utile diluito.

L'utile per azione determinato secondo le modalità dello IAS 33 è indicato nella seguente tabella:

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione
Utile di periodo di Gruppo (€/000)	149.539	99.329	50.210
Utile di periodo di Gruppo di spettanza delle azioni ordinarie (€/000) (A)	149.539	99.329	50.210
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie ai fini
del calcolo dell'utile per azione
- di base (B)	212.964.900	212.964.900	0
- di base (C)	212.964.900	212.964.900	0
Utile per azione (in €)
di base (A/B)	0,70218	0,46641	0,23577
diluito (A/C)	0,70218	0,46641	0,23577

€ migliaia	30/06/16	30/06/15	Variazione
Utile di periodo di Gruppo (€/000)	149.539	99.329	50.210
Utile di periodo di Gruppo di spettanza delle azioni ordinarie (€/000) (A)	149.539	99.329	50.210
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie in circolazione ai fini del calcolo dell'utile per azione
- di base (B)	212.547.907	212.547.907	0
- di base (C)	212.547.907	212.547.907	0
Utile per azione (in €)
di base (A/B)	0,70355	0,4673	0,23623
diluito (A/C)	0,70355	0,4673	0,23623

Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata

Attività

Al 30 Giugno 2016 ammontano a € 6.643.018 mila (erano € 6.706.972 mila al 31 Dicembre 2015) e registrano un decremento di € 63.954 mila pari al +1,0% rispetto all'anno precedente e sono composte come segue:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Attività non correnti	4.575.487	4.466.446	109.041	2,4%
Attività correnti	2.067.034	2.240.030	(172.996)	(7,7%)
Attività non correnti destinate alla vendita	497	497	0	0,0%
Totale Attività	6.643.018	6.706.972	(63.954)	(1,0%)

13. Immobilizzazioni materiali - € 2.112.624 mila

Le immobilizzazioni materiali sono composte prevalentemente (circa il 70%) dal valore netto contabile delle infrastrutture utilizzate per la distribuzione di energia elettrica (€ 1.494 mila). Il rimanente 30% è composto prevalentemente:

• (a) dagli impianti appartenenti alle società dell'Area Ambiente per € 240 mila;
• (b) dalle infrastrutture relative all'Area Energia per € 205 mila;
• (c) dalle infrastrutture relative alla Capogruppo per € 152 mila.

La tabella che segue riporta il dettaglio e la movimentazione delle attività materiali relativi al 30 Giugno 2016

€ migliaia	Terreni e Fabbricati	Impianti e Macchinari	Attrezzatu re Industriali	Altri Beni	Immobilizza zioni in corso	Beni gratuitame nte devolvibili	Totale immobilizzazi oni materiali
Costo storico
31.12.2015	490.999	2.505.146	685.869	111.034	56.704	5.031	3.854.784
Attività Destinate alla Vendita	-	-	-	-	-	-	-
Investimenti / Acquisizioni	1.298	19.956	8.380	1.107	58.952	317	90.010
Disinvestimenti	-	(10)	-	1	(10)	-	(19)
Variazione area di consolidamento	-	-	-	-	-	-	-
Altri Movimenti	(938)	(10.856)	-	(68)	(2.030)	-	(13.892)
Costo storico 30.06.2016	491.359	2.514.236	694.249	112.074	113.616	5.348	3.930.883
F.do amm.to31.12.201 5	(123.571)	(1.364.136)	(198.705)	(78.102)		(2.946)	(1.767.460)
Attività Destinate alla Vendita	-	-	-	-		-	-
Ammortamenti	(7.428)	(44.730)	(9.776)	(3.651)		(203)	(65.787)
Disinvestimenti	-	-	-	(2)		-	(2)
Variazione area consolidamento	-	-	-	-		-	-
Altri movimenti	(201)	15.593	(434)	31		-	14.989
F.do amm.to 30.06.2016	(131.200)	(1.393.273)	(208.915)	(81.723)		(3.149)	(1.818.260)
Valore netto 30.06.2016	360.160	1.120.963	485.334	30.351	113.616	2.199	2.112.624

Gli investimenti del periodo sono in aumento rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente (€ 74.091 mila al 30 giugno 2015) ed ammontano a € 90.010 mila. Gli investimenti riguardano principalmente quelli sostenuti da:

• areti per € 64.005 mila in relazione agli interventi di costruzione, manutenzione di linee AT, installazione di cabine primarie e secondarie, realizzazione, ampliamento e manutenzione di linee MT e BT;
• ARIA per € 4.090 mila per gli investimenti relativi al revamping della linea 1 dell'impianto di San Vittore del Lazio, l'acquisto di un immobile ad uso magazzino nel comune di Terni e le migliorie impiantistiche degli impianti UL1 di Terni ed UL3 di San Vittore;
• SAO per € 2.623 mila in riferimento al revamping dell'impianto di trattamento rifiuti e per l'acquisto di materiale drenante per il terreno della discarica di Orvieto;
• Acea Produzione per € 15.971 mila riferiti ai lavori di revamping impiantistico della centrale idroelettrica di Castel Madama e di riqualificazione della diga di San Cosimato, all'estensione della rete di teleriscaldamento del comprensorio di Mezzocammino nella zona di Roma ed ai lavori di repowering della centrale Tor di Valle.

Gli altri movimenti si riferiscono alle riclassifiche per l'entrata in esercizio delle immobilizzazioni in corso ed alle alienazioni/dismissioni e svalutazioni di cespiti.

14. Investimenti immobiliari - € 2.668 mila

Sono costituiti principalmente da terreni e fabbricati non strumentali alla produzione e detenuti per la locazione. Il decremento rispetto alla fine dello scorso esercizio è dovuta essenzialmente agli ammortamenti del periodo (€ 30 mila).

15. Avviamento - € 155.373 mila

Al 30 Giugno 2016 l'avviamento ammonta € 155.373 mila (€ 155.381 mila al 31 Dicembre 2015). L'importo risulta pressoché invariato rispetto all'esercizio precedente come evidenziato dalla tabella seguente.

€ migliaia	31/12/15	Acquisizioni	Svalutazioni / Rivalutazioni	Altri movimenti	30/06/16
Area Energia:	140.010	0	0	(4)	140.006
Impianti da fonti rinnovabili	93.046	0	0		93.046
Vendita Energia	46.964	0	0	(4)	46.960
Area Ambiente:	15.370	0	0	(4)	15.367
Impianti di termovalorizzazione	7.744	0	0	0	7.744
Impianti di compostaggio	7.626	0	0	(4)	7.622
Avviamento	155.381	0	0	(8)	155.373

Si informa che nel periodo di osservazione non stati rilevati indicatori di impairment anche con riferimento al piano strategico 2016-2020 approvato dal Consiglio di Amministrazione di ACEA nel mese di marzo. Per ulteriori informazioni relativamente alle cash generating unit ed ai valori di avviamento ad esse corrispondenti si rinvia a quanto illustrato nella Nota Integrativa del Bilancio Consolidato 2015.

Immobilizzazioni Immateriali

€ migliaia	Diritti di brevetto	Altre imm.ni immateriali	Imm.ni in corso	Concessioni	Totale imm.ni immateriali
31.12.2015	43.076	20.591	41.028	1.520.304	1.625.000
Ammortamenti	(13.850)	(712)	0	(36.754)	(51.317)
Investimenti / Acquisizioni	2.394	199	27.860	100.290	130.742
Disinvestimenti	0	0	0	0	0
Variazione area di consolidamento	0	2	(2)	0	0
Altri Movimenti	(23)	3.317	2.775	(3.517)	2.551
30.06.2016	31.596	23.397	71.660	1.580.323	1.706.976

Le immobilizzazioni immateriali rispetto al 31 Dicembre 2015 e registrano un aumento di € 81.976 mila risultante dal saldo netto tra gli investimenti, pari ad € 130.742 mila, gli ammortamenti, pari ad € 51.317 mila e gli altri movimenti per € 2.551 mila.

16. Concessioni e diritti sull'infrastruttura - € 1.580.323 mila

Tale voce si riferisce prevalentemente alle Gestioni Idriche ed include sostanzialmente:

• i valori delle concessioni ricevute dai Comuni (€ 143.230 mila),
• l'ammontare complessivo dell'insieme delle infrastrutture materiali in dotazione per la gestione del servizio idrico (€ 1.437.094 mila), in conformità all'IFRIC 12.

Le concessioni si riferiscono per € 141.855 mila al dritto di concessione trentennale da parte di Roma Capitale sui beni costituiti da impianti idrici e di depurazione e per € 468 mila dal diritto derivante dal subentro nella gestione del S.I.I nel territorio del Comune di Formello. L'ammortamento avviene in base, rispettivamente alla durata residua della concessione stipulata tra ACEA e Roma Capitale ed alla durata della Convenzione di Gestione sottoscritta dai sindaci dell'ATO2.

Gli investimenti dell'esercizio relativi ai Diritti sull'Infrastruttura sono pari ad € 100.290 mila e si riferiscono principalmente ad:

• ACEA Ato2 per € 84.526 mila per gli interventi di manutenzione straordinaria, il rifacimento, ammodernamento e ampliamento degli impianti idrici, fognari e di depurazione e delle reti;
• ACEA Ato5 per € 14.222 mila per lavori di sostituzione, manutenzione e ampliamento delle condotte idriche, fognarie e degli impianti di depurazione.

La voce Altri Movimenti comprende principalmente le riclassifiche per la messa in esercizio dei cespiti.

17. Altre immobilizzazioni immateriali - € 126.653 mila

L'aumento rispetto all'esercizio precedente, pari ad € 21.957 mila, deriva dagli investimenti sostenuti nel periodo (€ 30.452 mila) al netto degli ammortamenti (€ 14.562 mila) e delle riclassifiche per l'entrata in esercizio dei cespiti.

Gli investimenti effettuati nel corso del periodo sono pari ad € 30.452 mila e sono riconducibili:

• ad areti per € 15.266 mila per gli oneri sostenuti per il progetto di reingegnerizzazione dei sistemi informativi e commerciali della distribuzione, per lo sviluppo di progetti software legati ad Acea2.0 e per il progetto Work force Management;
• ad Acea Energia per € 10.301 mila per l'implementazione del progetto Acea2.0 ed il potenziamento di software per la fatturazione;
• alla Capogruppo per € 3.781 mila per l'acquisto e l'implementazione di software a supporto dei sistemi di gestione amministrativa, gestione del personale e sicurezza aziendale.

La voce "alienazioni ed altri movimenti" contiene l'importo dei certificati verdi di Acea Produzione ed ARIA pari complessivamente ad € 21.805 mila, la variazione rispetto alla fine dell'esercizio precedente deriva dall'effetto netto tra il decremento registrato in ARIA (- € 3.774 mila) in relazione all'incasso dei crediti maturati e l'incremento di Acea Produzione per € 6.517 mila.

18. Partecipazioni in controllate non consolidate e collegate - € 252.600 mila

Il portafoglio partecipazioni del Gruppo ACEA, è composto come riportato nella tabella che segue.

€ migliaia	31/12/15	Impatto a CE	Impatto a PN	Variazioni perimetro di Consolidamento	Altri Movimenti	30/06/16
Partecipazioni in controllate collegate	247.490	15.477	(1.051)	0	(9.315)	252.600

Le variazioni intervenute nel corso del periodo si riferiscono a:

• le valutazioni relative alle aziende consolidate con il metodo del patrimonio netto che hanno impatto a conto economico per complessivi € 15.477 mila; tali valutazioni trovano corrispondenza nel conto economico principalmente nella voce "Proventi/Oneri da partecipazioni di natura non finanziaria" (€ 14.906 mila) e nella voce "Oneri/Proventi da partecipazione" (€ 571 mila);
• l'impatto delle valutazioni delle aziende consolidate ad Equity nelle voci del patrimonio netto (€ 1.051 mila);
• i dividendi distribuiti dalle società per € 8.072 mila.

Per le principali partecipazioni in imprese valutate con il metodo del patrimonio netto vengono forniti i dati economici e patrimoniali.

30.06.2016 € migliaia	Attività non correnti	Attività correnti	Passività non correnti	Passività correnti	Ricavi	Utile / (Perdita) netta	PFN
AZUL	6.052	1.018	(143)	(368)	1.594	560	480
INTESA ARETINA	8.598	598	0	(471)	0	0	316
NUOVE ACQUE	19.415	5.639	(13.454)	(3.041)	4.558	542	(8.520)
ECOMED	3	376	(4)	(387)	0	(16)	165
FIORA	101.281	21.540	(80.779)	(17.443)	18.840	1.580	(55.740)
GORI	76.065	165.747	(66.821)	(135.599)	35.043	1.757	(316)
Ingegnerie Toscane	3.241	7.992	(621)	(6.249)	3.961	409	(3.367)
ACQUE INDUSTRIALI	1.463	2.291	(692)	(2.019)	1.759	7	(596)
ACQUE SERVIZI	1.074	9.269	(1.105)	(6.177)	4.663	91	(1.291)
ACQUE	176.903	42.171	(139.689)	(38.613)	31.876	4.074	(99.834)
PUBLIACQUA	185.424	56.916	(106.733)	(44.451)	49.103	6.634	(52.399)
UMBRA ACQUE	52.129	13.080	(29.128)	(26.329)	13.532	247	(12.905)

31.12.2015 € migliaia	Attività non correnti	Attività correnti	Passività non correnti	Passività correnti	Ricavi*	Utile / (Perdita) netta*	PFN
AZUL	6.375	1.243	(312)	(302)	1.606	560	850
INTESA ARETINA	8.096	598	0	(471)	0	0	316
NUOVE ACQUE	20.123	5.059	(13.913)	(2.869)	4.191	420	(8.205)
ECOMED	3	314	0	(374)	0	(21)	103
FIORA	99.781	21.687	(80.523)	(17.132)	19.766	779	(51.918)
GORI	73.076	162.167	(64.421)	(133.092)	33.459	1.174	1.677
Ingegnerie Toscane	3.205	8.219	(464)	(6.151)	3.974	501	(1.666)
ACQUE INDUSTRIALI	1.496	3.049	(717)	(2.772)	2.252	40	(439)
ACQUE SERVIZI	868	10.075	(1.050)	(6.848)	4.983	178	(798)
ACQUE	176.923	45.667	(143.688)	(41.946)	33.089	3.533	(95.167)
PUBLIACQUA	183.210	58.287	(76.804)	(73.242)	45.490	5.933	(36.453)
UMBRA ACQUE	51.626	13.436	(30.265)	(25.150)	13.668	418	(12.382)

*I dati si riferiscono al 30 giugno 2015

19. Altre partecipazioni - € 2.586 mila

Il valore di € 2.586 mila (erano € 2.750 mila alla fine del precedente esercizio) è composto da investimenti in titoli azionari che non costituiscono controllo, collegamento o controllo congiunto. La variazione rispetto all'esercizio precedente è pari ad € 164 mila e si riferisce principalmente all'adeguamento al cambio delle partecipazioni in valuta.

20. Imposte differite attive - € 273.910 mila

Le imposte differite attive, al netto del fondo imposte differite, al 30 Giugno 2016, ammontano ad € 191.513 mila (€ 187.518 mila al 31 Dicembre 2015).

Le variazioni delle imposte differite attive sono correlate essenzialmente: (i) per € 31.693 mila (€ 35.630 mila al 31 Dicembre 2015 ) alle differenze temporanee tra i valori iscritti nei bilanci delle imprese controllate a seguito dei conferimenti realizzativi dei rami d'azienda e i corrispondenti valori iscritti nel bilancio consolidato, (ii) per € 25.841 mila a fondi rischi aventi rilevanza fiscale (€ 24.810 mila al 31 Dicembre 2015), (iii) per € 51.713 mila alla svalutazione dei crediti (€ 51.441 mila al 31 Dicembre 2015), (iv) per € 13.306 mila ai piani a benefici definiti e a contribuzione definita (€ 13.188 mila al 31 Dicembre 2015), (iv) per € 3.927 mila alle perdite fiscali del periodo (€ 677 mila al 31 Dicembre 2015), (vii) per € 5.238 mila alle valutazioni al fair value di commodities ed altri strumenti finanziari (€ 10.292 mila al 31 Dicembre 2015).

Il fondo imposte differite accoglie in particolare la fiscalità differita legata alla differenza esistente tra le aliquote di ammortamento economico-tecniche applicate ai beni ammortizzabili e quelle fiscali. Concorrono alla formazione di tale voce gli utilizzi del periodo per € 2.266 mila e gli accantonamenti per - € 5.025 mila.

		2015	Movimentazioni 2016
€ migliaia	Saldo	Variazione area di consolidam ento	Rettifiche/Ri classifiche	Movimentazi oni a Patrimonio Netto	Utilizzi	Adeguame nto aliquota	Accantona menti IRES/IRAP	Saldo
Imposte anticipate
Perdite fiscali	677	0	0	0	0	0	3.251	3.927
Compensi membri CdA	691	0	0	0	(3)	0	0	688
Fondi per rischi ed oneri	24.810	0	0	0	(3.544)	0	4.575	25.841
Svalutazione crediti e partecipazioni	51.441	0	0	0	(139)	0	412	51.713
Ammortamenti	117.322	0	0	0	(3.409)	0	5.377	119.289
Piani a benefici definiti e a contribuzione definita	13.188	0	0	442	(410)	0	87	13.306
Tax asset su elisioni di consolidamento	35.630	0	0	0	(3.937)	0	0	31.693
Fair value commodities e altri strumenti finanziari	10.292	0	0	(5.346)	0	0	293	5.238
Altre	20.529	0	116	14	(522)	0	2.077	22.214
Totale	274.577	0	116	(4.889)	(11.963)	0	16.070	273.910
Imposte differite
Ammortamenti	71.473	0	0	0	(1.660)	0	3.066	72.878
Piani a benefici definiti e a contribuzione definita	(74)	0	0	(2.163)	(217)	0	43	(2.412)
Fair value commodities e altri strumenti finanziari	5.130	0	0	(5.260)	0	0	59	(71)
Altre	10.530	0	0	1	(388)	0	1.858	12.001
Totale	87.059	0	0	(7.421)	(2.266)	0	5.025	82.397
Netto	187.518	0	116	2.532	(9.697)	0	11.044	191.513

La tabella che segue dettaglia i movimenti intervenuti nella voce in commento:

Il Gruppo ha rilevato le imposte differite attive sulla base delle prospettive di redditività contenute nei piani aziendali che confermano la probabilità che nei futuri esercizi si genereranno imponibili fiscali in grado di sostenere il recupero di tutte le imposte anticipate stanziati

21. Attività finanziarie non correnti - € 32.271 mila

Ammontano a € 32.271 mila (€ 31.464 mila al 31 Dicembre 2015) e registrano un aumento pari ad € 807 mila.

Tale voce accoglie essenzialmente i crediti verso Roma Capitale per € 29.109 mila ed afferiscono agli investimenti inerenti il servizio di Illuminazione Pubblica, quali la riqualificazione impiantistica,

il risparmio energetico, l'adeguamento normativo e l'innovazione tecnologica, che saranno corrisposti ad ACEA, in misura pari all'ammortamento fiscale, oltre l'esercizio 2015, in ossequio a quanto concordato nell'Accordo integrativo al contratto di servizio stipulato il 15 marzo 2011.

22.		Altre attività non correnti - € 36.480 mila

						Al 30 Giugno 2016 sono così composte:
--	--	--	--	--	--	---------------------------------------

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti v/lo stato	113	1.138	(1.025)	(90,0%)
crediti per anticipi e depositi	1.444	1.477	(33)	(2,2%)
Crediti Diversi	34.512	36.698	(2.186)	(6,0%)
Ratei/Risconti Attivi	411	450	(40)	(8,8%)
Altre attività non correnti	36.480	39.764	(3.284)	(8,3%)

I crediti diversi ammontano complessivamente a € 34.512 mila (erano € 36.698 mila al 31 Dicembre 2015) e si riferiscono principalmente ai crediti a lungo termine derivanti dal contratto di servizio di Illuminazione Pubblica nella città di Roma, che rappresenta il complesso degli investimenti effettuati fino al 31 dicembre 2010 legati al servizio stesso, scaturito in seguito all'adozione del metodo finanziario previsto dall'IFRIC 12 in conseguenza delle integrazioni pattuite tra ACEA e Roma Capitale al contratto di servizio.

23. Attività correnti - € 2.067.034 mila

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Rimanenze	31.636	26.623	5.013	18,8%
Crediti Commerciali:				0,0%
Crediti v/Clienti	1.071.097	1.005.113	65.984	6,6%
Crediti V/Controllante	47.516	63.679	(16.163)	(25,4%)
Crediti verso controllate e collegate	28.557	29.882	(1.325)	(4,4%)
TOTALE CREDITI COMMERCIALI	1.147.170	1.098.674	48.496	4,4%
Altri crediti e attività correnti	125.039	130.675	(5.636)	(4,3%)
Attività finanziarie correnti	97.115	94.228	2.886	3,1%
Crediti tributari	83.219	75.177	8.043	10,7%
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	582.855	814.653	(231.797)	(28,5%)
Attività correnti	2.067.034	2.240.030	(172.996)	(7,7%)

Rimanenze

Ammontano a € 31.636 mila (€ 26.623 mila al 31 Dicembre 2015) e sono così suddivise tra le varie aree industriali:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	4.518	3.708	811	21,9%
Energia	1.890	1.632	258	15,8%
Idrico	7.110	7.069	41	0,6%
Reti	17.846	13.944	3.903	28,0%
Capogruppo	270	270	0	0,0%
Totale	31.636	26.623	5.013	18,8%

La variazione in aumento è essenzialmente determinata da areti (+ € 3.915 mila) per l'Area Reti e da ARIA (+ € 806 mila) per l'Area Ambiente.

Crediti commerciali

Ammontano a € 1.147.170 mila e registrano un aumento di € 48.496 mila rispetto al precedente esercizio che chiudeva con un ammontare di € 1.098.674 mila.

Crediti verso clienti

La voce in oggetto ammonta ad € 1.071.097 mila e registra un aumento pari ad € 65.984 mila rispetto al 31 Dicembre 2015.

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti verso utenti per fatture emesse	430.068	428.469	1.599	0,4%
Crediti verso utenti per fatture da emettere	473.771	402.118	71.653	17,8%
Totale crediti verso utenti	903.839	830.587	73.252	8,8%
				0,0%
Crediti verso clienti non utenti	167.213	153.451	13.762	9,0%
Altri crediti e attività correnti	44	21.075	(21.030)	(99,8%)
Totale crediti	1.071.097	1.005.113	65.984	6,6%

Nella tabella che segue si riepilogano le variazioni per area industriale:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	34.397	29.742	4.655	15,7%
Energia	454.612	505.292	(50.680)	(10,0%)
Idrico	469.480	411.736	57.745	14,0%
Reti	103.578	29.690	73.888	248,9%
Capogruppo	9.029	28.653	(19.624)	(68,5%)
Totale	1.071.097	1.005.113	65.984	6,6%

I crediti sono esposti al netto del Fondo Svalutazione Crediti che al 30 Giugno 2016 ammonta ad - € 320.557 mila con un aumento rispetto all'esercizio precedente di € 363 mila. Di seguito è illustrato l'andamento dei crediti al lordo e al netto del fondo svalutazione crediti.

€ milioni	30.06.2016			31.12.2015			Variazioni
totale	Crediti Lordi	FSC	Credito	Crediti Lordi	FSC		Crediti Lordi	FSC	Credito
	(a)	(b)	netto	(c)	(d)	Totale	(a)-(c)	(b)-(d)	netto
Ambiente	37.315	(2.918)	34.397	32.567	(2.824)	29.742	4.749	(94)	4.655
Energia	703.228	(248.616)	454.612	744.186	(238.894)	505.292	(40.958)	(9.722)	(50.680)
Idrico	521.556	(52.075)	469.480	467.748	(56.013)	411.736	53.807	3.938	57.745
Reti	115.006	(11.428)	103.578	46.835	(17.145)	29.690	68.171	5.717	73.888
Corporate	14.549	(5.519)	9.029	33.971	(5.318)	28.653	(19.423)	(202)	(19.624)
Totale	1.391.653	(320.557)	1.071.097	1.325.308	(320.195)	1.005.113	66.346	(363)	65.984

Crediti Area Ambiente

Ammontano complessivamente ad € 34.397 mila ed aumentano di € 4.655 mila, rispetto al 31 Dicembre 2015; l'incremento è riferito per € 3.392 mila a SAO.

Crediti Area Energia

Ammontano ad € 454.612 mila e sono generati principalmente dalla vendita dell'energia elettrica ai clienti del mercato tutelato e libero e dalla vendita del gas. La variazione in decremento rispetto al 2015 è pari ad - € 50.680 mila.

Il fondo svalutazione al 30 Giugno 2016 ammonta complessivamente ad € 248.616 mila e registra un incremento, al netto degli utilizzi, di € 9.722 mila rispetto al 31 Dicembre 2015.

Crediti Area Idrico

Ammontano complessivamente a € 469.480 mila e sono composti come segue:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Gestioni Idrico Italia	468.001	409.758	58.243	14,2%
Lazio-Campania	467.947	409.486	58.461	14,3%
Toscana-Umbria	54	272	(217)	(80,0%)
Gestioni Idrico Estero	1.114	1.621	(507)	(31,3%)
Servizi di Ingegneria e Laboratorio	365	357	9	2,4%
Totale	469.480	411.736	57.745	14,0%

La variazione in aumento di € 57.745 mila rispetto al 2015 è da imputare principalmente alle variazioni tariffarie di ACEA Ato2 (+ € 46.598 mila) e di ACEA Ato5 (+ € 8.465 mila).

Il fondo svalutazione al 30 Giugno 2016 ammonta complessivamente a € 52.075 mila e registra un decremento, al netto degli utilizzi, di € 3.938 mila rispetto al 31 Dicembre 2015.

Crediti Area Reti

Si attestano ad € 103.578 mila con un aumento di € 73.888 mila rispetto al 31 Dicembre 2015 che è riferibile esclusivamente ad areti per gli effetti derivanti dalle modifiche regolatorie contenute nella delibera 654/2015/R/eel dell'AEEGSI. Si rinvia per maggiori dettagli al commento sull'andamento delle aree di attività.

Il fondo svalutazione crediti ammonta a € 11.428 mila e registra un decremento di € 5.717 mila dovuto essenzialmente alla radiazione di alcuni crediti per utenza.

Crediti Capogruppo

Ammontano complessivamente a € 9.029 mila e decrescono di € 19.624 mila rispetto al 31 Dicembre 2015. La variazione deriva prevalentemente alla riclassifica tra i crediti verso lo Stato Città del Vaticano del debito corrispondente (€ 20.516 mila) per rendere maggiormente confrontabile lo stock dei crediti e dei debiti commerciali.

Il Fondo svalutazione crediti si attesta a € 5.519 mila e rimane sostanzialmente invariato rispetto alla fine dell'esercizio precedente.

Per ulteriori informazioni relative all'ageing di crediti si rinvia alle informazioni riportate al paragrafo "Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi" in allegato del presente documento.

Crediti verso controllante Roma Capitale

I crediti commerciali verso Roma Capitale al 30 Giugno 2016 ammontano complessivamente ad € 57.951 mila (al 31 Dicembre 2015 erano pari ad € 72.203 mila).

L'ammontare complessivo dei crediti, inclusi quelli finanziari derivanti dal contratto di pubblica illuminazione sia a breve che a medio – lungo termine, è di € 130.414 mila contro € 142.773 mila alla fine del precedente esercizio.

La tabella che segue espone congiuntamente le consistenze scaturenti dai rapporti intrattenuti con Roma Capitale dal Gruppo ACEA, sia per quanto riguarda l'esposizione creditoria che per quella debitoria ivi comprese le partite di natura finanziaria.

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
CREDITI	149.088	163.357	(14.270)	(8,7%)
DEBITI (compresi Dividendi)	(144.663)	(162.038)	17.374	(10,7%)
Saldo (Crediti - Debiti)	(4.424)	(1.319)	3.105	(235,3%)

Le seguenti tabelle inoltre dettagliano la composizione del credito e del debito del Gruppo nei confronti di Roma Capitale.

Crediti verso Roma Capitale	30/06/16	31/12/15	Variazione
Crediti per utenze	30.895	46.756	(15.861)
Crediti per lavori e servizi	17.474	17.722	(248)
Crediti diversi: personale distaccato	214	184	30
Totale prestazioni fatturate	48.583	64.662	(16.079)
Crediti per contributi	2.402	2.402	0
Totale prestazioni richieste	50.984	67.063	(16.079)
Crediti per fatture da emettere: Illuminazione Pubblica	4.101	2.604	1.497
Crediti per fatture da emettere: altro	2.866	2.537	330
Totale Crediti Prestazioni da fatturare	6.967	5.140	1.827
Anticipi	0	0	0
Totale Crediti Commerciali	57.951	72.203	(14.252)
Crediti finanziari per illuminazione Pubblica	72.463	70.570	1.893
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica Fatture Emesse	59.062	61.009	(1.947)
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica fatture da emettere	13.401	9.561	3.840
Totale Crediti Esigibili Entro l'esercizio Successivo (A)	130.414	142.773	(12.359)

Debiti verso Roma Capitale	30/06/16	31/12/15	Variazione
Debiti per addizionali energia elettrica	(15.243)	(15.232)	(11)
Debiti per canone di Concessione	(112.127)	(99.339)	(12.788)
Totale debiti commerciali	(127.370)	(114.571)	(12.799)
Totale Debiti Esigibili entro l'esercizio successivo (B)	(127.370)	(114.571)	(12.799)
Totale (A) - ( B)	3.044	28.202	(25.158)
Altri crediti/(debiti) di natura finanziaria	20.597	(6.186)	26.782
v/Controllante Comune di Roma per dividendi	(8.512)	(35.295)	26.782
Crediti finanziari M/L termine per Illuminazione Pubblica	29.109	29.109	0
Altri Crediti/(Debiti) di natura commerciale	(19.217)	20.698	1.480
Saldo Netto	4.424	1.319	3.105

La variazione dei crediti e dei debiti è determinata dalla maturazione del periodo e dagli effetti conseguenti a compensazioni ed incassi pervenuti esclusivamente nel mese di giugno.

Lo stock dei crediti in essere al 30 Giugno 2016, registra una diminuzione di € 12.359 mila rispetto all'esercizio precedente, in particolare si registra:

• una diminuzione dei crediti per utenze idriche pari a € 6.537 mila;
• una diminuzione dei crediti per utenze elettriche pari a € 9.453 mila;
• la crescita dei crediti commerciali per fatture da emettere per € 1.827 mila attribuibili quasi esclusivamente a lavori per nuove realizzazioni di Illuminazione Pubblica;
• la crescita dei crediti finanziari per illuminazione pubblica pari ad € 1.893 mila sostanzialmente per effetto della maturazione dell'adeguamento a norma e del corrispettivo annuo.

Nel periodo sono state effettuate compensazioni per € 29.119 mila con cui sono stati chiusi i crediti finanziari relativi a corrispettivi del contratto di servizio di Illuminazione Pubblica contro i debiti per dividendi maturati da ACEA a tutto il 2014.

Nel periodo preso in considerazione sono inoltre intervenuti incassi per € 23.887 mila; si elencano le principali categorie di crediti interessati:

• (i) € 16.634 mila per crediti di utenze idriche di cui € 9.011 mila per fatture emesse nell'esercizio precedente ed € 7.623 mila per fatture emesse nell'anno in corso;
• (ii) € 6.943 mila per crediti di utenze elettriche per fatture di competenza dell'anno 2015.
• (iii) € 175 mila per crediti relativi principalmente al contratto idrico;
• (iv) € 141 mila relativamente a crediti per nuove realizzazioni relative alla Illuminazione Pubblica.

Sul lato debiti, si rileva una diminuzione complessiva di € 15.464 mila. Di seguito si indicano le principali variazioni:

• (i) crescita di debiti di ACEA Ato2 per effetto della quota di canone di concessione maturata nel periodo (+ € 12.788 mila);
• (ii) diminuzione del debito per dividendi iscritti già al 31 Dicembre 2015 per € 29.119 mila in conseguenza delle compensazioni del periodo di cui sopra;
• (iii) diminuzione del debito per nuovo regolamento cavi stradali per il pagamento del debito iscritto nel 2015 pari ad € 4.788 mila.

Si informa che nel mese di giugno è stata staccata la cedola relativa ai dividendi maturati dalla Capogruppo per l'esercizio 2015 pari ad € 54.305 mila (debiti iscritti a seguito della delibera assembleare del 28 Aprile 2016).

Crediti commerciali verso collegate e controllate congiuntamente

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti V/Collegate	5.217	5.188	30	0,6%
Crediti verso controllate congiuntamente	23.340	24.694	(1.354)	(5,5%)
Totale	28.557	29.882	(1.325)	(4,9%)

Crediti verso imprese collegate

Ammontano a € 5.217 mila (erano € 5.188 mila al 31 Dicembre 2015) e si riferiscono principalmente ai crediti verso Marco Polo per € 1.236 mila, verso Umbria Due Servizi Idrici per € 1.165 mila, verso Sogea per € 643 mila, verso Si(e)nergia in liquidazione per € 639 mila e verso Agua de San Pedro per € 823 mila.

Crediti verso imprese controllate congiuntamente

Ammontano a € 23.340 mila (€ 24.694 mila del 31 Dicembre 2015), risultano diminuiti di € 1.354 mila e si riferiscono a crediti vantati nei confronti delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto. In particolare il saldo è composto dai crediti iscritti in ACEA verso le sue controllate per € 13.740 mila e in Sarnese Vesuviano verso la partecipata GORI per € 8.024 mila. I crediti iscritti in ACEA verso le sue controllate risentono dell'iscrizione dei crediti derivanti dall'attribuzione dei costi sostenuti per il programma Acea2.0 e rappresenta l'assegnazione dell'investimento in comunione.

Altri crediti e attività correnti

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti verso altri	111.730	117.866	(6.136)	(5,2%)
Ratei e risconti attivi	13.309	12.809	500	3,9%
Totale	125.039	130.675	(5.636)	(4,3%)

Crediti verso altri

Ammontano complessivamente a € 111.730 mila, si analizzano di seguito le principali voci che contribuiscono al saldo:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti verso Cassa Conguaglio per Perequazione Energia	15.060	12.224	2.836	23,2%
Crediti verso Cassa Conguaglio per CT da annullamento	815	12.642	(11.827)	(93,6%)
Altri Crediti verso Cassa Conguaglio	46.347	38.928	7.418	19,1%
Crediti per contributi regionali	7.355	7.355	0	0,0%
Crediti verso Equitalia	4.208	4.168	41	1,0%
Depositi cauzionali	4.151	3.368	783	23,3%
Crediti verso istituti previdenziali	1.520	3.475	(1.955)	(56,3%)
Crediti da cessioni individuali	2.441	2.441	0	0,0%
Crediti per anticipi fornitori	1.674	2.072	(398)	(19,2%)
Crediti verso Comuni	90	0	90	0,0%
Crediti verso Factor per cessione	62	62	0	0,0%
Altri Crediti per IP Napoli	1.873	858	1.015	118,3%
Crediti per anticipi dipendenti	63	45	18	38,8%
Altri Crediti	26.071	30.227	(4.156)	(13,7%)
Totale	111.730	117.866	(6.136)	5,2%

La variazione pari a - € 6.136 mila è da imputare principalmente all'incasso dei crediti maturati in conseguenza dell'annullamento dei TEE corrispondenti all'assolvimento dell'obbligo di efficienza energetica (€ 11.827 mila). Tale variazione è in parte compensata dalla variazione degli altri crediti verso Cassa Conguaglio relativi ad Acea Energia (+ € 6.044 mila), areti (+ € 2.836 mila) e ACEA Ato2 (+ € 1.366 mila).

Ratei e Risconti attivi

Ammontano a € 13.309 mila (€ 12.809 mila al 31 Dicembre 2015) e si riferiscono principalmente a canoni demaniali, canoni di locazione e assicurazioni. La variazione risulta positiva per € 500 mila.

Attività per imposte correnti

Ammontano a € 83.219 mila (€ 75.176 mila a l 31 Dicembre 2015) e comprendono:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti IVA	28.581	16.272	12.309	75,7%
Crediti IRAP e IRES	32.681	31.362	1.319	4,2%
Addizionali comunali, provinciali, imposta erariale	2.183	3.742	(1.559)	(41,7%)
Altri crediti tributari	19.774	23.800	(4.026)	(16,9%)
Totale	83.219	75.176	8.043	10,7%

Attività finanziarie correnti

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Crediti finanziari verso controllante	72.463	70.570	1.893	2,7%
Crediti finanziari verso controllate e collegate	6.928	6.776	153	2,3%
Crediti finanziari verso terzi	17.723	16.883	840	5,0%
Totale	97.115	94.228	2.886	3,1%

Crediti finanziari verso controllante Roma Capitale

Ammontano a € 72.463 mila e presentano una variazione in aumento pari ad € 1.893 mila rispetto al 31 Dicembre 2015. Rappresentano il diritto incondizionato a ricevere flussi di cassa coerentemente con le modalità e le tempistiche previste dal contratto di servizio per la gestione del servizio di pubblica illuminazione. Per maggiori dettagli si rinvia a quanto indicato nel commento alla voce Crediti verso controllante Roma Capitale.

Crediti finanziari verso imprese collegate e controllate congiuntamente

Ammontano a € 6.928 mila (€ 6.776 mila al 31 Dicembre 2015) e si riferiscono per € 2.702 mila al finanziamento, compreso il rateo interessi maturato, erogato nel mese di novembre 2010 a Sienergia in liquidazione per fronteggiare il fabbisogno relativo ad alcuni progetti di investimento, per € 2.828 mila al credito iscritto in Crea Gestioni verso Umbriadue Servizi e per € 322 mila afferenti il finanziamento concesso alla Società Citelum Acea Napoli Pubblica Illuminazione.

Crediti finanziari verso terzi

Ammontano a € 17.723 mila (€ 16.883 mila al 31 Dicembre 2015) e sono essenzialmente composti da:

€ 10.700 mila iscritti in ACEA Ato5. Trattasi del credito verso l'Autorità d'Ambito Territoriale Ottimale maturato in tre annualità in ragione di un terzo di tale importo da corrispondere entro il 31 dicembre di ogni anno, con la prima rata in scadenza il 31 dicembre 2007. L' Atto di transazione sottoscritto tra la Società e l'Autorità d'Ambito ha per oggetto la definizione della problematica relativa ai maggiori costi operativi sostenuti nel triennio 2003 – 2005: riconoscimento di maggiori costi al netto delle somme relative (i) alla quota di tariffa corrispondente agli ammortamenti ed alla remunerazione del capitale investito inflazionato – relativa agli investimenti previsti dal Piano d'Ambito e non realizzati nel primo triennio (ii) alla quota di inflazione maturata sugli oneri di concessione e (iii) alle penalità per inadempimenti contrattuali verificatisi nel triennio,

€ 5.323 mila i crediti maturati per la gestione del servizio di illuminazione pubblica.

Le due partite evidenziate non hanno avuto variazioni nel primo semestre dell'anno.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Il saldo al 30 Giugno 2016 dei conti correnti bancari e postali accesi presso i vari istituti di credito nonché presso Poste delle società consolidate fatta eccezione per quelle detenute per la vendita è pari a € 582.855 mila.

Di seguito la tabella che illustra il dettaglio della composizione e delle variazioni per area di attività:

€ migliaia	30/06/16	Variazione 31/12/15		Variazione %
Ambiente	759	328	431	131,6%
Energia	16.047	6.805	9.243	135,8%
Idrico	40.061	35.223	4.838	13,7%
Reti	25	(200)	224	(112,4%)
Capogruppo	525.964	772.497	(246.533)	(31,9%)
Totale	582.855	814.653	(231.797)	(28,5%)

24. Attività non correnti destinate alla vendita/Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita - € 397 mila

Il saldo al 30 Giugno 2016 è pari ad € 397 mila ed è rimasto invariato rispetto al 31 Dicembre 2015. Rappresenta per € 497 mila il fair value dell'impegno di riacquisto, nel caso di mancato avveramento di alcune condizioni previste dal contratto, in conseguenza dell'eventuale esercizio della put concessa all'acquirente del ramo fotovoltaico e per € 99 mila il debito verso l'acquirente per il rimborso dell'equity corrispondente agli impianti oggetto di put.

Passività

Al 30 Giugno 2016 ammontano € 6.643.018 mila (erano € 6.706.972 mila al 31 Dicembre 2015) e registrano una riduzione di € 63.954 mila (- 1,0%) rispetto all'esercizio precedente e sono composti come segue:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Patrimonio netto	1.631.367	1.596.053	35.314	2,2%
Passività non correnti	3.258.597	3.258.079	518	0,0%
Passività correnti	1.752.954	1.852.741	(99.787)	(5,4%)
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita	99	99	0	0,0%
Totale Passività	6.643.018	6.706.972	(63.954)	(1,0%)

25. Patrimonio netto - € 1.631.367 mila

Il Patrimonio Netto consolidato al 30 Giugno 2016 ammonta a € 1.631.367 mila (€ 1.596.053 mila al 31 Dicembre 2015).

Le variazioni intervenute nel corso del periodo sono analiticamente illustrate nella apposita tabella.

Capitale sociale

Ammonta a € 1.098.899 mila rappresentato da n. 212.964.900 Azioni ordinarie di € 5,16 ciascuna come risulta dal Libro Soci ed è attualmente sottoscritto e versato nelle seguenti misure:

• Roma Capitale: n°108.611.150 ; per un valore nominale complessivo di € 560.433 mila Mercato: n°103.936.757 per un valore nominale complessivo di € 536.314 mila;
• Azioni Proprie: n°416.993 azioni ordinarie per un valore nominale complessivo di € 2.152 mila.

Riserva legale

Accoglie il 5% degli utili degli esercizi precedenti come previsto dall'articolo 2430 cod. civ. e si riferisce alla riserva legale della Capogruppo ed ammonta a € 95.188 mila.

Altre riserve e utili a nuovo

Al 30 Giugno 2016 risultano pari a € 214.785 mila contro € 162.126 mila al 31 Dicembre 2015. La variazione di discende principalmente: i) dalla distribuzione dei dividendi della capogruppo per € 106.274 mila e ii) dalla variazione degli utili e perdite attuariali pari a - € 7.278 mila.

Al 30 Giugno 2016 ACEA ha in portafoglio n. 416.993 azioni proprie utilizzabili per i futuri piani di incentivazione a medio – lungo termine. Allo stato attuale non sono stati finalizzati piani di incentivazione a medio – lungo termine basati su azioni.

Patrimonio Netto di Terzi

E' pari a € 72.957 mila e registra un aumento di € 828 di mila. La variazione tra i due periodi posti a confronto è data essenzialmente dall'effetto combinato della quota di utile spettante a terzi, dal decremento del patrimonio netto derivante dalla distribuzione dei dividendi relativi agli utili 2015.

26. Trattamento di fine rapporto ed altri piani a benefici definiti - € 117.918 mila

Al 30 Giugno 2016 ammonta a € 117.918 mila (€ 108.630 mila al 31 Dicembre 2015) e riflette le indennità di fine rapporto e gli altri benefici da erogare successivamente alle prestazioni dell'attività lavorativa al personale dipendente.

Nella tabella seguente si evidenzia la variazione intervenuta nell'esercizio delle passività attuariali:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15		Variazione Variazione %
Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro				0,0%
- Trattamento di Fine Rapporto	73.247	64.012	9.235	14,4%
- Mensilità Aggiuntive	10.564	10.020	544	5,4%
- Piani di incentivazione a lungo termine (LTIP)	2.072	2.346	(274)	(11,7%)
Benefici successivi al rapporto di lavoro				0,0%
- Agevolazioni Tariffarie	32.036	32.252	(217)	(0,7%)
Totale	117.918	108.630	9.289	8,6%

La variazione risente oltre che dell'accantonamento, che in seguito alla riforma del TFR, è rappresentativo del TFR dei dipendenti fino al 31 Dicembre 2006, dall'impatto derivante dalla revisione del tasso di attualizzazione utilizzato per la valutazione in base allo IAS19.

Come previsto dal paragrafo 78 dello IAS 19 il tasso di interesse utilizzato per la determinazione del valore attuale dell'obbligazione è stato determinato con riferimento al rendimento alla data di valutazione di titoli di aziende primarie del mercato finanziario a cui appartiene ACEA ed al rendimento dei titoli di Stato in circolazione alla stessa data aventi durata comparabile a quella residua del collettivo di lavoratori analizzato.

Per quanto riguarda lo scenario economico-finanziario, nella tabella che segue sono indicati i principali parametri utilizzati per l valutazione.

	Giugno 2016	Dicembre 2015
Tasso di attualizzazione	1,09%	2,03%
Tasso di crescita dei redditi (medio)	1,6%	1,6%
Inflazione di lungo periodo	1,5%	1,5%

Con riferimento alla valutazione degli Employee Benefits del Gruppo (TFR, Mensilità Aggiuntive, Agevolazioni Tariffarie di attivi e pensionati) è stata effettuata una sensitivity analysis in grado di apprezzare le variazioni della passività conseguenti a variazioni flat, sia positive che negative, della curva dei tassi (shift + 0,5% - shift -0,5%). Gli esiti di tale analisi sono di seguito riepilogati.

Tipologia di piano	+0,5%	-0,5%
	€ milioni	€ milioni
TFR	-3,9	+4,2
Agevolazioni tariffarie	+0,6	+1,8
Mensilità aggiuntive	+0,2	+0,6

Inoltre è stata effettuata una sensitivity analysis in relazione all'età del collettivo ipotizzando un collettivo più giovane di un anno rispetto a quello effettivo.

Tipologia di piano	-1 anno di età
	€ milioni
TFR	+0,4
Agevolazioni tariffarie	-04
Mensilità aggiuntive	-1,0

Non si sono effettuate analisi di sensitività su altre variabili quali, per esempio, il tasso di inflazione.

27. Fondo rischi ed oneri - € 200.346 mila

Al 30 Giugno 2016 il fondo rischi ed oneri ammonta a € 200.346 mila (€ 189.856 mila al 31 Dicembre 2015) ed è destinato a coprire le potenziali passività che potrebbero derivare da vertenze giudiziarie in corso, in base alle indicazioni dei legali interni ed esterni della Società, senza peraltro considerare gli effetti di quelle vertenze che si stima abbiano un esito positivo e di quelle per le quali un eventuale esito negativo sia valutato esclusivamente come possibile.

Nel determinare l'entità del fondo si considerano sia gli oneri presunti che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro contenzioso intervenuti nel periodo, sia l'aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti in capo alla Società.

La tabella che segue dettaglia la composizione per natura e le variazioni intervenute nel corso dell'esercizio:

€ migliaia	31/12/15	Utilizzi	Accantona menti	Rilascio per Esubero Fondi	Riclassifich e / Altri Movimenti	30/06/16
Legale	20.232	(2.056)	2.408	0	0	20.584
Fiscale	4.259	(1.411)	1.400	0	(105)	4.143
Rischi regolatori	54.218	(831)	5.983	0	0	59.370
Partecipate	4.080	0	74	0	31	4.185
Rischi contributivi	6.540	(27)	47	0	0	6.560
Esodo e mobilità	3.346	(8.060)	9.496	0	(9)	4.773
Post mortem	23.044	(50)	0	0	0	22.994
Canoni di concessione	0	0	0	0	0	0
Franchigie assicurative	1.192	(468)	9	0	0	732
Altri rischi ed oneri	21.689	(649)	506	0	115	21.662
Fondo rischie e oneri	0	0	0	0	0	0
Subtotale Fondo Rischi ed Oneri	138.599	(13.552)	19.924	0	32	145.003
Fondo Oneri di Ripristino	51.257	0	4.085	0	0	55.343
Impegni da convenzioni	0	0	0	0	0	0
Totale Fondo Rischi ed Oneri	189.856	(13.552)	24.009	0	32	200.346

Le principali variazioni si riferiscono sostanzialmente

• al fondo rischi regolatori che subisce un incremento di € 5.152 mila, essenzialmente per effetto dell'accantonamento relativo alla sanzione comminata dall'AGCM ad Acea Energia (€ 3.600 mila); e ai rischi legati al capacity payment in Acea Produzione (€ 1.040 mila);
• al fondo accantonato per affrontare gli oneri derivanti dal piano di mobilità ed esodo che subisce un incremento al netto degli utilizzi di € 1.427 mila rispetto al 31 dicembre 2015,
• al fondo oneri di ripristino che cresce di € 4.085 mila, in seguito agli accantonamenti effettuati nel 2016 relativi agli oneri necessari al mantenimento in buono stato dell'infrastruttura utilizzata nell'ambito della gestione del servizio idrico.

Per maggiori dettagli in merito alla natura degli stanziamenti si rinvia alla nota n. 7.

Si ritiene che dalla definizione del contenzioso in essere e delle altre potenziali controversie, non dovrebbero derivare per le Società del Gruppo ulteriori oneri, rispetto agli stanziamenti effettuati che rappresentano la migliore stima possibile sulla base degli elementi oggi a disposizione.

È infine da rilevare che per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo denominato "Aggiornamento sulle principali vertenze giudiziali".

28. Debiti ed altre passività finanziarie non correnti - € 2.669.673 mila

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Obbligazioni	1.907.534	1.904.022	3.512	0,2%
Finanziamenti a medio - lungo termine	762.139	784.413	(22.274)	(2,8%)
Totale	2.669.673	2.688.435	(18.762)	(0,7%)

I valori della tabella comprendono il fair value, alla data del 30 giugno 2016, degli strumenti di copertura stipulati da ACEA e da alcune società del Gruppo che nella tabella che segue vengono esposti separatamente rispetto allo strumento coperto.

€ migliaia	Strumento coperto	Fair Value derivato	30.06.16	Strumento coperto	Fair Value derivato	31.12.2015
Obbligazioni	1.896.919	10.615	1.907.534	1.866.346	37.676	1.904.022
Finanziamenti a medio – lungo termine	755.720	6.421	762.141	769.837	7.004	784.413
Debiti e altre passività finanziarie non correnti	2.652.639	17.036	2.669.673	2.636.183	44.680	2.688.435

Obbligazioni

Ammontano a € 1.907.534 mila (€ 1.904.022 mila al 31 Dicembre 2015) e si riferiscono:

• € 608.142 mila (comprensivo del rateo di interessi maturato e dei costi annessi alla stipula) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA a luglio 2014, della durata di 10 anni e tasso fisso, a valere sul programma Euro Medium Term Notes (EMTN) da € 1,5 miliardi. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 7.853 mila.
• € 608.771 mila (comprensivo del rateo di interessi maturato) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA ad inizio del mese di settembre 2013, della durata di 5 anni con scadenza il 12 settembre 2018. Tale debito, al netto dei Fair Value positivi allocati nella gestione finanziaria del conto economico pari a € 793 mila, ammonta a € 607.977 mila.

La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 11.189 mila.

• € 505.013 mila (comprensivo del rateo di interessi maturato) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA nel mese di marzo 2010, della durata di 10 anni con scadenza il 16 marzo 2020. La quota di interessi maturata nel periodo è pari a € 11.207 mila,
• € 174.986 mila relativi al Private Placement che, al netto del Fair Value dello strumento di copertura negativo per € 11.408 mila ammonta a € 186.395 mila. Tale Fair Value per la parte efficace è allocato in una specifica riserva di patrimonio netto mentre la quota inefficace del derivato valutato in Cash flow hedge ammonta ad € 1.219 mila ed è stata determinata prevalentemente dalle forti oscillazioni del cambio yen in prossimità del cd. Brexit. In apposita riserva cambio è allocata la differenza di cambio, positiva per € 9.352 mila, dello strumento coperto calcolato al 30 Giugno 2015. Il cambio al 30 Giugno 2016 si è attestato a € 114,61 contro € 131,07 del 31 Dicembre 2015. La quota interessi maturata nel periodo è pari € 2.213 mila.

Finanziamenti a medio – lungo termine (comprensivo delle quote a breve termine)

Ammontano complessivamente a € 807.669 mila (€ 830.421 mila al 31 Dicembre 2015) e sono composti da: (i) il debito per le quote capitali delle rate scadenti oltre i dodici mesi per € 762.139 mila (€ 784.413 mila al 31 Dicembre 2015), (ii) le quote riferite ai medesimi finanziamenti aventi scadenza nei dodici mesi successivi per € 45.529 mila (al 31 Dicembre 2015 erano € 46.008 mila) e (iii) il fair value, negativo per € 6.421 mila, degli strumenti derivati accesi per coprire il rischio tasso di interesse e cambio.

Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell'indebitamento finanziario a medio – lungo termine suddiviso per scadenza e per tipologia di tasso di interesse:

Finanziamenti Bancari:	Debito Residuo Totale	Entro il 30.06.17	Dal 30.06.17 al 30.06.22	Oltre il 30.06.22
a tasso fisso	300.085	21.856	92.058	186.170
a tasso variabile	455.354	13.339	260.015	180.000
a tasso variabile verso fisso	52.230	8.334	39.729	4.167
Totale	807.669	45.529	391.802	370.337

Il fair value degli strumenti derivati di copertura di ACEA è negativo per € 6.421 mila e si decrementa rispetto al 31 Dicembre 2015 di € 583 mila (era negativo per € 7.004 mila).

I principali debiti finanziari a medio – lungo termine del Gruppo contengono impegni (covenant) in capo alle Società debitrici tipici della prassi internazionale.

In particolare per il finanziamento stipulato da areti è previsto un financial covenant espresso, nel contratto vigente, nel quoziente di due cifre decimali, pari a 0,65, consistente nel rapporto tra l'indebitamento finanziario netto e la somma dell'indebitamento finanziario netto e del patrimonio netto che non deve essere superiore alla data di ogni bilancio al citato quoziente. Tale rapporto deve essere rispettato in ciascun esercizio sia dalla società debitrice sia dal Gruppo ACEA. Il quoziente, calcolato con i medesimi criteri del suddetto contratto, risulta rispettato per il 2015. Per quanto riguarda i finanziamenti stipulati dalla Capogruppo i contratti contengono:

• clausole standard di Negative Pledge e Acceleration Events;
• clausole che prevedono l'obbligo di monitoraggio del credit rating da parte di almeno due agenzie di primaria rilevanza;
• clausole che prevedono il mantenimento del rating al di sopra di determinati livelli;
• obblighi di copertura assicurativa e di mantenimento della proprietà, del possesso e di utilizzo di opere, impianti e macchinari oggetto del finanziamento per tutta la durata del prestito;
• obblighi di informativa periodica;
• clausole di risoluzione del contratto in base alle quali, al verificarsi di un determinato evento (i.e. gravi inesattezze nella documentazione rilasciata in occasione del contratto, mancato pagamento alla scadenza, sospensione dei pagamenti, …), la Banca ha la facoltà di risolvere in tutto o in parte il contratto.

Si informa che nel corso del periodo non sono stati rilevati indicatori che possano comportare il mancato rispetto dei covenant.

Per quanto riguarda il fair value dei debiti finanziari sopra descritti si rinvia a quanto illustrato nel paragrafo denominato "Informazioni integrative sugli strumenti finanziari e politiche di gestione dei rischi" del Bilancio Consolidato 2015.

Nel seguito si forniscono indicazioni dei fair value dei debiti finanziari distinti per tipologia di finanziamento e tasso di interesse determinato al 30 giugno 2016. Il fair value dell'indebitamento a medio e lungo termine è calcolato sulla base delle curve dei tassi risk less e risk adjusted

Finanziamenti Bancari:	Costo ammortizzato	FV RISK LESS	Delta	FV RISK ADJUSTED	delta
	(A)	(B)	(A)-(B)	(C )	(A)-(C )
Obbligazioni	1.907.534	2.127.839	(220.305)	2.055.801	(148.267)
a tasso fisso	300.085	393.042	(92.957)	369.969	(69.884)
a tasso variabile	455.354	466.118	(10.765)	464.769	(9.416)
a tasso variabile verso fisso	52.230	53.340	(1.110)	52.102	127
Totale	2.715.202	3.040.339	(325.137)	2.942.641	(227.439)

Per quanto riguarda la tipologia di copertura delle quali viene determinato il fair value e con riferimento alle gerarchie richieste dallo IASB si informa che, trattandosi di strumenti composti, il livello è 2.

29. Altre passività non correnti - € 188.263 mila

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Acconti	115.383	110.688	4.695	4,2%
Contributi di allacciamento idrici	23.684	24.017	(332)	(1,4%)
Contributi in conto impianti	20.346	20.687	(341)	(1,7%)
Ratei e risconti passivi	28.850	28.709	141	0,5%
Totale altre passività	188.263	184.100	4.163	2,3%

Acconti da utenti e clienti

Nella voce Acconti è compreso: (i) l'ammontare dei depositi cauzionali e anticipo consumi delle società idriche e (ii) l'ammontare degli acconti relativi alle passività per anticipi su consumi di energia elettrica, corrisposti dai clienti del servizio di Maggior Tutela, fruttiferi di interessi alle condizioni previste dalla normativa emanata dall'AEEGSI (deliberazione n. 204/99).

La tabella di seguito riportata illustra la composizione per aree di attività:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Energia	45.042	42.410	2.631	6,2%
Idrico	68.970	67.761	1.209	1,8%
Reti	1.349	494	855	173,2%
Capogruppo	23	23	0	0,0%
Totale	115.383	110.688	4.695	4,2%

Contributi di allacciamento idrici e contributi in conto impianti

Ammontano a € 23.684 mila (€ 24.017 mila 31 Dicembre 2015) e si riferiscono principalmente ai contributi di allaccio di ACEA Ato2 per € 18.925 mila e ACEA Ato5 per € 4.759 mila. Sono inoltre compresi € 20.346 mila (€ 20.687 mila al 31 Dicembre 2015) relativi ai contributi in conto impianti iscritti nel passivo annualmente imputati per quote a conto economico in relazione alla durata dell'investimento a cui è collegata l'erogazione del contributo. La quota di riversamento viene determinata sulla base della vita utile dell'attività di riferimento.

Ratei e risconti passivi

Ammontano a € 28.850 mila e si riferiscono principalmente ai contributi ricevuti, rilasciati a conto economico in misura pari all'ammortamento generato dall'investimento a cui essi sono collegati. In particolare è allocato in tale voce il contributo residuo ricevuto da areti a fronte dell'attività di sostituzione dei misuratori elettromeccanici con misuratori elettronici (delibera AEEGSI 292/06).

30. Fondo imposte differite - € 82.397 mila

Al 30 Giugno 2016 il fondo presenta un saldo di € 82.397 mila (€ 87.059 mila al 31 Dicembre 2015).

Tale fondo accoglie in particolare la fiscalità differita legata alla differenza esistente tra le aliquote di ammortamento economico-tecniche applicate ai beni ammortizzabili e quelle fiscali. Concorrono alla formazione di tale voce gli utilizzi del periodo per € 2.266 mila e gli accantonamenti per € 5.025 mila. Si rimanda alla nota 20 per il dettaglio.

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Debiti Finanziari	171.547	259.087	(87.540)	(33,8%)
Debiti verso Fornitori	1.178.217	1.245.257	(67.039)	(5,4%)
Debiti Tributari	156.055	42.346	113.709	268,5%
Altre Passività Correnti	247.135	306.052	(58.917)	(19,3%)
Passività Correnti	1.752.954	1.852.741	(99.787)	(5,4%)

31. Passività correnti - € 1.752.954 mila

Debiti finanziari

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Debiti verso banche per linee di credito a breve	36.082	12.710	23.372	183,9%
Debiti verso banche per mutui	45.529	46.008	(478)	(1,0%)
Debiti verso controllante Comune di Roma	8.512	35.295	(26.782)	(75,9%)
Debiti verso controllate e collegate	0	596	(596)	(100,0%)
Debiti verso terzi	81.424	164.480	(83.055)	(50,5%)
Totale	171.547	259.087	(87.540)	(33,8%)

Debiti verso banche per linee di credito a breve

Ammontano a € 36.082 mila (€ 12.710 mila al 31 Dicembre 2015) ed evidenziano un aumento di € 23.372 mila, prevalentemente attribuibile alla Capogruppo (+ € 30.000 mila), parzialmente compensata dalla riduzione delle società dell'Area Ambiente ed Energia.

Debiti verso banche per mutui

Ammontano ad € 45.529 mila e si riferiscono ai debiti verso banche per le quote a breve dei mutui in scadenza entro i dodici mesi successivi. Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nella nota n.28 della presente nota.

Debiti verso controllante Roma Capitale

Il valore pari ad € 8.512 mila, registra una diminuzione di € 26.782 mila legata alla distribuzione dei dividendi. Sulla variazione della voce, si veda quanto detto a proposito della corrispondente voce dell'attivo rispetto al 31 Dicembre 2015.

Debiti verso controllate e collegate

Ammontano a € 0 mila.

Debiti verso terzi

Ammontano a € 81.424 mila (€ 164.480 mila al 31 Dicembre 2015). La composizione di tale voce è essenzialmente composta da:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Azionisti per dividendi	2.531	401	2.130	531,3%
Ambiente	346	158	187	118,3%
Idrico	2.184	242	1.942	803,6%
Capogruppo	1	1	0	0,0%
Debiti verso terzi	78.894	164.079	(85.185)	(70,2%)
Ambiente	1.255	5.936	(4.680)	(78,9%)
Energia	26.985	43.207	(16.221)	(37,5%)
Idrico	25.673	44.243	(18.570)	(42,0%)
Reti	21.347	68.924	(47.576)	(69,0%)
Capogruppo	3.632	1.769	1.863	105,3%
TOTALE	81.424	164.480	(83.055)	(50,5%)

Per quanto attiene i debiti verso terzi si segnala una diminuzione di € 85.185 mila, legata principalmente alla riduzione dell'esposizione debitoria verso i factor per cessione di crediti.

Debiti verso fornitori

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Debiti verso fornitori	1.034.335	1.092.264	(57.929)	(5,3%)
Debiti verso Controllante	136.151	147.259	(11.108)	(7,5%)
Debiti verso Controllate e Collegate	7.731	5.734	1.997	34,8%
Debiti verso Fornitori	1.178.217	1.245.257	(67.039)	(5,4%)

Debiti verso fornitori terzi

I debiti verso fornitori ammontano a € 1.034.335 mila. La variazione in decremento, pari a € 57.929 mila, è data da fenomeni di segno opposto come di seguito evidenziato:

• Area Ambiente: la decrescita di € 1.922 mila è imputabile principalmente ad ARIA;
• Area Energia: diminuiscono, rispetto al 31 Dicembre 2015 per € 30.795 mila prevalentemente per Acea Energia;
• Area Idrico: la decrescita di € 21.721 mila, rispetto al 31 Dicembre 2015 è da imputare principalmente ad ACEA Ato2 (- € 28.546 mila), parzialmente compensata da un incremento dei debiti di ACEA Ato5 (+ € 6.409 mila);
• Area Reti: diminuiscono, rispetto al 31 Dicembre 2015 per € 15.536 mila prevalentemente per areti;
• Capogruppo: registra un aumento di € 12.045 mila rispetto al 31 Dicembre 2015.

Il Gruppo ha posto in essere accordi di factoring, tipicamente nella forma tecnica di reverse factoring. Sulla base delle strutture contrattuali in essere il fornitore ha la possibilità di cedere a propria discrezione, i crediti vantati verso la società ad un istituto finanziatore. In taluni casi, i tempi di pagamento previsti in fattura sono oggetto di ulteriori dilazioni concordate tra il fornitore e il Gruppo; tali dilazioni sono di natura onerosa.

In presenza di dilazioni, viene eseguita un'analisi quantitativa finalizzata alla verifica della sostanzialità o meno della modifica dei termini contrattuali, tramite predisposizione del test quantitativo in accordo con quanto previsto dallo IAS39 AG62. In tale contesto i rapporti, per i quali viene mantenuta la primaria obbligazione con il fornitore e l'eventuale dilazione, ove concessa, non comporti una sostanziale modifica nei termini di pagamento, mantengono la loro natura e pertanto rimangono classificati tra le passività commerciali.

Debiti commerciali verso controllante Roma Capitale

Ammontano a € 136.151 mila e sono commentati unitamente ai crediti commerciali nel paragrafo n. 23 della presente nota.

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Debiti verso controllate	3.367	3.485	(118)	(3,4%)
Debiti verso collegate	4.364	2.249	2.115	94,0%
Totale	7.731	5.734	1.997	34,8%

Debiti commerciali imprese controllate e collegate

I debiti verso controllate includono principalmente i debiti verso il Gruppo Acque, mentre i debiti verso collegate si riferiscono principalmente ai debiti iscritti in ACEA verso la collegata Citelum Napoli Pubblica Illuminazione (€ 3.929 mila).

Debiti tributari

Ammontano a € 156.055 mila (€ 42.346 mila al 31 Dicembre 2015) ed accolgono il carico fiscale del periodo relativamente all'IRAP e IRES per € 24.624 mila e all'IVA per € 50.914 mila. La variazione in aumento è pari a € 113.709 mila, per effetto dell'imposizione fiscale del periodo.

Altre passività correnti

Ammontano ad € 247.135 mila e sono composte come di seguito indicato nella tabella:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza	19.439	18.126	1.313	7,2%
Ratei e risconti passivi	271	321	(50)	(15,6%)
Altre passività correnti	227.425	287.605	(60.180)	(20,9%)
Totale	247.135	306.052	(58.917)	(19,3%)

Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza sociale

Ammontano a € 19.439 mila (€ 18.126 mila al 31 Dicembre 2015) e sono così ripartiti per Area industriale:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Ambiente	826	745	82	11,0%
Energia	1.977	1.944	33	1,7%
Idrico	7.457	6.290	1.167	18,6%
Reti	5.629	5.702	(73)	(1,3%)
Capogruppo	3.549	3.445	104	3,0%
Totale	19.439	18.126	1.313	7,2%

Debiti per derivati su commodities

Tale voce ammonta a € 665 mila e rappresenta il Fair Value di alcuni contratti finanziari stipulati da Acea Energia.

Altre passività correnti

Ammontano a € 227.425 mila con un decremento pari a € 60.180 mila rispetto al 31 Dicembre 2015. La voce è composta essenzialmente da:

€ migliaia	30/06/16	31/12/15	Variazione	Variazione %
Debiti verso Cassa Conguaglio	25.971	89.678	(63.706)	(71,0%)
Debiti verso i Comuni per canoni di concessione	54.526	53.737	789	1,5%
Debiti per incassi soggetti a verifica	64.291	58.202	6.089	10,5%
Debiti verso il Personale dipendente	27.066	32.756	(5.690)	(17,4%)
Altri debiti verso i Comuni	8.689	9.748	(1.059)	(10,9%)
Debito verso Equitalia	8.493	9.168	(675)	(7,4%)
Debiti per contributo solidarietà	15.034	13.130	1.904	14,5%
Debiti per aggio ambientale Art. 10 Convenzione ATI4 del 13/08/2007	2.313	3.200	(886)	(27,7%)
Debiti per acquisto diritti di superficie	967	1.017	(50)	(4,9%)
Debiti verso utenti per restituzione Componente Tariffaria da esito referendum	37	48	(10)	(21,9%)
Debiti per acquisizione ramo d'azienda	1.944	2.644	(700)	(26,5%)
Altri debiti	18.093	14.279	3.814	140,2%
Altre passività correnti	227.425	287.605	(60.180)	(20,9%)

La variazione, pari ad € 60.180 mila, si riferisce principalmente all'effetto combinato dei seguenti fenomeni di segno opposto:

• € 63.706 mila per minori debiti verso Cassa Conguaglio di areti a seguito del pagamento delle mensilità arretrate;
• € 5.690 mila per i minori debiti verso il personale dipendente, in particolare in ACEA (- € 2.425 mila) e in areti (- € 1.131 mila) ed ACEA Ato2 (- € 1.705 mila);
• • € 6.089 mila per i maggiori incassi soggetti a verifica in ACEA Ato2 (+ € 3.914 mila) ed Acea Energia (+€ 2.770 mila);
• • € 1.904 mila per i debiti verso la STO derivanti da ricavi relativi all'applicazione del contributo di solidarietà (tali ricavi sono destinati ad un fondo per le agevolazioni tariffarie alle famiglie disagiate).

Impegni e rischi potenziali

Avalli, fideiussioni e garanzie societarie

Al 30 giugno 2016 si attestano complessivamente a € 617.679 mila, ammontavano ad € 610.991 mila al 31 dicembre 2015 e registrano una crescita di € 6.688 mila.

Il saldo risulta così composto:

• per € 100.000 mila dalla garanzia bancaria rilasciata nel gennaio 2012 da Cassa Depositi e Prestiti nell'interesse della Banca Europea degli Investimenti per il contratto di prestito stipulato tra ACEA e B.E.I. in data 14 Settembre 2009;
• per € 100.000 mila attribuibile al contratto di garanzia, tra la B.E.I. e la Cassa Depositi e Prestiti, sottoscritto in data 9 luglio 2013 riferito al finanziamento di € 100.000 mila stipulato in data 25 ottobre 2012 fra la Banca Europea degli Investimenti e ACEA;
• € 65.189 mila per le garanzie bancarie rilasciate da Acea Energia prevalentemente a favore di Terna e Eni Trading & Shipping relative al contratto per il servizio di dispacciamento dell'energia elettrica;
• per € 68.277 mila a favore dell'Acquirente Unico e nell'interesse di Acea Energia come controgaranzia relativa al contratto di cessione di energia elettrica sottoscritto tra le parti;
• € 66.000 mila a favore di Acea Energia e nell'interesse di Enel Distribuzione come controgaranzia relativa all'attività di trasporto dell'energia elettrica;
• per € 53.666 mila per la garanzia bancaria rilasciata da ACEA a favore di Cassa Depositi e Prestiti in conseguenza del rifinanziamento del mutuo erogato areti. Trattasi di garanzia autonoma a prima richiesta a copertura di tutte le obbligazioni connesse al finanziamento originario (€ 493 milioni). L'importo di € 53.666 mila si riferisce alla quota garantita eccedente il debito originariamente erogato (€ 439 milioni);
• € 10.000 mila per la Global Guarantee rilasciata in favore di Axpo Italia nell'interesse di Acea Energia come controgaranzia delle transazioni nell'ambito del trading di energia elettrica che sono state o verranno sottoscritte tra le parti;
• € 21.003 mila rilasciate da istituti assicurativi per conto di SAO: (i) in favore della Provincia di Terni per la gestione dell'attività operativa e post operativa della discarica (€ 15.492 mila) e dello smaltimento rifiuti (€ 3.157 mila) e (ii) in favore di fornitori a garanzia di appalti (€ 2.775 mila);
• € 19.000 mila la garanzia in favore di EDF Trading nell'interesse di Acea Energia come controgaranzia delle transazioni nell'ambito del trading di energia elettrica;
• € 15.000 mila la garanzia in favore di Enel Trade nell'interesse di Acea Energia come controgaranzia delle transazioni nell'ambito del trading di energia elettrica;
• € 14.883 mila per le garanzie bancarie rilasciate da areti a favore di Terna relative al contratto per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica;
• € 8.000 mila la garanzia in favore di Iren Mercato S.p.A. per un importo pari ad per il puntuale adempimento del contratto "EFET" stipulato nel luglio 2012 tra la società beneficiaria ed Acea Energia;
• € 4.202 mila relativi alla garanzia bancaria rilasciata in favore di Roma Capitale in relazione al contratto relativo alla realizzazione delle opere del "Progetto Tecnologico" delle nuove reti di cavidotti multi servizi Via Tiburtina e via collaterali nell'interesse di areti per € 2.701 mila ed ACEA Ato2 per € 1.501 mila;
• € 3.712 mila relativi alla garanzia in favore di Italgas SpA nell'interesse di Acea Energia rinnovata ad ottobre 2014;
• € 1.295 mila relativi alla garanzia bancaria emessa dal banco di Bilbao Vizcaya Argentaria favore del GSE per l'esatto adempimento dell'obbligazione della società ARIA di provvedere alla restituzione nei confronti del GSE.

Sono inoltre ricomprese in tale voce fideiussioni rilasciate da ACEA verso Sidra S.p.A. complessivamente per € 6.830 mila relativamente al contratto di appalto per il progetto "Campagna per il recupero delle dispersioni idriche nel sistema distributivo di Catania" e verso l'Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano per € 5.165 mila per partecipare alla gara per la selezione di un socio nella società GORI.

Informativa sui servizi in concessione

Il Gruppo ACEA esercita servizi in concessione nell'ambito del settore idrico – ambientale nonché in quello di pubblica illuminazione; svolge altresì il servizio di selezione, trattamento e smaltimento dei rifiuti urbani prodotti dai Comuni dell'Ambito Territoriale Ottimale n. 4 "Ternano – Orvietano attraverso la Società SAO del Gruppo ARIA.

Per quanto riguarda il settore idrico – ambientale il Gruppo ACEA svolge in concessione il Servizio idrico integrato (SII) nelle seguenti regioni:

• Lazio ove ACEA Ato2 S.p.A. e ACEA Ato5 S.p.A. svolgono rispettivamente il servizio nella provincia di Roma e Frosinone,
• Campania ove G.O.R.I. S.p.A. esercita il servizio nel territorio della Penisola Sorrentina e Isola di Capri, nell'area del Vesuvio, nell'area dei Monti Lattari e nel bacino idrografico del fiume Sarno,
• Toscana ove il Gruppo ACEA opera nella provincia di Pisa attraverso Acque S.p.A., nella provincia di Firenze attraverso Publiacqua S.p.A., in quelle di Siena e Grosseto attraverso Acquedotto del Fiora S.p.A. e in quella di Arezzo attraverso Nuove Acque S.p.A. Svolge altresì il servizio a Lucca e nella provincia con la Società GEAL S.p.A.,

Umbria ove il Gruppo opera nella provincia di Perugia attraverso Umbra Acque S.p.A.

Inoltre il Gruppo è titolare di diverse gestioni ex CIPE nella provincia di Benevento con GESESA S.p.A. e nei comuni di Termoli e Campagnano con Crea Gestioni S.p.A.

Per maggiori informazioni in merito al contesto normativo e regolatorio si rinvia a quanto illustrato nella Relazione sulla Gestione.

Illuminazione Pubblica Roma

Il servizio è svolto dalla Capogruppo sulla base di un atto concessorio emanato da Roma Capitale di durata trentennale (a partire dal 1° gennaio 1998). Tale concessione è gratuita e viene attuata attraverso un apposito contratto di servizio che, data la sua natura accessiva alla convenzione, ha durata coincidente con quella della concessione (2027).

Il contratto di servizio prevede, tra l'altro, l'aggiornamento annuale delle componenti di corrispettivo relative al consumo di energia elettrica ed alla manutenzione e l'aumento annuale del corrispettivo forfetario in relazione ai nuovi punti luce installati.

Inoltre, gli investimenti inerenti il servizio possono essere (i) richiesti e finanziati dal Comune o (ii) finanziati da ACEA: nel primo caso tali interventi verranno remunerati sulla base di un listino prezzi definito tra le parti (e oggetto di revisione ogni due anni) e daranno luogo ad una riduzione percentuale del canone ordinario; nel secondo caso il Comune non è tenuto ad alcun pagamento di extra canone; tuttavia, ad ACEA verrà riconosciuto tutto o parte del risparmio atteso in termini energetici ed economici secondo modalità predefinite.

È, tra l'altro, previsto che i parametri quali – quantitativi vengano nuovamente negoziati nel corso del 2018.

Alla scadenza naturale o anticipata – anche per le fattispecie previste dal decreto legge 138/2011 - ad ACEA spetta un'indennità corrispondente al valore residuo contabile che sarà corrisposta dal Comune o dal gestore subentrante previa previsione espressa di tale obbligo nel bando di gara per la selezione del nuovo gestore.

Il contratto fissa, infine, un elenco di eventi che rappresentano causa di revoca anticipata della concessione e/o di scioglimento del contratto per volontà delle parti; tra questi eventi appare rilevante quello relativo a sopravvenute esigenze riconducibili al pubblico interesse che determina a favore di ACEA il diritto ad un indennizzo commisurato al prodotto, attualizzato, tra una percentuale definita dell'importo contrattuale annuo ed il numero degli anni mancanti alla scadenza della concessione.

Sulla base delle consistenze degli impianti di illuminazione pubblica al 31 dicembre 2009 l'ammontare del canone annuo ordinario è fissato dall'accordo integrativo in € 39,6 milioni e

comprende tutti gli oneri relativi alla fornitura di energia elettrica per l'alimentazione degli impianti, la gestione ordinaria e la manutenzione ordinaria e straordinaria.

Nel corso del mese di giugno ACEA e Roma Capitale hanno sottoscritto una scrittura privata volta a regolare impegni ed obblighi discendenti dall'attuazione del Piano LED e, conseguentemente, a modificare l'articolo 2.1 dell'Accordo Integrativo sottoscritto nel 2011.

In particolare il contratto prevede l'installazione di 186.879 armature da eseguirsi in numero di 10.000 al mese a partire dai trenta giorni successivi alla sottoscrizione dell'accordo; il corrispettivo è fissato in € 48 milioni per l'intero Piano LED. L'ammontare sarà liquidato nella misura del 10% quale acconto e, la restante parte, sulla base di appositi SAL bimestrali che dovranno essere pagati da Roma Capitale entro i trenata giorni successivi alla chiusura del SAL per l'80% e entro quindici giorni dalla verifica del medesimo SAL per il rimanente 15%. Il contratto prevede inoltre meccanismi di incentivazione / penalità per installazioni superiori / inferiori a quelle programmate per ciascun bimestre nonché la riduzione del corrispettivo riconosciuto da Roma Capitale in misura pari al 50% del controvalore economico dei Titoli di Efficienza Energetica spettanti ad ACEA per il Progetto LED.

In conseguenza dell'esecuzione del Piano LED le parti hanno parzialmente modificato l'articolo 2.1 dell'Accordo Integrativo del 2011 con riferimento al listino prezzi ed alla composizione del corrispettivo per la gestione del servizio. È in corso, l'analisi degli eventuali effetti ai fini dell'applicazione IFRIC12.

Servizio idrico integrato

Lazio – ACEA Ato2 S.p.A. (Ato2 – Lazio Centrale - Roma)

ACEA Ato2 svolge il servizio idrico integrato sulla base di una convenzione per l'affidamento del servizio di durata trentennale sottoscritta il 6 agosto 2002 tra la società e la provincia di Roma (in rappresentanza dell'Autorità d'Ambito costituita da 111 comuni tra i quali Roma Capitale). A fronte dell'affidamento del servizio, ACEA Ato2 corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni in base alla data di effettiva acquisizione della gestione che è prevista avvenire gradualmente: ad oggi l'attività di ricognizione (inclusa quella relativa ai Comuni già acquisiti) è stata completata per 94 Comuni su un totale di 112, equivalenti a circa 3.869.179 abitanti residenti (fonte ISTAT).

Nel corso del semestre la Società ha acquisito il servizio di fognatura del Comune di Bracciano (decorrenza 1° giugno 2016) per la parte strettamente afferente al Depuratore Co.B.I.S. mentre l'acquisizione dei servizi di fognatura e depurazione comunali relativi alla rete del Depuratore di Castel Giuliano è sospensivamente condizionata alla conclusione dei lavori di adeguamento del Depuratore medesimo. Infine la gestione del servizio idrico potabile diverrà esecutiva all'avvenuta realizzazione, da parte di ACEA Ato2, dei lavori necessari per la rifunzionalizzazione e l'adeguamento degli impianti di potabilizzazione comunali esistenti.

Si informa infine che sono state avviate le procedure:

• di acquisizione del Servizio Idrico Integrato dei Comuni di Civitella San Paolo, Labico, Morlupo e Rignano Flaminio; in particolare per quest'ultimo Comune si è proceduto alla sottoscrizione della Convenzione per il rimborso degli investimenti sulla base delle prescrizioni della Conferenza dei Sindaci,
• di subentro anticipato nel servizio idrico del Comune di Pomezia attualmente gestito, in regime di tutela fino al 2018, da Infrastrutture Distribuzione Gas (ex Edison Distribuzione Gas).

Con riferimento alle predisposizioni tariffarie del periodo 2016-2019, la delibera 664/2015 ha fissato il termine del 30 aprile 2016 per la trasmissione all'AEEGSI da parte degli Enti di Governo dell'Ambito (EGA) dell'intera documentazione, richiesta ai fini della definitiva approvazione da parte dell'Autorità medesima, della proposta tariffaria 2016-2019. In base a quanto previsto dall'art.7.3 della citata delibera (nonché dalle Determine 2/2016 e 3/2016 – DSID di fine marzo 2016 che hanno espressamente previsto lo schema-tipo, la modulistica e le modalità di trasmissione di quanto richiesto dalla Delibera), l'EGA dell'ATO2 Lazio Centrale avrebbe dovuto trasmettere entro tale termine:

• il Programma degli Interventi, con le specifiche indicazioni previste dalla Delibera (art. 6.2);
• il Piano Economico-Finanziario, che, secondo quanto previsto al comma 6.2, esplicita il vincolo ai ricavi del gestore e il moltiplicatore tariffario che ciascun gestore dovrà applicare in ciascun ambito per le singole annualità del periodo 2016-2019, fatta salva la possibilità di eventuali aggiornamenti;
• la Convenzione di Gestione, contenente le modifiche necessarie a recepire la disciplina introdotta con lo stesso il presente provvedimento;
• la relazione di accompagnamento che ripercorre la metodologia applicata;
• l'atto o gli atti deliberativi di predisposizione tariffaria ovvero di approvazione dell'aggiornamento del piano economico-finanziario;
• l'aggiornamento dei dati necessari (dati tecnici, di fatturato, dati economico-patrimoniali, etc.).

Nel mese di aprile 2016, la Società ha provveduto a trasmettere alla STO dell'Ente il file di raccolta dati ed il Programma degli interventi nonché, ai sensi dell'art. 23.3 dell'Allegato A alla delibera 664/2015, apposita istanza motivata per il riconoscimento dei costi aggiuntivi (OpexQC) relativamente agli aspetti riconducibili all'adeguamento agli Standard di qualità del servizio definiti dall'AEEGSI nell'allegato A alla delibera 655/2015 (RQSII), se non già ricompresi nella Carta del servizio.

Nel corso del mese di maggio la STO e la Società, a seguito di apposita istruttoria tecnica, hanno finalizzato una proposta tariffaria condivisa che è stata pubblicata sul sito dell'ATO2.

In considerazione della mancata approvazione tariffaria da parte dell'EGA nei termini previsti, ACEA Ato2, ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015, ha presentato il 26 maggio 2016 l'istanza tariffaria 2016-2019 i cui contenuti essenziali sono di seguito descritti:

• l'adozione dello schema regolatorio relativo al IV° quadrante di cui all'art. 9.1 dell'Allegato A della deliberazione 664/2015/R/IDR ( presenza di elevati investimenti rispetto al valore delle infrastrutture esistenti e di opex pro-capite inferiore al valore medio nazionale determinato dall'Autorità), con applicazione, quindi, del limite massimo di incremento tariffario annuo dell'8,5%;
• la previsione di investimenti per il periodo 2016-2019 pari € 820 milioni;
• l'adozione, ai fini della determinazione della componente FNInew, del valore del parametro ψ pari a 0,6 (il valore massimo previsto è lo 0,8). L'ammontare di tale componente per il 2016 è quindi pari a € 23,7 milioni;
• l'utilizzo della componente suddetta interamente per finanziare nuovi investimenti a meno di € 2 milioni a partire dal 2017 da utilizzare per le agevolazioni tariffarie alle utenze meno abbienti;
• l'utilizzo di quanto non speso del contributo di solidarietà raccolto a tutto il 2015 (€ 13,2 milioni) a riduzione dei conguagli dovuti per il 2016;
• l'abbattimento degli incrementi patrimoniali del 2014 e 2015 dell'importo derivante dall'applicazione del parametro MALL al periodo 2012-2015 (€ 9,2 milioni) con conseguente impatto positivo tariffario per l'utenza per effetto del mancato riconoscimento dei costi di capitale ad essi riferibili;
• l'adozione dell'istanza predisposta dalla STO (e condivisa con il gestore) ai sensi dell'art.32 dell'Allegato A della Delibera 664/2015 che prevede il riconoscimento di premi per il conseguimento di standard migliorativi rispetto a quelli stabiliti dall'AEEGSI con la Delibera 655/2015;
• determinazione del moltiplicatore tariffario da applicare alla tariffa in vigore nel 2015, pari a:
• 1,049 per l'anno 2016;
• 1,099 per l'anno 2017;
• 1,103 per l'anno 2018;
• 1,131 per l'anno 2019.

Il 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato all'ATO2 formale diffida a provvedere, entro i trenta giorni successivi, alle determinazioni tariffarie di propria competenza per il secondo periodo regolatorio 2016-2019 - tramite il portale informatico e con le modalità previste dalla delibera 664/2015,

nonché dalle determine n. 2/2016 DSID e n. 3/2016 DSID - con l'avvertenza che, decorso inutilmente tale termine, l'istanza del gestore si intenderà accolta dal soggetto competente medesimo quale predisposizione tariffaria, per effetto di quanto già previsto dall'articolo 7.6 della delibera 664/2015 per effetto dell'articolo 20 della legge 7 agosto 1990 n. 241, e sarà trasmessa all'Autorità ai fini della sua valutazione e approvazione, entro i successivi 90 giorni.

La Conferenza dei Sindaci dell'ATO2, convocata per le decisioni in materia il 27 luglio 2016 al fine di perseguire, tra l'altro, le esigenze di sostenibilità tariffaria e la salvaguardia degli investimenti, ha approvato un moltiplicatore tariffario pari ad 1,000 per l'anno 2016 prevedendo un rinvio finanziario dei conguagli tariffari dovuti per il 2016 e per il 2017 (complessivamente pari a € 60,1 milioni) alle annualità successive; a fronte di tale dilazione temporale è stato riconosciuto un onere finanziario a compensazione.

Sulla base delle citate determinazioni sono stati valorizzati i ricavi del periodo che ammontano a € 264,6 milioni: essi includono la stima dei conguagli delle partite passanti nonché la componente FNI (€ 11,9 milioni). Sono in corso di valutazione le determinazioni dei differenziali relativi all'aggiustamento di stima delle partite passanti degli anni 2014 e 2015 stimati allo stato attuale in circa € 0,5 milioni.

Si segnala infine che, in coerenza con quanto previsto dall'art.9 della Delibera 664/2015 in merito all'applicazione dei corrispettivi da applicare all'utenza, le tariffe applicate nel primo semestre sono quelle calcolate sulla base del moltiplicatore tariffario risultante dal Piano Economico finanziario già approvato nella precedente predisposizione tariffaria (pari a 0,9928 rispetto alla tariffa applicata nel 2015).

Lazio – ACEA Ato5 S.p.A. (Ato5 – Lazio Meridionale - Frosinone)

ACEA Ato5 svolge il servizio idrico integrato sulla base di una convenzione per l'affidamento del servizio di durata trentennale sottoscritta il 27 giugno 2003 tra la società e la provincia di Frosinone (in rappresentanza dell'Autorità d'Ambito costituita da 86 comuni). A fronte dell'affidamento del servizio, ACEA Ato5 corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni in base alla data di effettiva acquisizione della gestione.

La gestione del servizio idrico integrato sul territorio dell'ATO 5 – Lazio Meridionale - Frosinone interessa un totale di 85 comuni per una popolazione complessiva di circa 470.000 abitanti, una popolazione servita pari a circa 460.000 abitanti ed un numero di utenze pari a 185.700.

Ad oggi mancano al completamento di detto processo tre Comuni: Atina, Cassino centro e Paliano per problematiche emerse nel corso degli anni.

Per quanto attiene l'acquisizione degli impianti afferenti la gestione del S.I.I. nel Comune di Paliano, non avendo la Società ricevuto alcun riscontro da parte dell'Amministrazione Comunale alla diffida a provvedere immediatamente al trasferimento degli impianti entro e non oltre 30 giorni dal ricevimento della stessa diffida, in data 18 febbraio 2016 ACEA Ato5 ha presentato ricorso dinnanzi il TAR Lazio - Sez. Latina contro il Comune di Paliano e AMEA al fine di ottenere: (i) l'accertamento dell'inadempimento del Comune e la nomina di un Commissario ad Acta, ed in subordine (ii) l'integrale consegna delle opere, beni ed impianti ed il risarcimento del danno subito in conseguenza dell'inosservanza colposa del termine di conclusione del procedimento. Il 9 maggio 2016 il Comune di Paliano ha negato l'accoglimento dell'istanza della Società e, pertanto, all'udienza del 12 maggio 2016, il TAR Latina, con sentenza 415/2016, ha dichiarato cessata la materia del contendere per sopravvenuta carenza di interesse condannando il Comune alle spese di giudizio. ACEA Ato5 sta predisponendo il ricorso contro il rifiuto del Comune a provvedere alla consegna del servizio.

Relativamente alla mancata acquisizione degli impianti del Comune di Cassino, il Consiglio di Stato, con sentenza 2086/2016 depositata il 19 maggio, ha accolto il ricorso della Società affermando l'obbligo del Comune di Cassino di provvedere entro 30 giorni dalla comunicazione o notificazione della predetta sentenza alla consegna dei beni afferenti al SII ed insistenti nel territorio comunale, contestualmente nominando il Prefetto di Frosinone quale Commissario ad acta per sostituire eventualmente l'Amministrazione ancora inadempiente. Il termine è scaduto il

27 giugno 2016. Il 1° luglio 2016, il Prefetto della Provincia di Frosinone, ha designato il Dr. Ernesto Raio come Commissario "ad acta" presso il Comune di Cassino per provvedere all'esecuzione del giudicato sancito nella citata sentenza.

Per quanto concerne, ulteriormente, i rapporti con il Comune di Cassino, si informa la Società ha presentato ricorso dinnanzi al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche per l'accertamento della nullità e/o annullamento, previa sospensione dell'efficacia della deliberazione (n. 7) assunta dal Consiglio Comunale nel mese di febbraio 2016. A seguito della prima udienza del 22 giugno 2016, si è rinviato per la discussione nel merito al 1° febbraio 2017.

Con la citata deliberazione che il Comune di Cassino ha deciso, tra l'altro, l'uscita dalla Convenzione di Cooperazione stipulata, ai sensi della L.R. n. 6/1991 e la predisposizione di un business plan "che metta ben in risalto i possibili vantaggi sia di servizio che economici a gestire il Bene Pubblico Acqua attraverso la creazione di una "Azienda Speciale"" prendendo a modello quanto già adottato in altri comuni italiani per la ripubblicizzazione dell'acqua in ottemperanza al Referendum del 2011.

Con riferimento alla tariffa, la Società, per il primo semestre 2016, applica le determinazioni assunte dalla Conferenza dei Sindaci nella seduta del 14 luglio 2014, nei limiti dell'incremento del 9% rispetto all'anno precedente.

Per quanto riguarda le predisposizioni tariffarie 2016-2019 la Società ha trasmesso all'Ente d'Ambito la documentazione necessaria all'elaborazione delle tariffe del secondo periodo regolatorio ai sensi della delibera 664/2015/R/idr. Tuttavia, non essendo intervenuta alcuna approvazione entro i termini previsti dalla citata delibera, la Società, ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015, ha presentato il 30 maggio 2016 l'istanza tariffaria 2016-2019 i cui contenuti essenziali sono di seguito descritti:

• adozione dello schema regolatorio relativo al V° quadrante;
• adozione, ai fini della determinazione della componente FNInew, del valore del parametro ψ pari a 0,8. L'ammontare di tale componente per il 2016 è quindi pari a € 7,6 milioni;
• in continuità con la delibera 51/2016 adozione di un costo della morosità pari a quello previsto per il Sud Italia (7,1%);
• predisposizione di apposita istanza motivata per il riconoscimento dei costi aggiuntivi (OpexQC), relativamente agli aspetti riconducibili all'adeguamento agli Standard di qualità del servizio definiti dall'AEEGSI nell'allegato A alla delibera 655/2015, per € 2 milioni circa;
• determinazione del moltiplicatore tariffario da applicare alla tariffa in vigore nel 2015, pari a 1,08 per ciascun anno dal 2016 al 2019 compreso.

Alla data odierna AEEGSI non ha ancora diffidato l'Ente d'Ambito a provvedere alle determinazioni tariffarie; tuttavia la Conferenza dei Sindaci esaminerà la proposta del Gestore nella seduta del 29 luglio 2016.

Sulla base dell'istanza tariffaria sopra descritta sono stati stimati i ricavi del periodo che ammontano a € 33,4 milioni inclusa la stima dei conguagli delle partite passanti. Non sono iscritte tra i ricavi le componenti FNI e Opexqc (complessivamente pari a € 4,8 milioni) in attesa delle decisioni che la Conferenza dei Sindaci assumerà in merito o del perfezionarsi del silenzio-assenso ex articolo 7.6 della delibera 664/2015. Sono in corso di valutazione le determinazioni dei differenziali relativi all'aggiustamento di stima delle partite passanti degli anni 2014 e 2015 stimati allo stato attuale in circa € 0,1 milioni.

Si ricorda che, come descritto nel Bilancio Consolidato 2015, il recupero finanziario dei differenziali maturati nel primo periodo regolatorio tra il moltiplicatore tariffario calcolato e quello massimo ammissibile avverrà sulla base della delibera n. 51/2016.

Per quanto riguarda i conguagli pregressi riferiti al periodo 2006 – 2011, quantificati dal Commissario ad acta in € 75,2 milioni, si segnala che con sentenza n. 1882/2016 il Consiglio di Stato ha confermato la sentenza del TAR Latina del 26 giugno 2015 e quindi ha respinto l'appello promosso dall'Autorità d'Ambito Territoriale Ottimale n. 5 per l'annullamento del decreto commissariale.

Per quanto attiene ai rapporti con l'Autorità d'Ambito si segnala che:

• il 18 febbraio 2016 la Conferenza dell'AATO 5 ha deliberato l'avvio dell'iter di risoluzione contrattuale ex art. 34 della Convenzione di affidamento. Tale provvedimento è stato assunto a seguito di una relazione della STO del 28 gennaio 2016 e di una riunione della Consulta d'Ambito tenutasi nella medesima data. In data 15 marzo 2016 l'AATO 5 ha formalizzato la diffida ad adempiere ed ha avviato l'iter di risoluzione contrattuale, dando tempo 6 mesi alla società per controdedurre. La società, nel presupposto che l'iter avviato sia gravemente illegittimo e comunque abnorme rispetto ai rilievi contenuti nella diffida, ha provveduto a depositare ricorso al TAR Lazio Sez. Latina. Allo stato, si è in attesa della fissazione dell'udienza pubblica per la trattazione del merito.
• nella medesima data, con deliberazione n. 1/2016 pubblicata il 26 febbraio, la Conferenza dei Sindaci ha negato il consenso al progetto di fusione per incorporazione di ACEA Ato5 in ACEA Ato2. Anche in questo caso, ritenendo l'atto di diniego illegittimo, la società ha provveduto alla sua impugnazione innanzi al TAR Lazio sez. Latina. A seguito del ritiro da parte della Società dell'istanza cautelare, il Tribunale Amministrativo ha fissato l'udienza di discussione nel merito a febbraio 2017.

Campania – GORI S.p.A. (Sarnese Vesuviano)

GORI, sulla base di apposita convenzione stipulata con l'Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano il 30/09/2002, è affidataria per un periodo di 30 anni del servizio idrico integrato afferente 76 Comuni fra le province di Napoli e Salerno. A fronte dell'affidamento del servizio, GORI corrisponde un canone di concessione all'ente concedente (Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano) in base alla data di effettiva acquisizione della gestione. Il perimetro di gestione è rimasto sostanzialmente invariato rispetto al precedente esercizio avendo ormai concluso il processo di acquisizione delle gestioni, infatti i comuni gestiti sono 76 e cioè tutti quelli ricadenti nell'ATO n. 3 della Regione Campania.

Tariffe

Primo periodo regolatorio

Come noto, il 10 marzo 2016 si è finalmente conclusa positivamente l'istruttoria relativa alla approvazione delle predisposizioni tariffarie dell'ATO3 da parte dell'AEEGSI con la pubblicazione della deliberazione 104/2016/R/idr recante: "Approvazione, ai fini della valorizzazione dei conguagli nell'ambito del metodo tariffario per il secondo periodo regolatorio mti-2, delle predisposizioni tariffarie relative all'Ambito Territoriale Ottimale Sarnese Vesuviano, per il periodo 2012-2015". In particolare AEEGSI ha:

• approvato i moltiplicatori tariffari nella misura massima applicabile per ciascun anno e, precisamente: anno 2012: ϑ=1,065; anno 2013: ϑ=1,134; anno 2014: ϑ=1,236; anno 2015: ϑ=1,347;
• stabilito, conseguentemente, l'importo complessivo dei conguagli tariffari da recuperare negli anni successivi al 2015 nella misura di € 38,9 milioni (quota Gruppo € 14,4 milioni);
• prescritto all'Ente l'adeguamento del Piano Economico-Finanziario ai valori approvati nell'ambito della stessa deliberazione tenendo conto altresì della rettifica della voce di costo Mutui dei proprietari (MTp) anno 2013 per erronea valorizzazione, da apportare ai conguagli le cui modalità di riconoscimento sono previste a partire dal 2016;
• prescritto all'Ente di trasmettere, entro 30 giorni dalla pubblicazione del provvedimento, "gli esiti delle verifiche compiute in ordine alle assunzioni alla base del trattamento della componente di costo per gli acquisti all'ingrosso, e in particolare in ordine alle previsioni di cui all'Accordo - sottoscritto in data 24 giugno 2013 - per la regolazione dei rapporti tra Regione Campania, Ente d'Ambito, Acqua Campania S.p.a. e GORI S.p.a., di cui il medesimo soggetto competente avrà tenuto conto nella quantificazione delle partite pregresse relative a periodi precedenti al trasferimento all'Autorità delle funzioni di regolazione e controllo del settore, chiedendo altresì di verificare che il medesimo accordo sia compatibile con il principio di eterointegrazione (confermato dalla giurisprudenza in sopra richiamata) alla luce delle disposizioni introdotte dall'Autorità a partire dal 2012".

Nel mese di aprile l'Ente ha dato riscontro alle prescrizioni dell'AEEGSI rilevando, per l'anno 2012, un errore materiale di circa € 4 milioni relativo alla riduzione tariffaria dell'acqua all'ingrosso in quanto l'Accordo di regolazione del 2013 già comprendeva una riduzione del 25%.

Tale errore sarà recuperato nelle determinazioni tariffarie del secondo periodo regolatorio nella quali troverà altresì recupero la quota parte di mutui non riconosciuti nell'anno 2013.

Istanza di riequilibrio economico – finanziario e istanza di morosità

Ai sensi dell'art. 32.2 dell'Allegato A alla deliberazione 643/2013/R/idr nonché ai sensi della deliberazione 122/2015/R/idr, per poter accedere alle misure perequative di natura anticipatoria e finanziaria dei conguagli tariffari, il 23 marzo 2016 la Società ha presentato formale istanza di riequilibrio presentando un insieme di misure, comprensive dell'accesso alla perequazione, il cui auspicato accoglimento comporterebbe il definitivo superamento della situazione di squilibrio finanziario della gestione dell'ATO3; contestualmente ed in connessione alla citata istanza di riequilibrio, è stata presentata anche apposita istanza per il riconoscimento del costo effettivo di morosità per gli anni 2014 e 2015, ai sensi dell'art. 30.3 dell'Allegato A alla deliberazione dell'AEEGSI 643/2013/R/idr.

Le conclusioni dell'ATO3 relative all'attività istruttoria sull'istanza sono state formalizzate nel Verbale conclusivo del 18 maggio 2016: l'Ente ritiene fondate le motivazioni poste a base della citata istanza e, pertanto, ricorrono le condizioni per procedere alla proposta di adozione delle misure di riequilibrio contenute nell'istanza stessa con le modifiche introdotte con particolare riferimento allo scenario che preveda il trasferimento delle cd. Opere Regionali. Tali misure di riequilibrio dovranno essere quindi inserite e formare oggetto del Piano Economico Finanziari da predisporre nell'ambito degli adempimenti tariffari previsti dalla delibera 664/2015. Alle medesime conclusioni l'ATO3 giunge con riferimento all'istanza per il riconoscimento del costo effettivo di morosità per gli anni 2014 e 2015. Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo successivo.

Predisposizione tariffaria per il secondo periodo regolatorio

L'Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano, in considerazione della necessità di valutare congiuntamente (nei termini prescritti, ovvero 60 giorni dalla ricezione) la citata istanza di riequilibrio presentata dal Gestore in data 23/03/2016, ha presentato all'Autorità, in data 29 aprile 2016, richiesta di proroga dei termini previsti al 30 maggio 2016.

Tuttavia, essendo decorso tale termine senza che l'Ente abbia adempiuto, nonostante le attività istruttorie portate avanti dalle strutture della gestione commissariale, il Gestore ha presentato Istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'articolo 7.5 della deliberazione 664/2015/R/idr in data 15 giugno 2016, trasmettendo, quindi, all'Ente, alla Regione e ad AEEGSI la proposta tariffaria per il periodo 2016-2019. Lo schema regolatorio elaborato dalla Società tiene conto delle disposizioni della delibera 664/2015 (e delle determine 2 e 3 del 2016) nonché, al precipuo scopo di accelerare il processo di approvazione delle tariffe, delle indicazioni dell'Ente risultanti dai verbali conclusivi delle attività istruttorie relative all'istanza di riequilibrio economico – finanziario e di validazione dei dati posti a base della proposta tariffaria 2016-2019.

Si precisa inoltre che la predisposizione tariffaria 2016-2019 presentata da GORI tiene conto e include, oltre all'istanza di riequilibrio e a quella per il riconoscimento del costo effettivo di morosità per il 2014 e il 2015,:

• l'istanza di riconoscimento Opnew, ai sensi dell'art. 23.6 dell'allegato A alla deliberazione dell'AEEGSI 664/2015/R/idr, presentata congiuntamente alla medesima istanza di aggiornamento tariffario per il riconoscimento dei costi operativi endogeni e aggiornabili relativi al cambiamento sistematico del perimetro delle attività del Gestore a seguito dell'avvio della gestione delle Opere Regionali una volta trasferite;
• l'istanza dei costi aggiuntivi OpexQC relativi alle attività poste in essere ai fini dell'adeguamento agli standard di qualità del servizio definiti dall'AEEGSI con deliberazione 655/2015/R/idr; a tal riguardo si precisa che, l'Ente d'Ambito, nell'ambito del citato verbale conclusivo di validazione dati si è pronunciato sulla presente istanza del gestore ritenendo ammissibili i soli costi relativi alla prestazioni esterne e non quelli relativi al personale interno in considerazione alle sinergie e efficienze conseguibili in relazione al personale delle Opere regionali da trasferire nel quadriennio 2016-2019;

il contenimento dell'incremento tariffario entro il limite massimo alla variazione annuale stabilito all'art. 3.2 dell'allegato A alla deliberazione dell'AEEGSI 664/2015/R/idr; i conguagli che in tale situazione si generano sono da considerarsi quale mero rinvio finanziario sostenibile in virtù – e quindi condizionato a – l'auspicato accesso alla perequazione finanziaria. Infatti, nell'ambito dell'istanza di aggiornamento tariffario, il Gestore ha inoltre chiesto all'AEEGSI di approvare - contestualmente e nell'ambito del procedimento di approvazione delle tariffe – le misure di riequilibrio economico – finanziario e, in particolare, alla perequazione finanziaria.

L'istanza di riequilibrio allegata alle predisposizioni tariffarie 2016-2019 si basa, tra l'altro, sull'ipotesi che la Regione Campania conceda la rateizzazione della debitoria maturata nel triennio 2013-2016: nel caso di mancato rateizzo GORI si riserva di richiedere un incremento di fondi della perequazione finanziaria fino ad un totale di € 230 milioni.

I ricavi del periodo ammontano a € 80,9 milioni (quota Gruppo € 30,0 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base dell'istanza presentata dal Gestore nelle more della sua approvazione ed includono la stima dei conguagli delle partite passanti. Sono in corso di valutazione le determinazioni dei differenziali relativi all'aggiustamento di stima delle partite passanti degli anni 2014 e 2015.

I conguagli tariffari spettanti a GORI a tutto il 31 dicembre 2015 ammontano a € 206,1 milioni (quota Gruppo € 76,4 milioni) e sono composti: (i) dalle partite pregresse, maturate fino al 31 dicembre 2011, per € 122,4 milioni e (ii) dai conguagli tariffari maturati nel primo periodo regolatorio (2012-2015) per € 83,7 milioni. Quelli relativi al primo semestre 2016 sono stimati pari a € 1,9 milioni. I conguagli tariffari sono aggiornati anche in relazione agli effetti della delibera dell'AEEGSI 338/2015.

Rapporti con la Regione Campania

Non si rilevano fatti significativi rispetto a quanto illustrato nel Bilancio Consolidato 2015 al quale si rimanda per gli approfondimenti relativi a tale questione.

Per le motivazioni sopra riportate e nonostante le significative incertezze (connesse, prevalentemente, alle tempistiche di fatturazione dei conguagli tariffari per le partite pregresse ante 2012 e ai relativi incassi, alle modalità di accoglimento delle citate istanze di riconoscimento della morosità e di riequilibrio presentate alle Autorità competenti, nonché al conseguente raggiungimento di un accordo di rateizzazione del debito maturato verso la Regione all'esito e nell'ambito delle misure di riequilibrio che saranno adottate), che hanno evidenti riflessi di natura finanziaria, si è mantenuto il presupposto della continuità aziendale ritenendo che si potrà pervenire, in tempi ragionevoli e con le modalità ipotizzate, alla utile conclusione dei procedimenti ed accordi sopra descritti.

A tal proposito, stante la situazione di tensione finanziaria, si è ritenuto opportuno mantenere lo stanziamento effettuato in esercizi precedenti pari a € 39,2 milioni, stanziato nel 2011 per € 44,1 milioni, connesso al persistere della situazione di incertezza che caratterizza l'operatività di GORI.

Sotto il profilo finanziario, il 23 aprile 2014 è stato sottoscritto il contratto di riscadenziamento del prestito scaduto a giugno 2011 in mutuo pluriennale avente scadenza al 31 dicembre 2021. Il mutuo prevede un tasso di interesse pari all'Euribor a 6 mesi maggiorato di 5,5 punti percentuali con scadenza 30 giugno e 31 dicembre di ciascun anno.

Campania – GESESA S.p.A. (Ato1- Calore Irpino)

La Società opera all'interno dell'Autorità dell'Ambito Territoriale Ottimale ATO n. 1 Calore Irpino che promuove e sviluppa l'iniziativa per la Gestione del SII sui Comuni delle Province di Avellino e Benevento. La Società gestisce il SII in 20 Comuni della Provincia di Benevento per una popolazione complessiva residente servita di circa 115.000 abitanti distribuiti su un territorio di circa 673 kmq e 54.000 utenze. Il servizio di fognatura è fornito a circa l'83% degli utenti mentre quello di depurazione a circa il 40%. Attualmente, l'Autorità, retta dal Commissario Straordinario

di cui al D.G.R. n. 813/2012, non ha provveduto ancora ad affidare ad un gestore unico la gestione del SII.

L'ATO n. 1, ha recepito – di recente – nell'ambito di un più ampio discorso sulla programmazione e gestione delle Risorse Idriche nella Regione Campania - le indicazioni provenienti dalla Struttura di Missione sulla Programmazione e Gestione delle Risorse Idriche, tese ad agevolare la comune volontà degli ex-AATO di individuare un unico Gestore sul territorio che fa capo alle stesse Autorità.

A valle dell'approvazione della Legge Regionale 15/2015 sul riordino del SII campano GESESA è impegnata nell'individuazione di un percorso di aggregazione con altre società del settore per la creazione di un soggetto che possa essere individuato come unico gestore del territorio dell'ATO1.

Si precisa infine che ad oggi non è stata ancora predisposta la proposta tariffaria 2016-2019.

Toscana – Acque S.p.A. (Ato2 – Basso Valdarno)

In data 28 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in vigore il 1° gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO n. 2 costituito dall'insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell'Ambito fanno parte 57 comuni. A fronte dell'affidamento del servizio, Acque corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni preesistenti all'affidamento.

Con riferimento all'allungamento della concessione al 2026, in data 29 febbraio 2016 la Società ha ricevuto dalla banca agent del contratto di finanziamento sottoscritto nel 2006, la lettera di consenso all'allungamento della concessione del servizio al 2026. Conseguentemente in data 10 marzo 2016, dopo aver ottenuto il nulla osta da parte dell'AIT, il Consiglio di Amministrazione di Acque ha autorizzato l'Amministratore Delegato a sottoscrivere l'accettazione della lettera di consenso e l'accordo modificativo del contratto di finanziamento sottoscritto nel 2006.

Di conseguenza, il 6 aprile 2016, è stato firmato tra Acque e l'AIT l'atto che ha reso efficace la modifica alla concessione di affidamento del servizio idrico con la nuova scadenza rivista al 2026 rispetto al precedente termine stabilito al 2021. La sottoscrizione dell'accordo modificativo ha integrato alcuni obblighi previsti dal contratto di finanziamento stipulato nel 2006.

In particolare viene ora previsto che la Società dovrà fornire ogni anno alla banca agent una certificazione sottoscritta dal legale rappresentate e dalla società di revisione attestante, tra le altre, che il parametro calcolato ADSCR (Annual Debit Service Cover Ratio) riferito alla data di chiusura dell'esercizio è conforme a quanto previsto dalle clausole contrattuali. In particolare, a partire dal 31 dicembre 2015, nel caso in cui il parametro ADSCR certificato sia uguale o superiore a 1,1, la Società potrà distribuire dividendi per un ammontare massimo di € 3,0 milioni in aggiunta ai dividendi percepiti dalle partecipazioni in altre imprese che restano sempre disponibili per la distribuzione ai soci. Nel caso in cui invece il parametro ADSCR misurato e certificato dovesse essere inferiore a 1,1, la società potrà distribuire ai soci solo i dividendi percepiti da partecipazioni in altre imprese. Viene inoltre previsto un rimborso anticipato del debito nelle annualità 2017, 2018 e 2019. L'importo da rimborsare corrisponderà al più basso tra il 50% delle eccedenze di cassa alla fine dell'esercizio ed € 6,0 milioni. L'importo erogato anticipatamente andrà a ridurre pro-quota i rimborsi in quota capitale per gli anni successivi fino alla scadenza.

Con riferimento alle tariffe, a partire dal 1° gennaio 2016, in attuazione a quanto previsto dalla delibera AEEGSI 664/2015 art. 9.1 paragrafo a) di approvazione del metodo tariffario 2016-2019, la Società ha applicato alla struttura dei corrispettivi tariffari, l'incremento tariffario previsto per il 2016 dall'ultimo PEF approvato dalla medesima AEEGSI con delibera 402/2014. Le tariffe potranno essere soggette a conguaglio a seguito dell'approvazione di quelle definitive da parte dell'AIT e dell'AEEGSI.

Per quanto riguarda le tariffe del secondo periodo regolatorio, Acque, in accordo con l'Autorità Idrica Toscana, decorso il termine del 30 aprile 2016 previsto per l'invio delle proposte tariffarie da parte degli Enti d'Ambito, non ha presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi del comma 7.5 della Delibera AEEGSI 664/2015/R/idr, anche in considerazione della complessità degli adempimenti richiesti dalla stessa delibera, tra cui la modifica della convenzione di affidamento del servizio, per i quali è necessario ottenere il parere degli Enti finanziatori.

Tuttavia in data 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato, all'AIT e alla Società, formale diffida ad adempiere ai sensi dell'art. 1 della Delibera 307/2016/R/idr, stabilendo un termine di 30 giorni dal ricevimento della stessa per la trasmissione della proposta tariffaria relativa al secondo periodo regolatorio 2016-2019. Acque, avendo già concordato un calendario con l'Autorità Idrica Toscana, provvederà in ogni caso all'invio della documentazione richiesta entro il termine stabilito. Il 27 luglio 2016 la Società ha presentato l'istanza tariffaria 2016-2019 ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015.

I ricavi del periodo ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 69,2 milioni (quota Gruppo € 31,1 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base della delibera 664/2015.

E' stata definita assieme all'Autorità Idrica Toscana e all'associazione dei rappresentanti dei consumatori la nuova Carta del Servizio, che è entrata in vigore dal 1° luglio 2016; la stessa sarà sottoposta all'approvazione degli organi dell'Autorità Idrica Toscana nel corso del mese di luglio.

Con riferimento principali contenziosi della Società si segnala che:

• è stato presentato appello al Consiglio di Stato contro la decisione del TAR Toscana del 22 aprile 2013, che ha rigettato il ricorso presentato da Acque per l'annullamento della delibera n. 60 del 27 aprile 2011 della Co.N.Vi.Ri., riferita al riesame della revisione per il triennio 2005-2008 del piano d'ambito dell'AATO 2 Toscana – Basso Valdarno. Il giudizio è attualmente pendente,
• nel mese di novembre 2014 è stato notificato alla società un atto con la quale veniva citata dinnanzi al tribunale di Firenze da parte di CONSIAG SpA. CONSIAG è stato, fino al 31 dicembre 2001, il gestore del servizio idrico dei suoi comuni consorziati, tutti ricadenti nell'ATO 3 ad eccezione del Comune di Montespertoli inserito nell'ATO2. Oltre che ad Acque la citazione è stata notificata anche all'AIT e a tutti i soci pubblici di Acque. Relativamente ad Acque CONSIAG, in ragione del servizio svolto nel comune di Montespertoli, reclama una partecipazione pari allo 0,792% della società ed un indennizzo per un importo complessivo di € 1.989.834. D'altra parte il Comune di Montespertoli già partecipa in Acque attraverso Publiservizi (socio di Acque con il 19,26% delle azioni) di cui è socio con una partecipazione dello 0,98%. La Società ritiene infondate tali richieste.

Toscana – Acquedotto del Fiora S.p.A. (Ato6 – Ombrone)

Sulla base della convenzione di gestione, sottoscritta il 28 dicembre 2001, il Gestore (Acquedotto del Fiora) ha ricevuto in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO n. 6 costituito dall'insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue.

La convenzione di gestione ha una durata di venticinque anni decorrenti dal 1° gennaio 2002.

Nell'agosto 2004 si è conclusa l'operazione per l'ingresso di ACEA – per il tramite del veicolo Ombrone S.p.A. – nel capitale della società.

Con riferimento alle tariffe 2016-2019, la Società ha provveduto ad inviare all'AIT la documentazione utile alle determinazioni tariffarie per il secondo periodo regolatorio; come per le altre Società idriche della Toscana Acquedotto del Fiora non ha ancora presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi del comma 7.5 della delibera AEEGSI 664/2015 e, quindi, in data 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato, all'AIT e alla Società, formale diffida ad adempiere ai sensi dell'art. 1 della Delibera 307/2016/R/idr, stabilendo un termine di 30 giorni dal ricevimento della stessa per la trasmissione della proposta tariffaria relativa al secondo periodo regolatorio 2016- 2019. La Società, avendo già concordato un calendario con l'Autorità Idrica Toscana, provvederà

in ogni caso all'invio della documentazione richiesta entro il termine stabilito. Il 27 luglio 2016 la Società ha presentato l'istanza tariffaria 2016-2019 ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015.

I ricavi del primo semestre 2016 ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 45,6 milioni (quota Gruppo € 18,2 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base della delibera 664/2015.

Sul fronte finanziario, a seguito di ulteriori approfondimenti e correlate richieste da parte degli Istituti finanziatori in merito alla calibrazione dei flussi finanziari per favorire la bancabilità del progetto Fiora, l'AIT, con Delibera n. 9 del 13 febbraio 2015, ha operato una rimodulazione del Piano degli Investimenti a parità di saldi sull'arco temporale 2015-2023.

Questi fatti, guidati dalla ritrovata stabilità generale sul versante regolatorio e dalla opportuna collaborazione dell'AIT, hanno consentito alla Società di proseguire proficuamente nell'iter di strutturazione del Finanziamento a medio/lungo termine che si è concretizzato in data 30 giugno 2015.

A seguito della procedura competitiva espletata, la Società e le Banche finanziatrici hanno infatti sottoscritto il Contratto di Finanziamento per complessivi € 143 milioni destinato ad estinguere contestualmente tutto l'indebitamento esistente della Società (costituito da mutui in essere, contratto di Bridge e affidamenti a breve aperti con vari istituti di credito) ed a finanziare una parte degli investimenti programmati; la scadenza finale è prevista al 31 dicembre 2025. Il finanziamento è regolato a tasso variabile e prevede garanzie sui conti correnti e crediti della Società nonché il pegno sulle azioni di Acquedotto del Fiora possedute da Ombrone.

Al fine di proteggersi da una eccessiva volatilità dei mercati, in linea con quanto indicato nel term sheet, alla luce di valutazioni di convenienza economica e di rischio finanziario, la Società ha posto in essere fra alcuni degli Enti Finanziatori, una copertura tasso di tipo plain vanilla del 70% del "Finanziamento" fino alla data di scadenza finale, attraverso la finalizzazione di operazioni di Interest Rate Swap tali da trasformare il tasso variabile vigente in tasso fisso.

Toscana – Publiacqua S.p.A. (Ato3 – Medio Valdarno)

In data 20 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in vigore il 1° gennaio 2002, avente durata ventennale. Sulla base di tale convenzione il Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO n. 3 costituito dall'insieme dei servizi pubblici di captazione, adduzione e distribuzione di acqua ad usi civili, di fognatura e di depurazione delle acque reflue. Dell'Ambito fanno parte 49 comuni, di cui 6 gestiti tramite contratti ereditati dalla precedente gestione di Fiorentinagas. A fronte dell'affidamento del servizio il Gestore corrisponde un canone di concessione a tutti i Comuni comprensivo delle passività pregresse a carico delle gestioni preesistenti all'affidamento.

Nel giugno 2006 si è conclusa l'operazione per l'ingresso di ACEA – per il tramite del veicolo Acque Blu Fiorentine S.p.A. - nel capitale della società.

Con riferimento alle tariffe, a partire dal 1° gennaio 2016, in attuazione a quanto previsto dalla delibera AEEGSI 664/2015 art. 9.1 paragrafo a) di approvazione del metodo tariffario 2016-2019, la Società ha applicato alla struttura dei corrispettivi tariffari, l'incremento tariffario previsto per il 2016 dall'ultimo PEF approvato dalla medesima AEEGSI con delibera 402/2014. Le tariffe potranno essere soggette a conguaglio a seguito dell'approvazione di quelle definitive da parte dell'AIT e dell'AEEGSI.

In relazione alle predisposizioni tariffarie 2016-2019, il 27 giugno 2016 l'AEEGSI ha inviato all'Autorità Idrica Toscana e ai gestori toscani (e quindi anche a Publiacqua), diffida ad adempiere ai sensi dell'articolo 1 della deliberazione 307/2016/R/idr e dell'articolo 3, comma 1, lett. f) del DPCM 20 luglio 2012. La società sta pertanto provvedendo a completare la documentazione e a predisporre gli specifici schemi regolatori, gli atti e i dati di cui al comma 7.3 della deliberazione 664/2015/R/idr, necessari per l'aggiornamento tariffario relativo al secondo periodo regolatorio. Il 27 luglio 2016 la Società ha presentato l'istanza tariffaria 2016-2019 ai sensi degli articoli 7.5 e 7.6 della delibera 664/2015.

I ricavi del periodo ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 112,3 milioni (quota Gruppo € 44,9 milioni) e rappresentano la migliore stima effettuata sulla base della delibera 664/2015.

Sotto il profilo delle fonti di finanziamento il 30 aprile 2015 la Società ha sottoscritto con la BEI un finanziamento di € 50 milioni avente scadenza a fine 2020. Il 30 marzo 2016 è stato sottoscritto un contratto di finanziamento, avente scadenza al 30 giugno 2021, di € 110 milioni completamente erogato alla data di predisposizione del presente documento; il tiraggio è stato in parte destinato al rimborso dei finanziamenti e mutui in essere.

Umbria – Umbra Acque S.p.A. (Ato1 – Umbria 1)

In data 26 novembre 2007 ACEA si è aggiudicata definitivamente la gara indetta dall'Autorità d'Ambito dell'ATO 1 Perugia per la scelta del socio privato industriale di minoranza di Umbra Acque S.p.A. (scadenza della concessione 31 dicembre 2027) L'ingresso nel capitale della società (con il 40% delle azioni) è avvenuto con decorrenza 1° gennaio 2008.

La Società esercita la sua attività su tutti i 38 Comuni costituenti gli ATO 1 e 2.

Per il primo semestre 2016 la tariffa applicata agli utenti è quella di cui alla Delibera n. 2 del 29 aprile 2014 dell'Assemblea Unica degli ATO 1 e 2, così come da delibera dell'AEEGSI n. 252/R/idr del 29 maggio 2014 che ha approvato le proposte tariffarie per il 2014 ed il 2015.

Le determinazioni tariffarie per il secondo periodo regolatorio sono state assunte nella seduta dell'Assemblea Unica degli ATO1 e 2 di fine giugno trasmesse all'AEEGSI per lì'approvazione definitiva. Tra le principali annotazioni va segnalato l'incremento tariffario pari al 5,5%, l'iscrizione della componente FoNi e l'introduzione della componente legata alla qualità commerciale (cd OPEXqc).

I ricavi del periodo ammontano complessivamente, compresi i conguagli delle partite passanti, a € 29,6 milioni (quota Gruppo € 11,8 milioni) e comprendono la componente FoNI di € 0,2 milioni (quota Gruppo € 0,08 milioni) interamente destinata alle agevolazioni tariffarie per utenze disagiate.

Si informa che è stata impugnata, mediante proposizione di apposito Ricorso Straordinario al Capo dello Stato presentato dal legale del Comitato Umbro Acqua Pubblica contro l'ATI Umbria 1 (e nei confronti dell'ATI Umbria 2 e di Umbra Acque S.p.A. quali controinteressati), per l'annullamento, previa sospensiva, della Delibera n. 6 del 28/04/2015 con cui l'ATI1 ha approvato i conguagli per le partite pregresse 2003/2011 (le annualità, antecedenti all'avvento dell'AEEGSI, su cui erano residuate competenze tariffarie in capo alle ATI) con conseguente richiesta di pagamento da parte del Gestore all'Utenza. Con tale Ricorso il Comitato Umbro Acqua Pubblica ha contestato sia vizi formali (quali la mancata pubblicazione nell'Albo Pretorio da parte dell'ATI Umbria 1 della Delibera nella sua versione definitiva e dei relativi allegati, cui poi l'ATI Umbria 1 ha cercato di porre rimedio con successiva emissione di atti di convalida) sia vizi nel merito relativamente alla contestata illegittimità di tale atto di approvazione dei conguagli in supposta violazione del principio di irretroattività della tariffa.

Tale Ricorso è un rimedio di tipo "giustiziale", un gravame di natura amministrativa, contro il quale sia la resistente ATI Umbria 1 che il controinteressato Umbra Acque si sono opposti con richiesta di trasposizione del ricorso in sede giurisdizionale dinanzi al TAR dell'Umbria ed i ricorrenti, con atto del 22/02/2016, si sono ritualmente costituiti in giudizio innanzi al TAR per l'Umbria, con riserva di presentare motivi aggiunti, per l'annullamento previa sospensiva della Deliberazione n. 6 del 28/04/2015 e relativi allegati con cui l'ATI Umbria 1 ha approvato i conguagli per le partite pregresse 2003/2011.

Si ritiene che il rischio di soccombenza sia remoto in quanto la delibera dell'ATI è basata sulle disposizioni previste nella delibera n. 643/2013 dell'AEEGSI (era quindi legittimata e tenuta a fare) e la quantificazione del conguaglio è conseguenza di quanto previsto dall'allora vigente metodo normalizzato e dalle disposizioni del disciplinare convenzionale (è quindi un diritto della società). E' poi del tutto evidente che una eventuale ancorché improbabile esito negativo del contenzioso genererebbe oneri che non potrebbero non essere ristorati in sede di revisione tariffaria, anzi potendo essere a buon titolo bastevole motivo di revisione straordinaria.

In data 29 aprile è stato poi notificato alla Società, mediante raccomandata postale, l'ulteriore Ricorso Straordinario al Capo dello Stato con cui il Comitato Umbro Acqua Pubblica ha impugnato l'atto di convalida dell'ATI Umbria 1 adottato con Delibera Assembleare n. 13 del 30.11.2015 relativo ai conguagli delle partite pregresse già deliberate dall'ATI Umbria 1 con il precedente provvedimento n. 6 del 28.04.2015 e già oggetto di precedente contenzioso (Ricorso Straordinario trasposto al TAR Umbria). Per tale contenzioso valgono le considerazioni finali fatte per il precedente.

Infine giova evidenziare che ha preso forma la nuova "Autorità Umbra per i Rifiuti e le Risorse Idriche" con la costituzione degli organi, la nomina del Consiglio direttivo e del Presidente; la piena operatività è programmata a breve con l'approvazione del Bilancio di previsione per il 2016.

Toscana – GEAL S.p.A., Azga Nord S.p.A. e Lunigiana Acque S.p.A. (Ato1 –Toscana Nord)

GEAL S.p.A.

La società GEAL S.p.A. è il soggetto gestore del Servizio Idrico Integrato nel territorio comunale di Lucca.

Il 18 aprile 2014 l'Autorità Idrica Toscana, con delibera n. 6, ha approvato le proposte tariffarie 2014 e 2015 ed il relativo Piano Economico Finanziario. In particolare, la nuova tariffa prevede per il 2014 un incremento rispetto a quella dell'anno precedente pari al 6,5%. Pur tuttavia, una quota pari ad oltre il 60% di tale incremento è rappresentata dalla componente destinata a coprire i conguaglio tariffari dell'anno 2012, già contabilizzati a ricavo nel relativo esercizio.

Il 27 giugno 2014 si è provveduto alla trasmissione agli enti competenti dei dati utili ai fini del riconoscimento a conguaglio dei corrispettivi relativi alla tariffa del servizio idrico integrato per gli anni 2010 e 2011, ai sensi della Deliberazione 268/2014. Tali corrispettivi sarebbero dovuti alla società in quanto non determinati a suo tempo da parte del CIPE, così come disposto dal Consiglio di Stato. Date alcune lacune della suddetta delibera, la società si è riservata di proporre ricorso contro la stessa delibera nelle opportune sedi giurisdizionali.

Lunigiana Acque S.p.A. in liquidazione e AZGA Nord S.p.A. in liquidazione

Come noto le società sono state poste in liquidazione rispettivamente il 2 agosto 2011 ed il 20 dicembre 2010.

Ancorché in liquidazione, entrambe hanno proseguito la gestione del servizio al fine di garantire la continuità nell'erogazione di un servizio pubblico essenziale fino all'affidamento a GAIA avvenuto con decorrenza 1° aprile 2012 per Lunigiana e 1° luglio 2013 per AZGA Nord.

Lunigiana e AZGA Nord hanno entrambe stipulato con GAIA contratti di affitto di rami di azienda che devono essere trasformati in contratti di cessione definitivi al fine di riscuotere il valore dei beni non ammortizzati. Si precisa che sono in corso le trattative per la conclusione della cessione in commento.

Informativa sulle parti correlate

GRUPPO ACEA E ROMA CAPITALE

Tra le Società del Gruppo ACEA e Roma Capitale intercorrono rapporti di natura commerciale in quanto il Gruppo eroga energia ed acqua ed effettua prestazioni di servizi a favore del Comune.

Tra i principali servizi resi sono da evidenziare la gestione, la manutenzione ed il potenziamento degli impianti di pubblica illuminazione nonché, con riferimento al servizio idrico – ambientale, il servizio di manutenzione fontane e fontanelle, il servizio idrico accessorio nonché i lavori effettuati su richiesta.

I rapporti sono regolati da appositi contratti di servizio e per la somministrazione di acqua e elettricità vengono applicate le stesse tariffe vigenti sul mercato adeguate alle condizioni di fornitura.

Si precisa che ACEA e ACEA Ato2 svolgono rispettivamente il servizio di illuminazione pubblica e quello idrico – integrato sulla base di due convenzioni di concessione entrambe di durata trentennale. Per maggiori dettagli si rinvia a quanto illustrato nell'apposito paragrafo "Informativa sui servizi in concessione".

Per quanto riguarda l'entità dei rapporti tra il Gruppo ACEA ed Roma Capitale si rinvia a quanto illustrato e commentato a proposito dei crediti e debiti verso la controllante nella nota n. 23 del presente documento.

Dal punto di vista dei rapporti economici invece vengono di seguito riepilogati i costi e i ricavi relativi al 30 Giugno 2016 (confrontati con quelli del precedente esercizio) del Gruppo ACEA con riferimento ai rapporti più significativi.

€ migliaia		Ricavi Costi
	30/06/16	30/06/15	30/06/16	30/06/15
Fornitura di acqua	18.608	18.513		0
Fornitura di energia elettrica	0	11.974		0
Contratto di servizio Illuminazione pubblica	27.990	26.839		0
Interessi su contratto illuminazione pubblica	1.902	1.517	0	0
Contratto di servizio manutenzione idrica	109	88	0	0
Contratto di servizio fontane monumentali	109	88	0	0
Canone concessione	0	0	12.798	10.712
Canone di locazione immobili	0	0	120	100
Imposte e tasse	0	0	2.757	3.176

Nel corso dell'esercizio Roma Capitale ha corrisposto principalmente mediante pagamenti un importo totale pari ad 83.425. Si rimanda alla nota 23 per i dettagli degli impatti di tali operazioni mentre si fornisce un prospetto di riepilogo sintetico delle movimentazioni dei crediti e debiti.

€ migliaia	31/12/15	Incassi/ pagamenti	Maturazioni 2016	30/06/16
Crediti	163.325	(52.944)	38.682	149.064
Debiti	162.005	(83.425)	60.059	144.640

GRUPPO ACEA E GRUPPO ROMA CAPITALE

Anche con Società, Aziende Speciali o Enti controllati da Roma Capitale le società del Gruppo ACEA intrattengono rapporti di natura commerciale che riguardano prevalentemente la fornitura di energia elettrica e di acqua.

Anche nei confronti dei soggetti giuridici appartenenti al Gruppo Roma Capitale vengono applicate le stesse tariffe vigenti sul mercato adeguate alle condizioni di fornitura. Per quanto riguarda le vendite di energia relativamente alle utenze del mercato libero, i prezzi applicati sono in linea con i piani commerciali di Acea Energia.

Con riferimento alla fornitura di energia elettrica si ricorda che ATAC non è più servita da Acea Energia a far data dal 1° febbraio 2012.

Nella tabella successiva sono indicati gli importi relativi ai rapporti economici e patrimoniali più rilevanti tra il Gruppo ACEA e le aziende del Gruppo Roma Capitale.

Gruppo Roma Capitale	Debiti commerciali	Costi	Crediti commerciali	Ricavi
AMA S.P.A.	743	542	7.783	3.610
ATAC S.P.A.	286	54	4.886	783
ROMA MULTISERVIZI S.P.A.	524	330	0	0
Totale	1.553	926	12.669	4.393

GRUPPO ACEA E PRINCIPALI IMPRESE DEL GRUPPO CALTAGIRONE

Le Società del Gruppo ACEA intrattengono rapporti di natura commerciale che riguardano prevalentemente la fornitura di energia elettrica e di acqua.

Anche nei confronti dei soggetti giuridici appartenenti a tali società vengono applicate le stesse tariffe vigenti sul mercato adeguate alle condizioni di fornitura. Per quanto riguarda le vendite di energia relativamente alle utenze del mercato libero, i prezzi applicati sono in linea con i piani commerciali di Acea Energia.

Nella tabella successiva sono indicati gli importi relativi ai rapporti economici e patrimoniali più rilevanti tra il Gruppo ACEA e le principali società correlate al Gruppo Caltagirone al 30 Giugno 2016.

€ migliaia	Ricavi	Costi	Crediti	Debiti
Gruppo Caltagirone	1.183	4.820	1.018	4.256

Elenco delle operazioni con parti correlate di importo significativo

Non si segnalano operazioni di maggiore rilevanza con parti correlate nel periodo oggetto di osservazione.

Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali

Di seguito vengono forniti gli aggiornamenti relativi agli eventi di rilievo intervenuti nel semestre. Per maggiori informazioni sulle singole problematiche si rinvia a quanto descritto nel Bilancio Consolidato 2015.

Problematiche fiscali

Verifica fiscale su areti

Nel PVC relativo alla verifica generale per l'anno 2010 veniva effettuata una segnalazione per gli anni dal 2008 al 2012 sul trattamento tributario di alcune poste già oggetto di rilievo e aventi una valenza pluriennale.

Sulla base della segnalazione inserita nel PVC, la DRE del Lazio – Ufficio Grandi Contribuenti ha proceduto a notificare, in data 23 dicembre 2014, due avvisi di accertamento separati per l'anno 2009, uno riguardante le imposte dirette (IRES ed IRAP) e uno relativo alla imposte indirette (IVA). La Società ha presentato istanza di autotutela in data 17 febbraio 2015 e l'Ufficio ha riconosciuto la validità delle motivazioni avanzate da areti in relazione al proprio operato ed ha disposto l'annullamento integrale dell'atto relativo alle imposte dirette. Per i rilievi IVA, l'Ufficio ha parzialmente riconosciuto le ragioni avanzate dalla Società e ha conseguentemente disposto l'annullamento parziale dell'atto di accertamento portando la richiesta complessiva ad € 129 mila oltre sanzioni. La Società ha ritenuto opportuno, per quanto riguarda il rilievo IVA, intraprendere la strada del contenzioso fiscale.

Sulla base dello stesso presupposto oggetto della segnalazione effettuata con il PVC, la DRE del Lazio – Ufficio Grandi Contribuenti ha notificato in data 19 maggio 2016 2 avvisi di accertamento aventi ad oggetto l'IVA per gli anni 2011 e 2012. L'imposta oggetto di recupero con gli avvisi di accertamento è pari ad € 160 mila per l'anno 2011 ed € 138 mila per l'anno 2012. In data 7 luglio 2016 la società ha depositato presso gli uffici della DRE istanza di accertamento con adesione.

Contestazioni/contenzioso fiscali/e su ARSE

Nel corso del mese di gennaio 2016 è stato notificato ad ARSE, società già estinta per scissione totale a quella data, un avviso di liquidazione dell'imposta complementare di registro relativo alla riqualificazione dell'operazione di conferimento e successiva cessione della partecipazione di Apollo S.r.l., società conferitaria degli impianti fotovoltaici. L'imposta richiesta, comprensiva di interessi, è pari ad € 672 mila.

Le società beneficiarie della scissione di ARSE – ACEA, Elga Sud e Acea Produzione - ritengono infondato l'avviso di liquidazione sia per quanto riguarda gli evidenti vizi di forma, sia per quanto riguarda la contestazione oggetto dell'avviso. È stata presentata sia un'istanza di autotutela con la richiesta di annullamento totale dell'atto che ricorso alla competente Commissione Tributaria.

Altre problematiche

ACEA Ato5 - Tariffe

Nel corso del mese di giugno 2015 il TAR Latina ha respinto, in quanto destituito di giuridico fondamento, il ricorso, proposto il 31 luglio 2013 dall'Autorità d'Ambito, per l'annullamento della relazione conclusiva del Commissario ad acta del 30 maggio 2013 che, in sostituzione dell'Amministrazione inerte, ha concluso il procedimento secondo le modalità indicate nella sentenza n. 529/11 in materia di determinazione dei conguagli e dei livelli di servizio con riferimento al periodo 2006-2011. Avverso tale sentenza l'Ente d'Ambito ha proposto appello in Consiglio di Stato che si è pronunciato lo scorso 7 aprile 2016, con sentenza n. 1882/2016, respingendo il ricorso e compensando le spese di giudizio.

ACEA Ato5 – Decreto Ingiuntivo promosso per il recupero del credito derivante dall'atto transattivo del 2007

Relativamente al credito di € 10,7 milioni per maggiori costi sostenuti nel periodo 2003 – 2005, di

cui all'Accordo transattivo del 27 febbraio 2007, in data 14 marzo 2012 ACEA Ato5 ha promosso ricorso per decreto ingiuntivo avente ad oggetto il credito riconosciuto alla Società dall'A.ATO.

Il Tribunale di Frosinone, accogliendo il ricorso, ha emesso il Decreto Ingiuntivo n. 222/2012, immediatamente esecutivo, il quale è stato notificato all'Ente d'Ambito in data 12 aprile 2012.

L'AATO, con atto del 22 maggio, ha notificato opposizione al decreto ingiuntivo, chiedendo la revoca del decreto opposto e, in via cautelare, la sospensione della sua provvisoria esecuzione. Altresì, in via riconvenzionale, ha formulato domanda di pagamento dei canoni concessori, per € 28.699.699,48.

ACEA Ato5 ha provveduto a costituirsi nel citato giudizio di opposizione a decreto ingiuntivo, contestando le domande avversarie e formulando a sua volta domanda riconvenzionale di pagamento dell'intero ammontare dei maggiori costi sostenuti dal Gestore e originariamente richiesti, pari complessivamente a € 21.481.000,00.

A seguito dell'udienza del 17 luglio 2012, il Giudice - con Ordinanza depositata il 24 luglio - ha sospeso la provvisoria esecutività del decreto ingiuntivo, rinviando la trattazione nel merito della questione.

Il Giudice ha altresì respinto la richiesta di concessione di ordinanza di pagamento dei canoni concessori presentata dall'A.ATO.

Nel corso dell'udienza del 21 novembre 2014 il Giudice ha sciolto la riserva sulle istanze istruttorie formulate dalle parti fissando al 17 giugno 2016 l'udienza di precisazione delle conclusioni. L'udienza è stata rinviata al 15 novembre 2016 stessi incombenti.

GORI – Contenzioso per forniture idriche: ARIN

Sono pendenti numerosi giudizi che vedono contrapposte GORI e A.R.I.N. S.p.A. (oggi Azienda Speciale ABC) relativamente al costo delle forniture idriche erogate in favore dell'A.T.O. n. 3.

L'ABC opera, ovviamente, nel territorio del Comune di Napoli ed è l'azienda speciale del medesimo Comune che ha sostituito l'A.R.I.N. S.p.A. Il Comune di Napoli ricade nel territorio dell'A.T.O. n. 2 "Napoli-Volturno" della Regione Campania.

L'ABC – in ragione di antiche concessioni – utilizza fonti di approvvigionamento proprie (Acquedotto del Serino nell'A.T.O. n. 1 della Regione Campania, ed il campo pozzi di Casalnuovo nell'A.T.O. n. 2 della Regione Campania) ed acquista inoltre acqua dalla Regione Campania.

Attualmente, l'ABC provvede direttamente a fornire acqua all'ingrosso ad alcuni Comuni, a GORI e alla stessa Regione.

La materia del contendere consiste nel fatto che ABC applica ai sub-fornitori una tariffa più alta di quella regionale di circa due volte; infatti la tariffa regionale è pari a 0,225⁴ €/mc mentre quella di ABC è attualmente pari a 0,56 €/mc.

ABC dovrebbe invece tariffare l'acqua all'ingrosso distribuita nel rispetto del principio comunitario e nazionale (cfr., da ultimo, le disposizioni in materia dell'AEEG) del c.d. "orientamento dei costi" e, cioè, con lo scopo di recuperare esclusivamente i soli "costi effettivi" sostenuti per la distribuzione dell'acqua anche in considerazione del fatto che ABC non avrebbe titolo di vendere l'acqua all'ingrosso.

Peraltro, gli accertamenti in corso da parte dell'AEEGSI nell'ambito di un procedimento istruttorio partecipato nonchè la recente analisi prodotta dal Commissario dell'Ente d'Ambito Napoli Volturno, hanno acclarato che il costo unitario della fornitura erogata dall'ABC è certamente più basso di quello attualmente applicato e, secondo la predetta analisi, pari a euro 0,33748 €/mc contro il valore dichiarato da ABC di 0,56 €/mc.

Ovviamente tale situazione comporta un aggravio di costo sulla tariffa del S.I.I. dell'A.T.O. n. 3 con ripercussioni sugli utenti dei comuni ricadenti nel medesimo A.T.O.

Le considerazioni sopra esposte sono state ampiamente riportate e discusse in una Conferenza di Servizi indetta allo scopo dall'Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano, nell'ambito della quale si è valutato – all'esito di apposita istruttoria tecnica - che i costi di gestione delle opere di adduzione sono nettamente inferiori alla tariffa praticata da ABC. Non appare giustificabile che il Comune di Napoli determini tariffe (applicate dall'ARIN) che incidono sugli utenti di altri Comuni e persino di un altro A.T.O. (l'ATO n. 3, per l'appunto). Per tali ragioni, è ancora in corso il contenzioso tra l'ABC (ex A.R.I.N. S.p.A.) e GORI.

⁴ Tale valore non tiene conto degli effetti della Delibera dell'AEEGSI 338/2015/R/idr.

Per tali ragioni nel 2013 GORI ha provveduto ad impugnare (i) dinanzi al TAR Campania, i provvedimenti con cui ABC ha determinato, sulla base delle delibere AEEGSI n. 585/2012 e n. 88/2013, la nuova tariffa applicata ai subdistributori e (ii) dinanzi al TAR Lombardia, la deliberazione AEEGSI n. 560/2013 nella parte in cui AEEGSI ha approvato le tariffe che ABC applica per l'anno 2013.

Si segnala la recente sentenza n. 1343/15 emessa dal Tribunale di Napoli che ha rigettato la domanda dell'attrice ABC relativamente alla richiesta di pagamento della fornitura idrica resa in favore del Comune di Camposano nel periodo dal 4° trimestre 2007 al 2° trimestre 2008.

Inoltre il Tribunale di Napoli, XI Sezione, con la sentenza n. 12198 del 28 settembre 2015, ha rigettato le domande dell'ABC avanzate con atto di citazione per ottenere la condanna di GORI al pagamento di € 1.843.617,04: (i) a titolo di inadempimento contrattuale per non aver pagato i corrispettivi per le forniture idriche di acqua all'ingrosso, (ii) per il risarcimento del danno ex art. 2043 c.c., sul presupposto che si sarebbe configurato il reato di furto e, in subordine, nel caso che non si fosse voluto considerare l'inadempimento contrattuale, (iii) per ingiustificato arricchimento. Più dettagliatamente, a sostegno della sentenza, il Magistrato ha rilevato la mancanza del rapporto contrattuale tra ABC e GORI, in quanto lo stesso sarebbe dovuto essere in forma scritta ad substantiam, l'insussistenza del reato di furto e l'inesistenza dell'indebito arricchimento perché non debitamente documentato e provato. Si precisa, infine, che ABC ha presentato ricorso innanzi la Corte d'Appello di Napoli per la riforma della predetta sentenza, la cui prima udienza è stata fissata per il 1° luglio 2016. Il Giudice ha rinviato al 2019 per la precisazione delle conclusioni.

GORI – Contenzioso contro la Regione Campania per l'annullamento della delibera di Giunta Regionale n. 172/2013 nella parte in cui determina le modalità di trasferimento delle Opere Regionali

Si fa presente che il giudizio in esame incardinato con ricorso della GORI ed avente ad oggetto l'annullamento della deliberazione di Giunta Regionale n. 172/2013, è stato definito con la sentenza del TAR Campania – Napoli n. 1544 del 24/03/2016, che ha statuito la sopravvenuta carenza di interesse, per effetto, innanzitutto, delle recenti disposizioni della legge regionale n. 5/2015 che hanno superato la predetta delibera n. 172/2013. Il TAR ha quindi condiviso le argomentazioni della GORI, escludendo, peraltro, una sua asserita responsabilità invocata dalla Regione circa il ritardato trasferimento delle Opere Regionali afferenti il SII ricadenti nell'ATO 3 ancora in gestione della medesima Regione

Giudizio E.ON. Produzione S.p.A. contro ACEA, ACEA Ato2 e AceaElectrabel Produzione

E' stato introdotto da E.ON. Produzione S.p.A., in qualità di successore di Enel di alcune concessioni di derivazione di acque pubbliche delle sorgenti del Peschiera per la produzione di energia, per ottenere la condanna delle convenute in solido (ACEA, ACEA Ato2 e AceaElectrabel Produzione) alla corresponsione dell'indennità di sottensione (ovvero al risarcimento del danno per illegittima sottensione), rimasta congelata a quella convenuta negli anni '80, nella misura di € 48,8 milioni (oltre alle somme dovute per gli anni 2008 e successivi) ovvero ed in via subordinata al pagamento della somma di € 36,2 milioni.

In conseguenza dell'avvenuto deposito innanzi al TRAP, competente per il giudizio in discorso, della CTU sui valori della sottensione per derivazione, e conseguente riduzione della produzione idroelettrica, e degli indennizzi spettanti, il giudice delegato ha rinviato all'udienza del 3 ottobre 2013 nella quale sono state depositate memorie concernenti pagamenti parziali dei canoni rimasti sospesi. All'udienza del 9 gennaio 2014 la causa è stata trattenuta in decisione.

L'elaborato peritale evidenzia un calcolo secondo cui le pretese azionate in giudizio, quand'anche fondate – il che è dubbio, perché i documenti contenenti i parametri di misura dell'indennizzo sono giudicati ancora vigenti ed efficaci – andrebbero grandissimamente ridimensionate, riducendosi sostanzialmente all'importo dei conguagli già stimati dal Gruppo.

In data 3 maggio 2014 il TRAP, con sentenza n. 14/14, ha respinto integralmente la domanda di E.ON. ritenendo ancora vigenti gli accordi del 1985 e considerando la domanda circoscritta al solo 'prezzo di sottensione' ritenendo estranea, invece, quella relativa alla misura dei conguagli.

E.ON è stata condannata alla rifusione delle spese di lite nella misura di € 32 mila oltre accessori di legge e spese di CTU.

In data 23 giugno 2014 E.ON ha introdotto appello avanti il Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche con prima udienza fissata al 1° ottobre 2014. Dopo successivi rinvii di rito, all'udienza del 14 gennaio 2015, il giudizio è stato differito all'udienza collegiale del 10 maggio 2015 per la decisione anche sulla richiesta di rinnovo della CTU, avanzata da E.ON. Alla data del 29 febbraio 2016, il Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche non ha ancora emesso sentenza. Si segnala altresì che, a decorrere dal 1° dicembre 2015, E.On. Produzione S.p.A. ha trasferito il ramo d'azienda concernente la produzione di energia da fonte idroelettrica, mediante scissione parziale, a favore di ERG Hydro s.r.l. Si è in attesa del deposito della sentenza.

A.S.A. – Acea Servizi Acqua - SMECO

Con citazione notificata nell'autunno 2011 ACEA è stata evocata in giudizio per rispondere dei presunti danni che il suo ancor più presunto inadempimento a non provate ed inesistenti obbligazioni che si assumono portate dal patto parasociale relativo alla controllata A.S.A. – Acea Servizi Acqua – avrebbero prodotto ai soci di minoranza di questa, ed ai loro rispettivi azionisti. Il petitum si attesta ad oltre € 10 milioni.

Il giudice, accogliendo l'istanza di SMECO, ha ritenuto necessaria una consulenza tecnica contabile volta alla quantificazione dei costi sostenuti, del mancato guadagno e dell'eventuale corrispettivo spettante per effetto dell'opzione di vendita prevista nei patti parasociali.

All'udienza dell'11 febbraio 2014 fissata per discutere sulle osservazioni alla consulenza tecnica redatta, il Giudice ha concesso termine alle parti per note sulla CTU e ha convocato il Perito per chiarimenti all'udienza del 20 marzo 2014.

A seguito delle predette note, il Giudice Delegato, sciogliendo la riserva assunta all'udienza del 20 marzo 2014 in sostanziale accoglimento di quanto dedotto dalla difesa e dal CTP di ACEA, ha rinviato il giudizio all'udienza del 1° luglio 2014 al fine di meglio definire, in contraddittorio con le parti ed il CTP, la documentazione da acquisirsi presso ACEA Ato2 e procedere all'integrazione della CTU. All'udienza del 1° luglio 2014 il Giudice, nelle more cambiato, si è riservato sulle richieste di integrazione della consulenza respingendola poi con provvedimento emesso fuori udienza. Il 20 gennaio 2015 la causa è stata trattenuta in decisione. Con sentenza n. 17154/15 del 17 agosto 2015, il Tribunale ha respinto integralmente la domanda e condannato le parti in solido alla refusione a favore di ACEA delle spese liquidate in € 50.000,00 oltre accessori. In data 1° ottobre 2015 SMECO propone appello incardinato presso la 2^ Sezione della Corte di Appello di Roma C.I. RG 6033/15. All'udienza del 3 febbraio 2016 la causa è stata rinviata per la precisazione delle conclusioni all'11 aprile 2018.

Volteo Energie

ARSE ha presentato ricorso per decreto ingiuntivo contro Volteo Energie, alla quale sono stati forniti pannelli fotovoltaici solo parzialmente pagati. L'esposizione residua è di circa € 2 milioni. La controparte ha opposto il titolo immediatamente notificato, nonché azionato pretese risarcitorie per presunte carenze produttive della fornitura. Mentre il giudizio prosegue – e fermo il fatto che gli eventuali vizi dei pannelli potranno essere ribaltati in capo al produttore – con ordinanza in data 12 febbraio 2013, il Tribunale ha concesso la provvisoria esecuzione del decreto ingiuntivo per la somma di € 1.283.248,02 oltre interessi e spese (riservando all'esito dell'istruttoria la decisione sul residuo di € 654.136,66).

Precettata la somma di € 1.347.787,38, Volteo ha proposto un pagamento rateale del dovuto.

Ad oggi ha corrisposto l'integrale importo precettato e cioè € 1.347.787,38. Il giudizio prosegue per l'accertamento della parte di credito di ARSE non assistita dalla provvisoria esecuzione e per l'esame della domanda di Volteo tesa a ottenere il riconoscimento della penale e dei danni. La causa è rinviata all'udienza del 21 ottobre 2014 per escussione testi e, all'esito, eventuale ammissione CTU, mentre è tramontata la possibilità di una composizione transattiva della vertenza. La causa, respinta la richiesta di CTU, è stata rinviata per la decisione all'udienza del 5 luglio 2016 per la decisione. Si è in attesa di sentenza.

Contenzioso Milano '90

La questione inerisce il mancato pagamento della somma di € 5 milioni da parte di Milano '90, dovuta a saldo del prezzo di compravendita dell'area in Comune di Roma con accesso da Via Laurentina n. 555 perfezionata in data 28 febbraio 2007 e con successivo atto integrativo del 5 novembre 2008. Con l'atto integrativo le parti hanno concordato di modificare il corrispettivo da € 18 milioni a € 23 milioni, contestualmente eliminando l'earn out, prevedendo quale termine ultimo di pagamento il 31 marzo 2009.

Data l'inerzia dell'acquirente è stata avviata la procedura finalizzata al recupero delle somme dovute attraverso la predisposizione di un atto di intimazione e diffida a Milano '90 e, quindi, attraverso il deposito di ricorso per decreto ingiuntivo che, in data 28 giugno 2012, è stato concesso in forma provvisoriamente esecutiva.

Si è proceduto quindi a notificare il predetto decreto ingiuntivo in data 3 settembre 2012 e in data 23 novembre è stato consegnato all'Ufficiale Giudiziario il pignoramento presso terzi per il recupero coattivo delle somme ingiunte.

E' ad oggi pendente innanzi la X sezione del Tribunale di Roma, l'opposizione del Decreto ingiuntivo da parte di Milano '90. Nell'ambito del giudizio è stato instaurato un ulteriore endoprocedimento ex art. 649 cpc volto alla sospensione della provvisoria esecuzione dell'opposto decreto ingiuntivo, sospensione che è stata accolta dal Giudice.

E' stato altresì sospeso il procedimento esecutivo iniziato a valle della provvisoria esecutività del decreto ad oggi sospesa.

All'udienza del 13 marzo 2014, il Giudice si è riservato sulla richiesta dei mezzi istruttori.

Con provvedimento datato 7 aprile 2014 lo stesso Giudice, ritenuta necessaria un'indagine tecnica per valutare la situazione urbanistica dell'immobile nonché di ammettere la prova testimoniale articolata da ACEA, ha rinviato all'udienza del 18 dicembre 2014 per l'audizione dei testi ed il conferimento dell'incarico al CTU. Con provvedimento del 6 novembre 2015 il Giudice Istruttore su richiesta del CTU, ha differito la causa al 28 gennaio 2016 per il deposito della consulenza tecnica. Il Giudice si è riservato rinviando al 5 maggio 2016. Il CTU ha depositato i chiarimenti richiesti dal Giudice sulle valutazioni già date sul valore attuale del terreno e la causa è stata rinviata al 15 giugno 2017 per la precisazione delle conclusioni.

Contenzioso Trifoglio

Il complesso contenzioso si articola in una causa attiva e una causa passiva.

Causa attiva: la questione inerisce l'inadempimento della Trifoglio all'obbligazione di pagamento del saldo del corrispettivo (pari a € 10,3 milioni), di cui al contratto di compravendita avente ad oggetto l'immobile cd. Autoparco la cui data di corresponsione doveva essere il 22 dicembre 2011. In considerazione dell'inadempimento di Trifoglio, si è proceduto a notificare diffida volta a sottoscrivere un atto di risoluzione volontaria del contratto di compravendita del 22 dicembre 2010, e quindi a depositare ricorso presso il Tribunale di Roma, ex art. 702 bis c.p.c.. L'udienza di comparizione delle parti prevista per il 13 novembre 2012 è stata rinviata al 30 aprile 2013 a seguito della chiamata in causa di un terzo (Consorzio Piano Assetto C9 Stazione Ostiense) da parte della Trifoglio.

Nelle more, ATAC Patrimonio ha depositato ricorso per la risoluzione del contratto di compravendita del 22 dicembre 2010 per la parte di propria competenza.

Dopo il mutamento del rito da sommario ad ordinario, il Tribunale ha rinviato la causa al 7 maggio 2014 per l'ammissione delle prove concedendo termini per il deposito delle memorie di cui all'art. 183 VI° co. c.p.c. con decorrenza dal 14 gennaio 2014.

Unitamente al deposito delle memorie ex art. 183 n. 1 c.p.c., si è costituito in giudizio un nuovo collegio difensivo per conto di Trifoglio che ha formulato nuove eccezioni di inadempimento da parte di ACEA in ragione della dedotta impossibilità di addivenire allo sviluppo dell'area oggetto del contratto di compravendita.

Il giudizio è stato rinviato all'udienza del 14 ottobre 2014 per la riunione con altro giudizio avente identico oggetto promosso da ATAC Patrimonio e per la eventuale riunione con il giudizio promosso da Trifoglio di cui infra.

Causa passiva: si è data inoltre evidenza di un nuovo atto di citazione da parte di Trifoglio avente sempre ad oggetto l'atto di compravendita e volto all'accertamento della sua invalidità. Nell'atto di citazione, Trifoglio ha chiesto la riunione con il procedimento instaurato da ACEA, oltre a richiedere l'ammissione di una consulenza tecnica. L'atto di citazione, notificato anche ad ATAC Patrimonio oltre che ad ACEA, contiene una richiesta di risarcimento danni di circa € 20 milioni.

Nell'ambito delle memorie ex art. 183 n. 2 c.p.c., controparte ha chiesto l'ammissione della Consulenza Tecnica sostanzialmente volta a valutare la possibilità di procedere allo sviluppo dell'area.

All'udienza del 27 maggio 2014, fissata per la discussione dell'atto di citazione promosso da Trifoglio, la causa è stata rimessa al Presidente della Sezione che ha disposto la rimessione del procedimento avanti il Giudice che tratta i procedimenti promossi da ACEA, per ragioni di connessione. Allo stato le domande proposte da controparte appaiono infondate.

Le cause sono state riunite avanti al Giudice presso il quale pendeva la causa attiva ed entrambi i giudizi sono stati rinviati all'udienza del 7 aprile 2015 previa riformulazione dei quesiti sottoposti al CTU. La causa è rinviata all'udienza del 6 ottobre 2015 per la definitiva nomina del CTU e conferimento dell'incarico al perito, risolte le preliminari questioni di natura processuale. L'udienza per la discussione della perizia è stata fissata al 20 gennaio 2016 in base alla richiesta del CTU di avvalersi di coadiutori e la causa è stata rinviata al 15 giugno 2016. In tale data è stata depositata la consulenza. Al 21 settembre 2016 ci sarà l'esame dell'elaborato peritale.

Contenzioso Kuadra

Nell'ambito del contenzioso attivato da Kuadra S.r.l. contro la partecipata Marco Polo S.r.l. in liquidazione per un presunto inadempimento conseguente alla partecipazione all'ATI per la gestione della commessa CONSIP, sono stati citati in giudizio dalla stessa Kuadra S.r.l. anche i Soci di Marco Polo (e quindi: ACEA, AMA e EUR) nonché Roma Capitale.

Tale citazione si basa sul presupposto della controparte che Marco Polo sarebbe sottoposta alla direzione e coordinamento di tutti i Soci diretti ed indiretti.

ACEA ritiene che, in considerazione anche della genericità delle argomentazioni addotte da Kuadra S.r.l. a fondamento della responsabilità dei Soci di Marco Polo S.r.l. in liquidazione, il rischio di soccombenza riferito a tale citazione sia da considerarsi remoto, mentre quello indiretto, in quanto Socio di Marco Polo, sia stato già compreso nell'ambito della valutazione della partecipata.

La causa è stata rinviata all'udienza del 19 gennaio 2016 per la decisione sui mezzi istruttori. Il Giudice si è riservato di decidere sul punto. A scioglimento della predetta riserva, il Giudice ha rigettato le istanze istruttorie richieste dagli attori, rinviando la causa al 4 ottobre 2016 per la precisazione delle conclusioni.

Contenzioso Giancarlo Cremonesi

L'ex Presidente di ACEA, Giancarlo Cremonesi, ha proposto ricorso avanti il Tribunale di Roma, sezione Lavoro, per chiedere la condanna della società al pagamento in suo favore delle remunerazioni non percepite a seguito della anticipata cessazione dell'incarico oltre il risarcimento dei danni non patrimoniali connessi.

All'udienza del 5 maggio 2016 il Giudice ha emesso la sentenza n. 4362 parzialmente sfavorevole, non riconoscendo il risarcimento dei danni. Nel corso del mese di Luglio 2016 si è proceduto all'adempimento della sentenza.

Contenzioso Andrea Peruzy e Maurizio Leo

Con analoghi ricorsi promossi avanti il Tribunale Sezione Lavoro, gli ex Consiglieri di ACEA S.p.A. Peruzy e Leo, hanno evocato in giudizio ACEA stessa per chiedere la condanna della Società al pagamento in loro favore delle remunerazioni non percepite - pari rispettivamente ad € 190 mila ed € 185 mila - a seguito della cessazione anticipata dall'incarico ricoperto, nonché al risarcimento dei danni patrimoniali e non, a vario titolo declinati, da liquidarsi anche in via equitativa.

ACEA si è costituita per eccepire in primo luogo la inapplicabilità del rito del lavoro e quindi la necessaria rimessione del Giudizio in sede ordinaria, nonché l'infondatezza della domanda.

Le cause sono state rinviate per la decisione sulle preliminari di rito all'udienza del 19 novembre 2015. All'udienza del 25 febbraio 2016, il Tribunale con ordinanza in pari data ha ritenuto l'incompetenza della sezione specializzata ed ha rimesso al Presidente del Tribunale per l'assegnazione ad altra sezione.

Per Maurizio LEO, la causa è stata riassunta innanzi alla Sezione Imprese del Tribunale di Roma e la prossima udienza è fissata al 25 ottobre 2016. Per Andrea PERUZY, la causa è stata anch'essa assegnata alla Sezione Imprese del Tribunale di Roma, la prossima udienza è fissata al 29 novembre 2016.

Giudizi Ex COS

Si segnala che i sei lavoratori, già assegnati alla commessa COS, che non hanno definito transattivamente la lite con ACEA e che, risultati vittoriosi in appello con il riconoscimento del rapporto di lavoro subordinato, hanno introdotto giudizi per l'ottenimento delle retribuzioni non godute, si sono visti respingere in toto le domande dal Tribunale, con sentenza 5538/15 del 3 giugno 2015, sul rilievo – principalmente – dell'essere rimasti nelle more dipendenti della società ALMAVIVA Contact (già COS) e come tali fruitori di reddito. Il valore delle domande assommava ad € 660 mila al netto degli accessori. Prevedibile il ricorso in appello. I sei lavoratori hanno fatto ricorso in appello sull'an e le sentenze, hanno visto ACEA soccombente. Nel 2015, ACEA ha proposto ricorso in Cassazione, tuttora pendenti. Per quanto riguarda i giudizi sul quantum per il pagamento delle somme dovute a titolo di retribuzione per il periodo 2008/2014, con la Sentenza n. 5538/15 del 3 giugno 2015 – il Tribunale di Roma Sez. Lav. R. G. n.32631/14 – ha rigettato i ricorsi. Pendono i termini per appello delle controparti. Pende anche in CAL un ricorso di una dipendente la cui udienza si terrà il 19 gennaio 2017.

Giudizio ARMOSIA

Si tratta di giudizio di opposizione promosso avverso il Decreto Ingiuntivo emesso dal Tribunale di Roma – RG. 58515/14 nei confronti di areti per l'importo di € 226.621,34, richiesto da Armosia MP a titolo di canoni di locazione per i mesi di aprile-maggio-giugno del 2014 per l'immobile in Roma – Via Marco Polo, 31. Il Decreto Ingiuntivo è stato dichiarato provvisoriamente esecutivo con ordinanza dell'8 luglio 2015.

All'udienza del 17 febbraio 2016 il Giudice ha riunito questo giudizio con altro pendente e rubricato al n. RG 30056/2014 avanti il Tribunale di Roma - instaurato da ACEA e da areti (cessionaria del contratto di locazione) al fine di sentir dichiarare l'intervenuta risoluzione del contratto di locazione.

In tale ultimo giudizio, Armosia MP ha, altresì, proposto domanda riconvenzionale per il risarcimento del danno subito in considerazione dello stato di degrado dell'immobile al momento del rilascio da parte di areti. L'esposizione è pari a circa € 9 milioni. A tale richiesta, all'udienza del 17 febbraio 2016 sia ACEA che areti, si sono opposte. Il Giudice ha disposto la CTU, rinviando al 14 marzo 2016 per il conferimento allo stesso. Il termine per la consegna della perizia scadrà il 10 novembre 2016 e l'udienza per l'esame dell'elaborato peritale è stata rinviata al 30 novembre 2016. Allo stato non è attuale una prognosi sulle due domande contrapposte: quella di ACEA, inerente la risoluzione del contratto, e quella di Armosia MP di accertamento e condanna dei canoni sino a scadenza del contratto, oltre i danni.

Allegati

• A. Società incluse nell'area di consolidamento
• B. Prospetto di riconciliazione dei conti del patrimonio netto e dell'utile civilistico consolidato
• C. Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci, Key Managers
• D. Informativa di settore: schemi di stato patrimoniale e conto economico

Denominazione	Sede	Capitale Sociale (in Euro)	Quota di partecipazione	Ouota consolidato di Gruppo	Metodo di Consolidamento
Area Ambiente
ARIA S.r.l.	Via G. Bruno 7- Terni	2.224.992	100,00%	100,00%	Integrale
Aguaser S.r.l.	P.le Ostiense, 2 - Roma	3.900.000	93,06%	100,00%	Integrale
Innovazione Sostenibilità Ambientale S.r.l.	Via Ravano K.m. 2,400 - Pontecorvo (FR)	91.800	51,00%	100,00%	Integrale
Kyklos S.r.l.	Via Ferriere - Nettuno n. km 15 - Latina	500.000	100,00%	100,00%	Integrale
S.A.O. S.r.l.	Loc. Pian del Vantaggio 35/B - Orvieto (TR)	7.524.400	100,00%	100,00%	Integrale
Solemme S.p.A.	Località Carboli - Monterotondo Marittimo (GR)	761,400	100,00%	100,00%	Integrale
Area Energia
Acea Energia S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	10,000,000	100,00%	100,00%	Integrale
Acea Produzione S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	5,000,000	100.00%	100.00%	Integrale
Acea8cento S.r.l.	P.le Ostiense, 2 - Roma	10,000	100,00%	100,00%	Integrale
Cesap Vendita Gas S.r.l.	Via del Teatro, 9 - Bastia Umbra (PG)	10,000	100,00%	100,00%	Integrale
Ecogena S.p.A.	P.le Ostiense, 2 Roma	6.000.000	100,00%	100,00%	Integrale
Elga Sud S.r.l.	P.le Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,00%	100,00%	Integrale
Parco della Mistica S.r.l.	P.le Ostiense, 2 Roma	10.000	100,00%	100,00%	Integrale
Umbria Energy S.p.A.	Via B. Capponi, 100 - Terni	1.000.000	50,00%	100,00%	Integrale
Acea Energy Management S.r.l.	P.le Ostiense, 2 Roma	50.000	100,00%	100,00%	Integrale
Area Idrico
ACEA Ato2 S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	362.834.320	96,46%	100,00%	Integrale
ACEA Ato5 S.p.A.	Viale Roma snc - Frosinone	10.330.000	98,45%	100,00%	Integrale
Acea Dominicana S.A.	Avenida Las Americas - Esquina Mazoneria, Ensanche Ozama -Santo Domingo	644.937	100,00%	100,00%	Integrale
Acea Gori Servizi S.c.a.r.l.	Via ex Aeroporto s.n.c. località Area "Consorzio Sole" - Pomigliano d'Arco	1.000.000	69,82%	100,00%	Integrale
Acea Servizi Acqua S.r.l. (in liquidazione)	P.le Ostiense, 2 - Roma	10,000	70,00%	100,00%	Integrale
Acque Blu Arno Basso S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	8.000.000	76,67%	100,00%	Integrale
Acque Blu Fiorentine S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	15.153.400	75,01%	100,00%	Integrale
Aguaazul Bogotà S.A.	Calle 82 n. 19º-34 - Bogotà- Colombia	1,482,921	51,00%	100,00%	Integrale
Crea Gestioni S.r.l.	P.le Ostiense, 2 - Roma	100.000	100,00%	100,00%	Integrale
CREA S.p.A. (in liquidazione)	P.le Ostiense, 2 - Roma	2.678.958	100,00%	100,00%	Integrale
Gesesa S.p.A.	Z.I. Pezzapiana lotto 11/12 - Benevento	534.991	57,93%	100,00%	Integrale
Lunigiana S.p.A. (in liguidazione)	Via Nazionale 173/175 - Massa Carrara	750.000	95,79%	100,00%	Integrale
Ombrone S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	6.500.000	99,51%	100,00%	Integrale
Sarnese Vesuviano S.r.l.	P.le Ostiense, 2 - Roma	100.000	99,16%	100,00%	Integrale
ACEA Elabori S.p.A.	Via Vitorchiano - Roma	2.444.000	100,00%	100,00%	Integrale
Area Reti
a reti S.p.A.	P.le Ostiense, 2 - Roma	345,000,000	100,00%	100.00%	Integrale
Appa Illuminazione Pubblica C.n.A.	B. la Octiones, 3 Bomb	1130,000	100.000/	100,000/	Integrale

A. Società incluse nell'area di consolidamento

Società valutate con il metodo del Patrimonio netto a partire dal 1° gennaio 2014 in ossequio all'IFRS11

Denominazione	Sede	Capitale Sociale (in Euro)	Quota di partecipazione	Quota consolidato di Gruppo	Metodo di Consolidamento
Area Ambiente
Ecomed S.r.I.	P.le Ostiense, 2 - Roma	10.000	50,00%	50,00%	Patrimonio Netto
Area Idrico
Acque S.p.A.	Via Garigliano.1- Empoli	9.953.116	45,00%	45,00%	Patrimonio Netto
Acque Industriali S.r.l.	Via Bellatalla,1 - Ospedaletto (Pisa)	100,000	100,00%	45,00%	Patrimonio Netto
Acque Servizi S.r.l.	Via Bellatalla,1 - Ospedaletto (Pisa)	400,000	100,00%	45,00%	Patrimonio Netto
Acquedotto del Fiora S.p.A.	Via Mameli, 10 Grosseto	1.730.520	40,00%	40,00%	Patrimonio Netto
Consorcio Agua Azul S.A.	Calle Amador Merino Reina 307 - Lima - Perù	17.379.190	25,50%	25,50%	Patrimonio Netto
GORI S.p.A.	Via Trentola, 211 - Ercolano (NA)	44.999.971	37,05%	37,05%	Patrimonio Netto
Ingegnerie Toscane S.r.l.	Via di Villamagna 90/c - Firenze	100,000	42,52%	42,52%	Patrimonio Netto
Intesa Aretina S.c.a.r.l.	Via B.Crespi, 57 - Milano	18.112.000	35,00%	35,00%	Patrimonio Netto
Nuove Acque S.p.A.	Loc.Cuculo - Arezzo	34,450,389	46,16%	16,16%	Patrimonio Netto
Publiacqua S.p.A.	Via Villamagna - Firenze	150.280.057	40.00%	40.00%	Patrimonio Netto
Umbra Acque S.p.A.	Via G. Benucci, 162 - Ponte San Giovanni (PG)	15.549.889	40,00%	40.00%	Patrimonio Netto

Sono inoltre consolidate con il metodo del patrimonio netto:

Denominazione	Sede	Capitale Sociale (in Euro)	Ouota di partecipazione
Area Ambiente
Amea S.p.A.	Via San Francesco d'Assisi 15C - Paliano (FR)	1.689.000	33,00%
Arkesia S.p.A. (in liquidazione)	Via Garibaldi, 7/E - Paliano (FR)	170.827	33,00%
Coema	P.le Ostiense, 2 - Roma	10,000	33,50%
Area Idrico
Azga Nord S.p.A. (in liquidazione)	Piazza Repubblica Palazzo Comunale - Pontremoli (MS)	217,500	49,00%
Geal S.p.A.	Viale Luporini, 1348 - Lucca	1,450,000	28,80%
Sogea S.p.A.	Via Mercatanti, 8 - Rieti	260,000	49,00%
Aguas de San Pedro S.A.	Las Palmas, 3 - San Pedro (Honduras)	6.162.657	31,00%
Umbriadue Servizi Idrici S.c.a.r.l.	Strada Sabbione zona ind. A72 - Terni	100.000	34,00%
Le Soluzioni	Via Garigliano,1 - Empoli	250,678	30,50%
Area Reti
Citerum Acea Napoli Pubblica Illuminazione	Via Monteverdi Claudio, 11 - Milano	90,000	32,18%
Sienergia S.p.A. (in liquidazione)	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	132,000	42,08%
Sinergetica S.r.l.	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	10,000	21,46%
Sinergetica Gubbio S.r.l.	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	15,000	35,77%
Sienergy Project S.r.l.	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	40,000	23,85%
Sienergas Distribuzione S.r.l.	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	20,000	42,08%
Umbria Distribuzione Gas S.p.A.	Via Bruno Capponi 100 - Terni	2,120,000	15,00%
Altro
Marco Polo S.r.l. (in liquidazione)	Via delle Cave Ardeatine, 40 - Roma	10.000	33,00%

B. Prospetto di riconciliazione dei conti del patrimonio netto e dell'utile civilistico – consolidato

€ migliaia		Utile d'esercizio	Patrimonio netto
	30/06/16	30/06/15	30/06/ 16	31/12/15
Saldi bilancio civilistico (ACEA)	135.186	122.320	1.485.961	1.457.291
Eccedenza patrimonio netto e risultato d'esercizio ai valori correnti rispetto ai valori contabili di bilancio	143.282	98.632	92.540	127.659
Maggiori Ammortamenti di Consolidato	(1.662)	(1.680)	4.341	6.002
Eliminazione effetti BC under common control	0	(265)	0	(398)
Eliminazione incidenza degli effetti fiscali anche pregressi	(3.937)	(3.355)	31.693	10.314
Valutate al patrimonio netto	12.781	9.925	98.548	85.767
Eliminazione dividendi	(150.902)	(138.887)	0	0
Eliminazione ACEA Ato2, areti, ARIA	12.370	12.370	(157.093)	(169.463)
Eliminazione poste straordinarie	2.420	269	2.420	6.751
Saldi bilancio consolidato	149.539	99.329	1.558.411	1.523.924

C. Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci, Key Managers

			Compensi spettanti
€ migliaia	Emolumenti per la carica	Benefici non monetari	Bonus e altri incentivi	Altri compensi	Totale
Consiglio di Amministrazione	115	34	105	200	454
Collegio Sindacale	215	0	0	0	215

Consiglio di Amministrazione e Collegio Sindacale

Key Managers

I compensi spettanti per il primo semestre 2016 ai dirigenti con responsabilità strategiche sono complessivamente pari a:

• stipendi e premi € 985 mila,
• benefici non monetari € 131 mila.

I compensi riconosciuti ai dirigenti con responsabilità strategiche sono fissati dal Comitato per le remunerazioni in funzione dei livelli retributivi medi di mercato.

D. Informativa di settore: schemi di stato patrimoniale e conto economico

Per una migliore comprensione della separazione operata, in tale paragrafo si precisa che:

• generazione e vendita riferiscono all'Area Industriale Energia responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle Società Acea Energia, Umbria Energy, Elga Sud, Acea Produzione, Ecogena, Parco della Mistica e Cesap Vendita Gas,
• distribuzione e illuminazione pubblica (Roma e Napoli) all'Area Industriale Reti responsabile, sotto il profilo organizzativo, di areti ed Acea Illuminazione Pubblica,
• servizi di analisi e ricerca si riferisce alla Funzione Ingegneria e Servizi responsabile, sotto il profilo organizzativo di Acea Elabori,
• gestioni idriche Estero si riferisce all'Area Industriale Idrico responsabile, sotto il profilo organizzativo, anche delle Società idriche operanti all'estero,
• gestioni idriche Italia si riferisce all'Area industriale Idrico, responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società idriche operanti nel Lazio, Campania, Toscana e Umbria e di AceaGori Servizi,
• ambiente si riferisce all'omonima Area Industriale responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società del Gruppo ARIA, del Gruppo Aquaser e di Solemme.

Stato Patrimoniale 2015

	Ambiente	Generazio ne	Vendita	Gestioni idriche Italia	Estero		Ingegneria Distribuzio ne	Illuminazi one pubblica	Corporate	Totale di gruppo	Rettifiche di consolidat o	Totale di consolidat o
Investimenti	25.895	15.247	15.335	202.474	424	1.548	154.331	1.841	11.769	428.864		428.864
Immobilizzazioni Materiali	245.366	191.184	6.710	20.737	1.998	2.994	1.466.147	926	157.314	2.093.376	(3.355)	2.090.021
Immobilizzazioni Immateriali	33.887	6.561	129.876	1.932.604	560	159	56.934	3.618	13.509	2.177.709	(397.328)	1.780.381
Immobilizzazioni Finanziarie valutate a PN												247.490
Immobilizzazioni Finanziarie												2.750
Altre attività commerciali non correnti												314.341
Altre attività finanziarie non correnti												31.464
Rimanenze	3.708	1.632		7.034	35		7.136	7.078	0	26.623		26.623
Crediti commerciali verso terzi	59.755	28.377	559.808	410.288	1.621	33.691	108.137	9.177	23.111	1.233.966	(228.853)	1.005.113
Crediti commerciali v/controllante	156	4.899	36.227	46.839		114	4.068	62.689	624	155.617	(91.939)	63.679
Crediti v/controllate e collegate	312		4.476	9.562					90.102	104.451	(74.569)	29.882
Altre attività commerciali correnti												205.852
Altre attività finanziarie correnti												94.228
Disponibilità Liquide												814.653
Attività non correnti destinate alla vendita		497								497		497
Totale Attività												6.706.972

Stato Patrimoniale 2015

	Ambiente	Generazio ne	Vendita	Gestioni idriche Italia	Estero	Ingegneri a	Distribuzio ne	Illuminazi one pubblica	Corporate	Totale di gruppo	Rettifiche di consolidat o	Totale di consolidat o
Passività di settore
Debiti Commerciali verso terzi	51.865	15.932	453.950	402.551	476	3.324	303.640	12.170	63.753	1.307.662	(215.398)	1.092.264
Debiti Commerciali v/controllante	2.147	2.029	20.742	152.000		827	22.349	663	20.521	221.278	(74.018)	147.259
Debiti Commerciali v/Controllate e Collegate	301		4.540	619	224			64.995	25.044	95.723	(89.989)	5.734
Altre passività commerciali correnti												348.397
Altre passività finanziarie correnti												259.087
TFR ed altri piani a benefici definiti	3.531	2.449	4.160	28.369	233	3.090	34.143	2.820	29.847	108.642	(12)	108.630
Altri Fondi	26.999	8.906	21.121	69.897		590	6.995	344	31.592	166.444	23.412	189.856
Fondo Imposte Differite												87.059
Altre passività commerciali non correnti												184.100
Altre passività finanziarie non correnti												2.688.435
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita		99								99		99
Patrimonio Netto												1.596.053
Totale Passività e Netto												6.706.972

Conto Economico al 30 giugno 2015

	Generazio ne	Distribuzi one	Vendita	Illuminazi one Pubblica	Gestioni Idriche Italia	Estero	Ingegneri a	Ambiente	Fotovoltai co	Corporate	Totale di Gruppo	Rettifiche di consolida to	Totale di Consolida to
Ricavi	31.693	229.448	971.698	32.687	298.413	8.276	13.295	63.853	2.853	54.624	1.706.841	(265.698)	1.441.143
Costo del lavoro	2.846	24.285	11.431	3.776	41.762	1.761	6.922	5.851	-	27.345	125.979	(8.925)	117.054
Costi	10.501	86.391	922.463	26.605	129.747	2.736	3.538	30.853	639	27.017	1.240.490	(256.769)	983.722
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria			(216)	-	12.577	560	-	(21)	-	-	12.901	-	12.901
Margine operativo	18.346	118.772	37.588	2.305	139.482	4.339	2.835	27.128	2.214	262	353.273	(4)	353.269
Ammortamenti	10.686	43.203	31.095	196	40.839	78	316	14.011	-	10.173	150.597	-	150.597
Risultato operativo	7.660	75.569	6.493	2.109	98.643	4.261	2.519	13.117	2.214	(9.910)	202.676	(4)	202.672
(Oneri)/Proventi Finanziari													(45.243)
(Oneri)/Proventi da partecipazioni		(846)	(40)		57	401		42		(218)	(604)		(604)
Risultato ante imposte													156.825
Imposte													53.201
Risultato netto													103.624

Stato Patrimoniale semestrale 2016

	Ambiente	Generazione	Vendita	Generazioni idriche Italia	Estero	Ingegneria		Distribuzione Illuminazione pubblica	Corporate	Totale Gruppo	Rettifiche di consolidato	Totale di consolidato
Investimenti	7.993	16.055	11.343	99.630	223	712	79.419	663	4.716	220.752	-	220.752
Immobilizzazioni Materiali	240.537	198.262	6.179	21.000	2.111	3.092	1.493.124	895	154.529	2.119.729	(4.448)	2.115.281
Immobilizzazioni Immateriali	29.163	12.931	134.856	1.993.699	713	346	70.292	4.230	13.976	2.260.206	(397.846)	1.862.360
Immobilizzazioni Finanziarie valutate a PN											-	252.600
Immobilizzazioni Finanziarie											-	2.586
Altre attività commerciali non correnti											-	310.390
Altre attività finanziarie non correnti											-	32.271
Rimanenze	4.518	1.890	-	7.088	22	-	11.051	7.066	-	31.636	-	31.636
Crediti commerciali verso terzi	58.562	25.616	452.619	468.896	1.114	22.378	150.660	10.066	2.323	1.192.233	(121.137)	1.071.097
Crediti commerciali v/controllante	207	3.585	30.985	26.034	-	68	3.236	4.153	654	68.921	(21.405)	47.516
Crediti v/controllate e collegate	414	-	2.825	9.053	-	-	-	-	63.088	75.379	(46.822)	28.557
Altre attività commerciali correnti												208.258
Altre attività finanziarie correnti												97.115
Disponibilità Liquide												582.855
Attività non correnti destinate alla vendita	-	497	-	-	-	-	-	-	-	497	-	497
Totale Attività												6.643.018

Stato Patrimoniale semestrale 2016

	Ambiente	Generazion e	Vendita	Generazioni idriche Italia	Estero	Ingegneria	Distribuzion e	Illuminazio ne pubblica	Corporate	Totale Gruppo	Rettifiche di consolidato	Totale di consolidato
Passività di settore
Debiti Commerciali verso terzi	47.570	26.886	382.229	308.705	600	3.833	291.805	10.363	76.316	1.148.306	(113.971)	1.034.335
Debiti Commerciali v/controllante	2.035	1.616	23.283	139.438	-	1.254	14.283	653	5	182.568	(46.417)	136.151
Debiti Commerciali v/Controllate e Collegate	(0)	-	3.024	1.180	368	-	177	14.887	6.708	26.344	(18.613)	7.731
Altre passività commerciali correnti												403.190
Altre passività finanziarie correnti												171.547
TFR ed altri piani a benefici definiti	4.209	2.670	4.832	31.429	255	3.394	37.568	3.122	30.439	117.918	-	117.918
Altri Fondi	26.799	11.194	24.804	76.756	15	1.590	7.580	336	27.831	176.907	23.439	200.346
Fondo Imposte Differite												82.397
Altre passività commerciali non correnti												188.263
Altre passività finanziarie non correnti												2.669.673
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita	-	99	-	-	-	-	-	-	-	-		99
Patrimonio Netto												1.631.367
Totale Passività e Netto												6.643.018

Conto Economico al 30 giugno 2016

		Ambiente Generazione	Vendita	Generazioni idriche Italia	Estero			Ingegneria Distribuzione Illuminazione pubblica	Corporate Totale di	gruppo	Rettifiche di consolidato	Totale di gruppo
Ricavi	67.046	29.848	837.514	316.578	2.387	16.634	284.337	31.950		69.531 1.655.826	(269.123)	1.386.703
Costo del lavoro	6.225	2.486	11.089	38.613	1.013	5.894	21.045	4.005	25.843	116.214	(7.090)	109.124
Costi	31.625	9.890	774.169	133.334	1.087	6.038	83.729	26.810		44.118 1.110.801	(262.057)	848.743
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	(16)	-	-	14.361	560	-	-	-	-	14.906	-	14.906
Margine operativo	29.181	17.472	52.256	158.991	847	4.702	179.564	1.134	(430)	443.717	24	443.742
Ammortamenti	13.333	11.504	35.794	51.221	128	1.560	42.651	82	13.407	169.679	-	169.679
Risultato operativo	15.847	5.968	16.462	107.770	719	3.142	136.913	1.052	(13.837)	274.038	24	274.062
(Oneri)/Proventi Finanziari												(42.295)
(Oneri)/Proventi da Partecipazioni		(47)		269	348	-	-	-		571	-	571
Risultato ante imposte												232.338
Imposte												78.086
Risultato Netto												154.252