Acea — Interim / Quarterly Report 2025

Aug 11, 2025

GRUPPO ACEA Relazione Finanziaria Semestrale 2025

Organi sociali3
Financial Highlights4
Modello Organizzativo di ACEA5
Sintesi della gestione e andamento economico e finanziario del Gruppo6
Sintesi dei Risultati7
Sintesi dei risultati: andamento dei risultati economici 8
Sintesi dei risultati: andamento dei risultati patrimoniali e finanziari11
Indebitamento finanziario netto16
Contesto di riferimento17
Aree Industriali44
Andamento delle Aree di attività44
Fatti di Rilievo intervenuti nel corso del periodo e successivamente54
Principali rischi e incertezze56
Evoluzione prevedibile della gestione 64

Organi sociali

CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

Barbara Marinali	Presidente
Fabrizio Palermo	Amministratore Delegato
Antonella Rosa Bianchessi	Consigliere
Alessandro Caltagirone	Consigliere
Massimiliano Capece Minutolo Del Sasso	Consigliere
Antonino Cusimano	Consigliere
Elisabetta Maggini	Consigliere
Luisa Melara	Consigliere
Angelo Piazza	Consigliere
Alessandro Picardi	Consigliere
Ferruccio Resta1	Consigliere
Vincenza Patrizia Rutigliano	Consigliere
Nathalie Tocci	Consigliere

COLLEGIO SINDACALE²

Giampiero Tasco Presidente Ines Gandini Sindaco Effettivo Carlo Ravazzin Sindaco Effettivo

DIRIGENTE PREPOSTO

Pier Francesco Ragni

Roberto Munno Sindaco Supplente Vito Di Battista Sindaco Supplente

¹ Nominato dall'assemblea dei soci in data 28 aprile 2025, in sostituzione del consigliere dimissionario Yves Rannou.

² Nominati dall'assemblea dei soci in data 28 aprile 2025.

	MARGINE OPERATIVO LORDO (EBITDA)		INVESTIMENTI
Acqua	61,1%	Acqua	57,5%
Reti & Illuminazione Pubblica	30,8%	Reti & Illuminazione Publ	26,9%
Commerciale	1,3%	Commerciale	10,1%
Ambiente	5,1%	Ambiente	2,6%
Altro	1,7%	Altro	2,9%

Modello Organizzativo di ACEA

Il gra co evidenzia esclusivamente le partecipazioni superiori al , cosi come risultanti da fonte CONSO

Acqua

Il Gruppo Acea è il primo operatore italiano nel settore idrico con 10 milioni di abitanti serviti, gestisce il servizio idrico integrato a Roma e Frosinone e nelle rispettive province ed è presente in altre aree del Lazio, in Toscana, Umbria, Campania, Molise, Liguria e Sicilia. Il Gruppo è inoltre presente in Abruzzo, Molise e Campania essendo entrato nel mercato della distribuzione del gas metano nel Comune di Pescara, nella provincia dell'Aquila, nelle province di Campobasso e Isernia e nella provincia di Salerno; si fa presente infine che l'area comprende, il gruppo ASM Terni che opera, oltre che nel settore idrico, anche nel settore della raccolta e smaltimento dei rifiuti e nella distribuzione elettrica. Il Gruppo è presente su tutta la catena del valore, dalla captazione e la distribuzione delle acque, fino alla depurazione ed al riuso delle stesse.

Inoltre, l'area comprende le società che gestiscono le attività idriche in America Latina e ha come obiettivo quello di cogliere opportunità di sviluppo verso altri business riconducibili a quelli già presidiati in Italia. È presente in particolare in Honduras e Perù servendo una popolazione di circa 10 milioni di abitanti. Le attività sono svolte in partnership con soci locali e internazionali, anche attraverso la formazione del personale e il trasferimento del know-how all'imprenditoria locale.

Reti e illuminazione pubblica

Il Gruppo Acea è tra i principali operatori nazionali con circa 10 TWh elettrici distribuiti e 1,6 milioni di POD nell'area di Roma (dato 2024); sempre nella Capitale il Gruppo gestisce l'illuminazione pubblica e artistica con oltre 250 mila punti luce. Il Gruppo ACEA è impegnato in progetti di efficienza energetica e nello sviluppo di nuove tecnologie, come la smartizzazione della rete per la gestione dinamica, il controllo sui POD con smart meter 2G e demand response massivo tramite l'intelligenza artificiale e IoT platform, nonché lo sviluppo di progetti per l'Illuminazione Pubblica smart.

Ambiente

Il Gruppo Acea è uno dei principali player nazionali con circa circa 2,2 milioni di tonnellate di rifiuti (dato 2024), inclusi quelli intermediati, trattati all'anno. Il Gruppo opera lungo tutta la filiera di trattamento dei rifiuti, con presenza soprattutto sui segmenti con maggiore marginalità. Tra i diversi impianti di trattamento e smaltimento, gestiti e dislocati in otto regioni, ci sono il principale termovalorizzatore e il più grande impianto di

Acea è uno dei principali gruppi industriali italiani ed è quotata in Borsa dal 1999. Il Gruppo ha adottato un assetto organizzativo e un modello operativo che supporta le sue linee strategiche basate sulla crescita nel mercato idrico attraverso sviluppi infrastrutturali, espansione geografica, partnership strategiche, potenziamento tecnologico e tutela della risorsa idrica; sulla resilienza della rete elettrica e sulla qualità del servizio della città di Roma; sullo sviluppo di nuova capacità rinnovabile per far fronte alla transizione energetica; sulla spinta verso l'economia circolare con espansione geografica anche in sinergia con altri business. I macrosettori in cui opera ACEA sono articolati nelle aree industriali di seguito elencate:

digestione anaerobica e compostaggio della Regione Lazio ed il più grande impianto di Trattamento Meccanico-Biologico della Regione Abruzzo. Il Gruppo dedica particolare attenzione allo sviluppo di investimenti del business nel waste to energy e nel waste to recycling, considerato ad alto potenziale, nonché nel recupero dei rifiuti e nel riciclo nelle filiere della plastica, carta, metalli e nella produzione di compost di alta qualità, in coerenza con l'obiettivo strategico di consolidare il presidio sul ciclo completo massimizzando la circolarità e puntando sul riutilizzo delle risorse.

Energy Management

Il Gruppo Acea opera nelle seguenti linee di business: Energy Efficiency, e-Mobility, Economia Circolare ed Energy Management. Tali linee di business rappresentano le attività escluse dal perimetro di cessione di Acea Energia in Eni Plenitude, prospettata operazione che permetterà al Gruppo di rafforzare il proprio posizionamento come primario operatore infrastrutturale.

Produzione

Il Gruppo Acea è tra i principali operatori nazionali nell'ambito della generazione da fonti rinnovabili (idroelettrico e fotovoltaico) ed è impegnato in progetti di efficienza energetica ed energy solution nel segmento business, particolarmente focalizzati nella ricerca di approcci innovativi nella gestione degli asset produttivi e all'implementazione di nuova capacità produttiva che sostenga i consumi interni e riduca l'impronta carbonica del Gruppo, diminuendo le emissioni di CO2 per raggiungere gli obiettivi SBTi. In tal senso il Gruppo ha l'obiettivo di cogliere opportunità per lo sviluppo di pipeline solare, anche attraverso partnership con operatori finanziari.

Engineering & Infrastructure Projects

Il Gruppo Acea rappresenta un polo specializzato che 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. Sviluppa progetti di ricerca applicata, finalizzati all'innovazione tecnologica nei settori idrico, ambientale ed energetico. Particolare rilevanza è dedicata ai servizi di laboratorio e alle consulenze ingegneristiche. Il Gruppo Acea è inoltre impegnato nella progettazione e realizzazione di impianti per l'ambiente e per il trattamento delle acque e dei rifiut

Sintesi della gestione e andamento economico e nanziario 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. Tali orientamenti sono stati recepiti nel nostro sistema con Comunicazione n. 0092543 del 3 dicembre 2015 della CONSO . Inoltre, il 4 marzo 2021 l'ESMA ha pubblicato gli orientamenti sui requisiti di informativa derivanti dal nuovo Regolamento Prospetto (Regulation EU 2017/1129 e Regolamenti Delegati EU 2019/980 e 2019/979), che aggiornano le precedenti Raccomandazioni CESR (ESMA/2013/319, nella versione rivisitata del 20 marzo 2013). A partire dal 5 maggio 2021, su richiamo di attenzione CONSOB n. 5/21, i sopracitati Orientamenti dell'ESMA sostituiscono anche la raccomandazione del CESR in materia di indebitamento, pertanto, in base alle nuove previsioni, gli emittenti quotati devono presentare, nelle note illustrative dei bilanci annuali e delle semestrali, pubblicate a partire dal 5 maggio 2021, un nuovo prospetto in materia di indebitamento da redigere secondo le indicazioni contenute nei paragrafi 175 ss. dei suddetti Orientamenti ESMA.

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:

• il margine operativo lordo (o E ITDA) 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 modi cato 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" in quanto principali non cash items;
• l'indebitamento nanziario netto viene rappresentato e determinato conformemente a quanto indicato dagli orientamenti ESMA sopra citati e in particolare dal paragrafo 127 delle raccomandazioni contenute nel documento n. 19 del 201 , implementative del Regolamento (CE) 809/2004. Tale indicatore è determinato come somma dei debiti nanziari a breve ("Finanziamenti a breve termine", "Parte corrente dei nanziamenti a lungo termine" e "Passività nanziarie correnti") e lungo termine ("Finanziamenti a lungo termine") e dei relativi strumenti derivati ("Passività nanziarie non correnti"), al netto delle "Disponibilità liquide e mezzi equivalenti" e delle "Attività nanziarie correnti";
• la posizione nanziaria netta rappresenta un indicatore della struttura nanziaria del Gruppo ACEA determinato in continuità con i precedenti esercizi per fornire un'ulteriore informativa nanziaria. Tale indicatore si ottiene dalla somma dei Debiti e Passività nanziarie non correnti al netto delle Attività nanziarie non correnti (crediti nanziari e titoli diversi da partecipazioni), dei Debiti Finanziari correnti e delle Altre passività nanziarie correnti al netto delle Attività nanziarie correnti e delle Disponibilità liquide e mezzi equivalenti;
• il capitale investito netto è de nito 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 nanziaria netta;
• il capitale circolante netto è dato dalla somma dei Crediti correnti, delle Rimanenze, del saldo netto di altre attività e passività correnti e dei Debiti correnti escludendo le voci considerate nella determinazione della posizione nanziaria netta.

Sintesi dei Risultati

In base a quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 5 "Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", i dati comparativi del conto economico consolidato al 0 giugno 2024 sono stati riesposti al fine di riflettere la classificazione di Acea Energia come "attività operativa cessata" ("discontinued operation"), operata nel semestre chiuso al 0 giugno 2025.

Dati economici (€ milioni)	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi Netti Consolidati	1.461,7	1.403,9	57,8	4,1%
Costi Operativi Consolidati	753,1	751,3	1,7	0,2%
Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0,0	0,0	0,0	n.s.
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	22,7	2,5	20,2	n.s.
Margine Operativo Lordo	731,4	655,2	76,2	11,6%
Risultato Operativo	377,6	297,7	79,9	26,8%
Risultato netto delle attività in continuità	216,8	167,7	49,1	29,3%
Risultato netto Attività Discontinue	33,0	24,9	8,1	32,3%
Risultato netto	249,8	192,7	57,2	29,7%

Dati patrimoniali (€ milioni)	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Capitale Investito Netto	8.310,3	7.829,2	481,1	6,1%	7.947,6	362,7	4,6%
Indebitamento Finanziario Netto	(5.400,9)	(4.953,6)	(447,3)	9,0%	(5.129,6)	(271,2)	5,3%
Patrimonio Netto Consolidato	(2.909,4)	(2.875,6)	(33,8)	1,2%	(2.817,9)	(91,5)	3,2%

€ milioni	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Posizione Finanziaria Netta	(5.355,6)	(4.917,8)	(437,8)	8,9%	(5.115,2)	(240,5)	4,7%

E ITDA (€ milioni) *	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Acqua	428,6	370,7	58,0	15,6%
Acqua (Estero)	17,8	17,6	0,2	1,3%
Reti e Illuminazione Pubblica	225,0	221,8	3,2	1,4%
Ambiente	37,1	35,2	1,9	5,4%
Energy Management	9,6	6,1	3,5	57,0%
Produzione	32,4	16,7	15,7	93,8%
Engineering & Infrastructure Projects	4,0	3,4	0,6	17,9%
Corporate	(24,0)	(14,2)	(9,8)	69,0%
Totale EBITDA	731,4	655,2	76,2	11,6%

* I risultati delle aree nella tabella sono esposti al lordo delle elisioni intercompany

Investimenti (€ milioni)	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Acqua	381,2	343,2	37,9	11,1%
Acqua (Estero)	3,1	3,4	(0,2)	(7,3%)
Reti e Illuminazione Pubblica	179,5	149,8	29,7	19,9%
Ambiente	17,3	21,6	(4,3)	(20,0%)
Energy Management	67,6	32,3	35,3	109,4%
Produzione	11,6	11,0	0,5	5,0%
Engineering & Infrastructure Projects	0,9	1,3	(0,4)	(31,1%)
Corporate	6,9	5,0	1,9	39,1%
Totale Investimenti	668,0	567,5	100,5	17,7%

Sintesi dei risultati: andamento dei risultati economici

Dati economici (€ milioni)	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni	1.375,2	1.349,4	25,8	1,9%
Altri ricavi e proventi	86,5	54,5	32,0	58,7%
Costi Esterni	592,9	604,3	(11,4)	(1,9%)
Costo del lavoro	160,2	147,0	13,2	9,0%
Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0,0	0,0	0,0	n.s.
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	22,7	2,5	20,2	n.s.
Margine Operativo Lordo	731,4	655,2	76,2	11,6%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	353,8	357,5	(3,7)	(1,0%)
Risultato Operativo	377,6	297,7	79,9	26,8%
Gestione finanziaria	(63,3)	(57,0)	(6,2)	10,9%
Gestione partecipazioni	0,3	0,7	(0,5)	(64,4%)
Risultato ante Imposte	314,5	241,3	73,2	30,3%
Imposte sul reddito	97,7	73,6	24,1	32,7%
Risultato netto delle attività in continuità	216,8	167,7	49,1	29,3%
Risultato netto Attività Discontinue	33,0	24,9	8,1	32,3%
Risultato netto	249,8	192,7	57,2	29,7%
Utile/(Perdite) di competenza di terzi	23,2	21,0	2,2	10,7%
Risultato netto di Competenza del Gruppo	226,6	171,7	54,9	32,0%

Si fa presente che sui risultati economici incide la variazione di perimetro in relazione al deconsolidamento e riconsolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di Acquedotto del Fiora, a far data ottobre 2024 e il consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di Rivieracqua a fine 2024. Gli impatti significativi sono esposti nelle voci di seguito commentate. Inoltre, il 30 giugno 2024 è stato riesposto in line con quanto previsto dall'IFRS5 in relazione alle discontinued operation.

Al 30 giugno 2025 i ricavi da vendita e prestazioni ammontano ad € 1.375,2 milioni in aumento di € 25,8 milioni (+ 1,9%) rispetto a quelli del medesimo periodo del precedente esercizio. La variazione in aumento deriva dai seguenti effetti contrapposti:

• maggiori ricavi da servizio idrico integrato (+ € 4,5 milioni) in prevalenza imputabili ad Acea Ato 2 (+ € 46,0 milioni), Gori (+ € 12,1 milioni), Acea Ato 5 ( + € 2,9 milioni) e S.I.I. (+ € 1,9 milioni), dovuti oltre che alla fisiologica crescita organica, trainata principalmente dagli investimenti effettuati e dalla stima dei conguagli per partite passanti (energia elettrica, acqua all'ingrosso, ecc.), anche all'aggiornamento tariffario 2024-2029 a seguito dell'introduzione del Metodo Tariffario Idrico per il IV ciclo regolatorio (MTI-4). La variazione risulta in parte compensata dagli effetti del deconsolidamento di Acquedotto del Fiora (- € 58,8 milioni) contabilizzata secondo equity method a partire da ottobre 2024;
• maggiori ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica (+ € 6,7 milioni) dovuti in parte ai maggiori quantitativi di biomasse conferiti agli impianti di Acea Ambiente, e in parte dal fermo dell'impianto di Terni avvenuto nei primi cinque mesi del 2024;
• maggiori ricavi da prestazioni a clienti (+ € 15,3 milioni), derivanti dalla variazione registrata sui lavori in corso su ordinazione relativi a progetti di energy efficiency (+ € 5,0 milioni), dai maggiori ricavi realizzati in relazione al contratto di illuminazione pubblica di Roma (+ € 2,0 milioni) a seguito delle attività svolte nel corso del primo semestre 2025 e dalla variazione positiva delle rimanenze legate a commesse pluriennali di SIMAM (+ € 6,0 milioni);
• minori ricavi da vendita energia elettrica e gas (- € ,1 milioni), con riferimento alle attività di Energy Management non oggetto di cessione nell'ambito della prospettata operazione di vendita della partecipazione in Acea Energia.

Gli altri ricavi evidenziano un aumento di € 32,0 milioni (+ 58,7%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. La variazione deriva in gran parte dall'iscrizione del premio previsto sulla base del meccanismo incentivante della regolazione della Qualità Tecnica del servizio idrico integrato per le annualità 2022-2023 (Delibera 277/2025), per un importo pari ad € 22,4 milioni. La restante variazione è legata all'iscrizione del contributo REACT-EU per Gori (+ € 4,5 milioni), ai maggiori rilasci di contributi in c/capitale in relazione ai contributi ricevuti per il D.L. 50/2022 (c.d. "Decreto aiuti") e ai progetti rientranti nel PNRR con riferimento ad areti (+ € 6,0 milioni).

I costi esterni presentano una diminuzione complessiva di € 11,4 milioni (- 1,9%) rispetto al 30 giugno 2024. La variazione in riduzione risente in primo luogo degli effetti del sopra citato deconsolidamento e riconsolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di Acquedotto del Fiora (- € 15,2 milioni); al netto di tale effetto, la voce regista una variazione in aumento (+ € ,9 milioni) dovuta ai maggiori costi i) per materie (+ € 9,5 milioni) conseguenza di un incremento generalizzato delle attività e dei cantieri aperti; ii) per servizi e appalti (+ € 5,4 milioni); iii) per canoni di concessione (+ € 1,4 milioni) in prevalenza su Acea Ato2 e Acea Ato5. Compensa tale

effetto una generale riduzione dei costi per acquisto energia elettrica e gas dovuta a minori quantitativi e ad efficienze operative conseguite, (- € 14,3 milioni).

Il costo del lavoro presenta una variazione in aumento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio per € 13,2 milioni (+ 9,0%); la voce al netto degli effetti conseguenti il deconsolidamento di Acquedotto del Fiora, consolidata secondo il metodo del patrimonio netto da ottobre 2024, presenta un incremento paria ad € 21,9 milioni influenzato principalmente dall'incremento delle componenti retributive, a seguito dell'adeguamento dei contratti collettivi nazionali, e da una diversa composizione dell'organico, parzialmente compensata dai maggiori costi capitalizzati nel primo semestre 2025 in linea con la crescita degli investimenti. La consistenza media del personale si attesta infatti a 8.506 dipendenti, riducendosi di 537 unità rispetto al medesimo periodo del

precedente esercizio, in prevalenza con riferimento all'area Acqua (- 366 unità) per effetto del deconsolidamento di Acquedotto del Fiora (- 436 unità). Contribuisce alla riduzione anche Consorcio Acea (- 199 unità) in conseguenza del termine delle attività.

€ milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati	270,2	247,4	22,9	9,3%
Costi capitalizzati	(110,1)	(100,4)	(9,7)	9,7%
Costo del lavoro	160,2	147,0	13,2	9,0%

I proventi da partecipazioni di natura non finanziaria rappresentano il risultato consolidato secondo l'equity method ricompreso tra le componenti che concorrono alla formazione dell'E ITDA consolidato delle società strategiche.

€ milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine Operativo Lordo	90,5	74,3	16,2	21,8%
Ammortamenti, Accantonamenti e Svalutazioni	55,1	62,0	(6,9)	(11,1%)
Gestione Finanziaria	(4,0)	(5,3)	1,3	(24,3%)
Gestione partecipazioni	0,0	0,4	(0,4)	(100,0%)
Imposte sul reddito	8,7	5,0	3,7	74,9%
Proventi da partecipazioni di natura non finanziaria	22,7	2,5	20,2	n.s.

Il provento da partecipazioni di tali società risulta in aumento di € 20,2 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, per effetto principale dell'andamento positivo delle società operanti nel settore idrico e di produzione per la parte del fotovoltaico e non consolidate integralmente. La voce risente, inoltre, degli effetti del consolidamento ad equity di Rivieracqua e di Acquedotto del Fiora (+ € 4,0 milioni complessivi).

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) passa da € 655,2 milioni del 30 giugno 2024 ad € 731,4 milioni del 30 giugno 2025, registrando una crescita di € 76,2 milioni pari al 11,6%.

Le partite non recurring sul primo semestre 2025 (+ € 26,0 milioni) sono dovute principalmente all'iscrizione delle premialità previste dal meccanismo incentivante della regolazione della Qualità Tecnica del servizio idrico integrato per le annualità 2022-2023 secondo la Delibera 277/2025 (+ € 24,9 milioni) e, in misura minore, al delta perimetro a seguito del consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di Rivieracqua (+ € 1,1 milioni).

Le partite non recurring sul primo semestre 2024 (+ € 8,7 milioni) riguardano in prevalenza gli effetti dell'applicazione pro-formata del sopracitato deconsolidamento di Acquedotto del Fiora (+ € 28,6 milioni) e del rilascio del fondo per agevolazioni tariffarie pensionati (+ € 17, milioni) compensati in parte dal fermo della linea fumi del WTE di Terni per revamping (- € 4,9 milioni), dalla svalutazione della partecipazione di DropMi e Aqua Iot (- € 5,5 milioni) e dagli effetti simulati di un'applicazione retroattiva dell'MTI-4.

La variazione dell'E ITDA su base organica (+ € 58,9 milioni) è pertanto riconducibile ai seguenti effetti contrapposti:

• maggiori margini conseguiti dalla business unit Acqua per € 31,6 milioni, derivanti i) dalla crescita dei ricavi tariffari idrici relativi a partite non passanti (+ € 22,5 milioni) legati alla componente Capex e OpexEnd; ii) dai maggiori altri ricavi per € 8,0 milioni, principalmente riferibili ai contributi di Gori (+ € 4,5 milioni) come descritto nel paragrafo sugli altri ricavi;
• maggiori margini della business unit Produzione (+ € 13,7 milioni) in prevalenza legati ai maggiori margini derivanti dalla produzione idroelettrica (+ € 9,6 milioni), influenzati sia dall'effetto prezzo per € 4,6 milioni (+ € 26/MWh) che dai maggiori volumi prodotti per € 4, milioni (+ 7 GWh) sull'impianto di Sant'Angelo. Contribuisce positivamente anche il comparto fotovoltaico (+ € 4,3 milioni) in conseguenza dei maggiori volumi anche in relazione agli impianti entrati in esercizio;
• maggiori margini conseguiti dalla business unit Energy Management (+ € 3,5 milioni), a fronte del diverso scenario energetico;
• incremento del margine conseguito dalla business unit Ambiente per € 1,4 milioni, principalmente per effetto del contributo del WTE di Terni (+ € 2,2 milioni), in parte compensata da una contrazione del recycling (- € 1,7 milioni);
• maggiori margini della business unit Reti e illuminazione Pubblica per € 8,2 milioni, derivanti dai maggiori ricavi per contributi in conto capitale (+€ 5,9 milioni) e margine regolato (+ € 4,4 milioni), in parte compensati da maggiori costi del personale ed esterni.

Il Risultato Operativo (EBIT) risulta pari ad € 377,6 milioni e segna un incremento di € 79,9 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Si espone di seguito il dettaglio delle ulteriori voci che influenzano l'E IT.

€ milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ammortamenti e riduzioni di valore	311,7	314,4	(2,7)	(0,9%)
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali	38,9	32,1	6,8	21,3%
Accantonamenti e rilasci per rischi e oneri	3,2	11,0	(7,8)	(71,0%)
Ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti	353,8	357,5	(3,7)	(1,0%)

La variazione in diminuzione degli ammortamenti e riduzioni di valore (- € 2,7 milioni) risulta in prevalenza influenzata dagli effetti del deconsolidamento e riconsolidamento tramite metodo del patrimonio netto di Acquedotto del Fiora (- € 19,8 milioni). Al netto di tale effetto la voce presenta una crescita legata in prevalenza alla naturale crescita degli ammortamenti sui business regolati, in prevalenza dell'area "Acqua" (+ € 14,1 milioni) e "Reti & Illuminazione Pubblica" (+ € 2,4 milioni), come conseguenza dei maggiori investimenti e dell'entrata in esercizio di cespiti precedentemente in corso.

Le svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali sono in aumento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (+ € 6,8 milioni) principalmente a seguito di maggiori coperture sullo stock dei crediti idrici. Tale andamento è coerente con le dinamiche di fatturato e incasso delle principali società del Gruppo e risulta sostanzialmente in linea in termini di incidenza sul totale dei ricavi consolidati (2,66% vs 2,27%).

Gli accantonamenti ed i rilasci per rischi e oneri risultano complessivamente in riduzione rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (- € 7,8 milioni). Gli accantonamenti effettuati nel periodo sono riconducibili in gran parte all'accantonamento al fondo rischi regolatorio (+ € 4,6 milioni), in prevalenza legato ad Acea Produzione (+ € 2,7 milioni) per l'adeguamento della minusvalenza accantonata nel precedente esercizio in relazione alla cessione di n. 3 impianti fotovoltaici (Licodia Eubea, Nepi e Bomarzo) come previsto dall'accordo di investimento con il fondo Equitix (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo "Applicazione del principio IFRS 5") e agli accantonamenti al fondo altri rischi ed oneri (+ € 9,0 milioni) in relazione i) ad areti (€ 4. 9 mila) in gran parte per diritti di istruttoria e bolli per licenze IP, Penali delibera 604/2021, Penali illuminazione Pubblica; ii) ad Acea Ato 2 per gli accantonamenti a fondo rischi appalti e forniture (+ € 1,4 milioni); iii) agli accantonamenti a fondo esodo e mobilità (€ 1,4 milioni). Gli accantonamenti effettuati nel primo semestre 2025 sono compensati parzialmente dai rilasci effettuati a seguito della sottoscrizione dell'Accordo Transattivo sull'Illuminazione Pubblica (per maggiori dettagli, si rimanda al paragrafo specifico sui "Fatti di rilievo intervenuti nel corso del periodo").

Per quanto riguarda i rilasci, si segnala il rilascio legato all'Accordo Transattivo con Roma Capitale in relazione al servizio di illuminazione pubblica per € € 4,0 milioni e il rilascio del fondo oneri verso altri di Acea Ato 5 in relazione al venir meno dell'obbligazione implicita (pari ad € 4,5 milioni) assunta nei confronti dell'AATO 5 per gli impegni previsti dalla Proposta di Conciliazione elaborata dal Collegio di Conciliazione a seguito di quanto deliberato dalla Conferenza dei Sindaci in data 25 marzo 2025.

Il risultato della gestione finanziaria evidenzia oneri netti per € 63,3 milioni, in crescita rispetto al 30 giugno 2024 (+ € 6,2 milioni) per l'effetto combinato dei minori proventi finanziari (- € 9,1 milioni) compensati in parte dai minori oneri finanziari (- € 2,9 milioni). Per quanto attiene la variazione sui proventi questa deriva in parte dalla flessione degli interessi sui depositi a breve della Capogruppo legata alla riduzione della consistenza degli stessi (- € 5,8 milioni) e in parte dai minori interessi attivi verso clienti per € 2,6 milioni, dovuti al decremento dei tassi di mercato e in minima parte al deconsolidamento di Acquedotto del Fiora (- € 0,2 milioni). La riduzione degli oneri finanziari (- € 2,9 milioni) risulta influenzata dagli effetti del deconsolidamento di Acquedotto del Fiora per € 2, milioni). La restante variazione si deve in prevalenza agli effetti contrapposti dei minori interessi su prestiti obbligazionari (- € 8,9 milioni) conseguenza del rimborso del prestito obbligazionario avvenuto a luglio 2024 dalla Capogruppo e dei minori interessi sul Private Placement (AFLAC) rimborsato a marzo 2025 compensati in parte dai i) maggiori interessi sull'indebitamento a medio-lungo termine (+ € 7,3 milioni), dovuti al tiraggio di nuovi finanziamenti; ii) dai maggiori oneri finanziari di Acea ATO5 (+ € 3,9 milioni) per gli effetti relativi alle partite verso l'EGATO 5 oggetto dell'Atto di Conciliazione sottoscritto in data 15 aprile 2025; ii) minori oneri per commissioni su crediti ceduti (- € 1,8 milioni) dovuti alle minori cessioni di credito effettuate rispetto al precedente esercizio da areti.

I proventi e oneri da partecipazioni evidenziano oneri netti per € 0,3 milioni, risultano in linea rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

La stima del carico fiscale è pari a € 97,7 milioni contro € 73,6 milioni del medesimo periodo del precedente esercizio; l'incremento deriva dall'effetto combinato del maggior utile ante imposte e dal maggior tax rate. Il tax rate al 30 giugno 2025 si attesta infatti al 31,06% (era il 30,5% al 30 giugno 2024).

Il risultato netto di competenza del Gruppo si attesta a € 226,6 milioni e segna un incremento di € 54,9 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (+ 32,0%). Gli eventi one-off sul risultato, oltre a quanto già descritto in relazione all'E ITDA, riguardano il rilascio della quota eccedente dei fondi rischi a seguito della sottoscrizione del sopra citato Accordo sull'Illuminazione Pubblica (+ € 7,4 milioni). Pertanto, il risultato netto di competenza del Gruppo al netto delle partite non recurring risulta in crescita del 6,7 (+ € 12,8 milioni).

Dati patrimoniali (€ milioni)	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Attività e Passività non correnti	8.859,6	8.844,2	15,4	0,2%	8.543,8	315,8	3,7%
Circolante Netto	(549,3)	(1.015,0)	465,7	(45,9%)	(596,2)	46,9	(7,9%)
Capitale Investito Netto	8.310,3	7.829,2	481,1	6,1%	7.947,6	362,7	4,6%
Indebitamento Finanziario Netto	(5.400,9)	(4.953,6)	(447,3)	9,0%	(5.129,6)	(271,2)	5,3%
Totale Patrimonio Netto	(2.909,4)	(2.875,6)	(33,8)	1,2%	(2.817,9)	(91,5)	3,2%

Sintesi dei risultati: andamento dei risultati patrimoniali e nanziari

Attività e Passività non correnti

Rispetto al 31 dicembre 2024 le attività e passività non correnti aumentano di € 15,4 milioni (+ 0,2%), di seguito si rappresenta la composizione della voce:

€ milioni	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Immobilizzazioni materiali/immateriali	8.222,1	8.124,0	98,1	1,2%	8.110,7	111,4	1,4%
Partecipazioni	510,6	496,1	14,5	2,9%	365,4	145,2	39,7%
Altre attività non correnti	1.753,7	1.291,8	461,9	35,8%	997,6	756,0	75,8%
TFR e altri piani e benefici definiti	(72,3)	(77,6)	5,3	(6,9%)	(83,2)	10,9	(13,1%)
Fondi rischi e oneri	(289,6)	(234,1)	(55,5)	23,7%	(312,0)	22,4	(7,2%)
Altre passività non correnti	(1.264,9)	(756,0)	(508,9)	67,3%	(534,8)	(730,1)	136,5%
Attività e Passività non correnti	8.859,6	8.844,2	15,4	0,2%	8.543,8	315,8	3,7%

La variazione in aumento delle immobilizzazioni (+ € 98,1 milioni) deriva principalmente dall'incremento degli investimenti, attestatisi ad € 668,0 milioni, compensati in parte dagli ammortamenti di periodo per complessivi € 311,7 milioni.

Gli investimenti presentano un incremento di € 100,5 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, principalmente come conseguenza della crescente focalizzazione sui business regolati riconducibili in particolare all'area Reti e Illuminazione Pubblica per attività di potenziamento e rifacimento della rete BT e all'area acqua. Si precisa che gli investimenti del periodo ricomprendono il perimetro delle discontinued operations pari € 67,6 milioni. Inoltre, la variazione degli investimenti risente degli effetti legati al deconsolidamento di Acquedotto del Fiora (- € 21,9 milioni). Di seguito la composizione per area industriale:

Investimenti (€ milioni)	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Acqua	381,2	343,2	37,9	11,1%
Acqua (Estero)	3,1	3,4	(0,2)	(7,3%)
Reti e Illuminazione Pubblica	179,5	149,8	29,7	19,9%
Ambiente	17,3	21,6	(4,3)	(20,0%)
Energy Management*	67,6	32,3	35,3	109,4%
Produzione	11,6	11,0	0,5	5,0%
Engineering & Infrastructure Projects	0,9	1,3	(0,4)	(31,1%)
Corporate	6,9	5,0	1,9	39,1%
Totale Investimenti	668,0	567,5	100,5	17,7%

* Gli investimenti dell'area sono al lordo degli effetti inerenti la riclassifica in discontinued operation della prospettata cessione di Acea Energia.

Le partecipazioni aumentano di € 14,5 milioni rispetto al 31 dicembre 2024 e risentono del consolidamento ad equity della partecipazione in RenewRome (+ € 11,8 milioni), delle riclassifica del 30% della partecipazione posseduta in Acea Sun Capital in base a quanto previsto dall'IFRS5 (- € 10,6 milioni) e della riclassifica della partecipazione detenuta in Bonifiche Ferraresi nella voce "Attività finanziarie non correnti" in applicazione dell'IFRS 9 (- € 5,1 milioni). Le restanti variazioni riguardano le valutazioni di periodo (+ € 2 ,6 milioni) iscritte nella voce "Proventi/Oneri da partecipazioni di natura non finanziaria" e in via residuale dalla voce "Oneri/Proventi da partecipazione", dalla distribuzione dei dividendi (- € 4,9 milioni) e dalla variazione delle riserve di "other comprensive income".

Lo stock del TFR e altri piani a benefici definiti registra una diminuzione di € 5,3 milioni, prevalentemente dovuta al decremento del fondo Isopensione (- € 2,5 milioni), del TFR ed altri piani (- € 2,1 milioni). Il tasso di attualizzazione passa dal 3,38% del 31 dicembre 2024 al 3,9 % del 30 giugno 2025.

I Fondi rischi ed oneri aumentano per € 55,5 milioni rispetto alla fine dell'esercizio precedente principalmente in conseguenza agli accantonamenti per le imposte di periodo (+ € 84,6 milioni) al netto degli utilizzi (- € 12,6 milioni). Lo stock del fondo rischi risente della riclassifica delle attività discontinue che impatta sulla voce in oggetto per € 19,8 milioni (nella tabella sotto riportati come altri movimenti). Si riporta di seguito il dettaglio per natura dei fondi e la movimentazione di periodo:

€ milioni	31/12/2024	Utilizzi	Accantonamenti	Rilascio per Esubero Fondi	Riclassifiche / Altri Movimenti	30/06/2025
Legale	15,7	(1,2)	0,9	(0,1)	(0,2)	15,2
Fiscale	5,6	0,0	(0,1)	(0,0)	(3,0)	2,5
Rischi regolatori	48,4	(6,4)	2,6	0,0	(5,3)	39,4
Partecipate	9,9	0,0	0,0	0,0	0,0	10,0
Rischi contributivi	4,4	0,0	0,2	(0,1)	(0,0)	4,4
Franchigie assicurative	9,6	(0,9)	0,7	0,0	0,0	9,4
Altri rischi ed oneri	38,9	(1,4)	7,3	(4,3)	(11,8)	28,6
Totale Fondo Rischi	132,5	(10,0)	11,7	(4,6)	(20,2)	109,4
Esodo e mobilità	6,1	(1,5)	1,4	0,3	0,0	6,3
Post Mortem	73,3	(0,2)	0,0	0,0	0,8	73,9
F.do Oneri verso altri	22,2	(0,9)	0,3	(5,9)	(0,2)	15,5
Fondo Imposte Infrannuali	0,0	0,0	84,6	0,0	0,0	84,6
Totale Fondo Oneri	101,6	(2,6)	86,3	(5,6)	0,6	180,2
Totale Fondo Rischi ed Oneri	234,1	(12,6)	98,0	(10,2)	(19,6)	289,6

Le altre attività non correnti si incrementano di € 461,9 milioni, principalmente in conseguenza dell'incremento delle attività non correnti possedute per la vendita. Al netto di tale variazione la voce presenta un incremento per € 1, milioni i) ai maggiori crediti per Regulatory Lag (+ € 35,1 milioni); ii) ai maggiori crediti a lungo per conguagli tariffari (+ € 19,8 milioni); iii) alla partecipazione in onifiche Ferraresi nella voce altri titoli a lungo (+ € 11,2 milioni) di cui una parte riclassificata dalla voce "altre partecipazioni" e un parte acquisita nel corso del 2025; iv) alla variazione della quota a lungo dei crediti d'imposta maturati a seguito di lavori di efficienza energetica (- € 51,9 milioni); v) alla variazione delle attività destinate alla vendita in relazione alle operazioni della cessione del ramo di alta tensione a Terna e alle operazioni in essere sul fotovoltaico con il fondo Equitix (si rinvia la paragrafo "Applicazione del principio IFRS5" per maggiori informazioni). La variazione in aumento delle altre passività non correnti (+ € 508,9 milioni) risulta influenzata dell'incremento delle passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita. Al netto di tale variazione la voce presenta un incremento pari ad € 52,6 milioni in conseguenza dei maggiori risconti legati all'anticipazione a valere sui finanziamenti pubblici previsti dal Piano nazionale di ripresa e Resilienza (PNRR) in prevalenza di Acea ATO2 (+ € 23,5 milioni) e maggiori risconti per contributi in conto impianti (+ € 20,5 milioni) di areti.

Circolante netto

La variazione del circolante netto rispetto al 31 dicembre 2024 deriva dall'effetto combinato della riduzione dei crediti correnti (- € 145,2 milioni), dell'incremento delle altre attività correnti (+ € 33,2 milioni), della diminuzione dei debiti correnti (- € 439,2 milioni) e della diminuzione delle altre passività correnti (- € 123,5 milioni).

€ milioni	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Crediti Correnti	882,4	1.027,6	(145,2)	(14,1%)	1.102,3	(219,9)	(20,0%)
- di cui utenti/clienti	809,6	975,2	(165,7)	(17,0%)	1.040,8	(231,2)	(22,2%)
- di cui Roma Capitale	19,0	22,2	(3,2)	(14,4%)	42,3	(23,3)	(55,1%)
- di cui verso Controllate e Collegate	53,8	30,2	23,7	78,4%	19,3	34,6	179,7%
Rimanenze	137,5	122,6	15,0	12,2%	109,6	28,0	25,5%
Altre Attività correnti	480,9	447,7	33,2	7,4%	578,6	(97,7)	(16,9%)
Debiti Correnti	(1.433,3)	(1.872,5)	439,2	(23,5%)	(1.592,0)	158,7	(10,0%)
- di cui Fornitori	(1.412,4)	(1.855,5)	443,1	(23,9%)	(1.566,1)	153,7	(9,8%)
- di cui Roma Capitale	(16,3)	(14,0)	(2,2)	15,9%	(20,7)	4,5	(21,5%)
- di cui verso Controllate e Collegate	(4,6)	(2,9)	(1,7)	59,8%	(5,2)	0,6	(11,1%)
Altre Passività Correnti	(616,9)	(740,4)	123,5	(16,7%)	(794,7)	177,8	(22,4%)
Circolante Netto	(549,3)	(1.015,0)	465,7	(45,9%)	(596,2)	46,9	(7,9%)

I crediti verso utenti e clienti, al netto del fondo svalutazione crediti, ammontano a € 809,6 milioni e al netto della variazione relativa alla riclassifica della discontinued operation (- € 226,9 milioni) risulta in aumento rispetto al 31 dicembre 2024 per € 61,2 milioni, principalmente per l'aumento rilevato nell'area Acqua (+ € 34,2 milioni) e nell'area Reti e illuminazione pubblica (+ € 28,7 milioni). Il fondo svalutazione crediti ammonta ad € 533,9 milioni in diminuzione di € 92,0 milioni rispetto al 31 dicembre 2024 (era pari a € 626,0 milioni). Nel corso del secondo trimestre 2025 sono stati ceduti pro-soluto crediti per un ammontare complessivo pari a € 569,2 milioni. Non sono state effettuate cessioni verso la Pubblica Amministrazione.

Crediti verso controllante Roma Capitale

In merito ai rapporti con Roma Capitale al 30 giugno 2025 il saldo netto risulta a debito per il Gruppo per € 14,7 milioni (il saldo era a credito per € 22,3 milioni al 31 dicembre 2024). Si presenta di seguito il dettaglio dei rapporti con Roma Capitale.

Crediti verso Roma Capitale	30/06/2025	31/12/2024	Variazione
Crediti per utenze	16,8	18,4	(1,6)
Fondi svalutazione	(1,7)	(1,7)	(0,0)
Totale crediti da utenza	15,0	16,6	(1,6)
Crediti per lavori e servizi idrici	4,5	3,8	0,7
Crediti per lavori e servizi da fatturare idrici	1,1	1,3	(0,1)
Fondi svalutazione	(2,4)	(2,4)	0,0
Crediti per lavori e servizi elettrici	2,6	2,5	0,0
Crediti lavori e servizi - da emettere	2,0	0,7	1,2
Fondi svalutazione	(0,3)	(0,3)	0,0
Totale crediti per lavori	7,4	5,6	1,9
Totale crediti commerciali	22,5	22,2	0,3
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica Fatture Emesse	120,2	155,8	(35,6)
Fondi svalutazione	0,0	(58,0)	58,0
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica fatture da emettere	20,1	46,2	(26,1)
Fondi svalutazione	(0,9)	(24,2)	23,3
Crediti finanziari M/L termine per Illuminazione Pubblica	0,3	0,4	(0,1)
Totale crediti illuminazione pubblica	139,7	120,2	19,5
Totale Crediti	162,1	142,4	19,7
Debiti verso Roma Capitale	30/06/2025	31/12/2024	Variazione
Debiti per addizionali energia elettrica	(5,5)	(5,5)	(0,0)
Debiti per canone di Concessione	(15,9)	(12,6)	(3,3)
Altri debiti	(4,5)	(5,7)	1,2
Debiti per dividendi	(151,0)	(96,3)	(54,6)
Totale debiti	(176,8)	(120,1)	(56,7)
Saldo netto credito debito	(14,7)	22,3	(37,0)

Per quanto riguarda i crediti, commerciali e finanziari, si rileva un incremento complessivo rispetto al precedente esercizio di € 19,7 milioni dovuto alla maturazione del periodo ed agli incassi/pagamenti intercorsi nel periodo. Di seguito si elencano le principali variazioni dell'esercizio:

• maturazione dei crediti di Acea Ato2 per somministrazione di acqua per € 26,5 milioni;
• maturazione dei crediti riferiti al servizio di Illuminazione Pubblica per € 19,5 milioni;
• incasso di crediti per utenza di Acea Ato2 per € 28,2 milioni.

Per quanto riguarda i debiti si registra un incremento di € 56,7 milioni rispetto al precedente esercizio, di seguito si riportano le principali variazioni:

• maggiori debiti per l'iscrizione dei dividendi azionari di ACEA maturati per l'anno 2024 per € 103,2 milioni;
• pagamento di dividendi azionari di Acea maturati per l'anno 2024 per € 51,6 milioni corrispondenti al 50 del debito complessivo sopra riportato;
• maggiori debiti per l'iscrizione dei dividendi azionari di Acea Ato2 maturati per l'anno 2024 per € 3,0 milioni;
• maggiori debiti per l'iscrizione del canone di concessione di Acea Ato2 del 2025 per € 13,2 milioni;
• pagamento del canone di concessione del 2024 di Acea Ato2 per € 9,9 milioni.

Si informa, inoltre, che nel corso del periodo sono stati pagati debiti ricorrenti iscritti nel 2025 da parte di areti per licenze di cavi stradali per complessivi € 13,3 milioni.

Si ricorda che nell'ambito delle attività necessarie al primo consolidamento del Gruppo Acea nel ilancio 2018 di Roma Capitale, è stato avviato un tavolo di confronto al fine di riconciliare le partite creditorie e debitorie verso Roma Capitale. Le società del Gruppo principalmente interessate sono Acea e Acea Ato2. A valle di diversi incontri e corrispondenze, in data 22 febbraio 2019 il Dipartimento Tecnico del Comune (SIMU), incaricato della gestione dei contratti verso il Gruppo Acea, ha comunicato diverse contestazioni relative alle forniture sia di lavori sia di servizi per il periodo 2008-2018. Tali contestazioni sono state integralmente respinte dal Gruppo. Al fine di trovare una compiuta risoluzione delle divergenze, nel corso del 2019 è stato istituito un apposito Comitato Tecnico paritetico con il Gruppo Acea. A valle di numerosi incontri, in data 18 ottobre 2019, il Comitato Tecnico paritetico ha redatto un verbale di chiusura lavori dando evidenza delle risultanze emerse e proponendo un favorevole riavvio dell'ordinaria esecuzione dei reciproci obblighi intercorrenti tra il Gruppo Acea e Roma Capitale. Le parti, come primo adempimento successivo la chiusura dei lavori, si sono attivate nel dare esecuzione alle risultanze emerse dal tavolo di conciliazione ricominciando l'attività di reciproca liquidazione delle rispettive partite creditorie e debitorie.

Per il contratto di Illuminazione Pubblica, a fine 2020 si è palesata una posizione della AGCM circa la legittimità del contratto in essere tuttora fonte di verifiche, lavori e approfondimenti congiunti. Da tale provvedimento sono emerse, tra l'altro, verifiche anche in ordine alla congruità dei prezzi applicati. A febbraio 2021, a valle dei citati riscontri e lavori, Roma Capitale si è espressa nei termini di assoluta congruità e convenienza delle condizioni economiche in essere rispetto a parametri CONSIP. Pertanto, anche nel corso del 2021, nelle more della conclusione e definizione di tali aspetti, Acea ha regolarmente continuato a svolgere il servizio di Illuminazione Pubblica. Il servizio è stato quindi fatturato e in parte anche già pagato da Roma Capitale come si evince dai dati sotto riportati:

• nell'anno 2020 sono stati chiusi complessivamente nel Gruppo € 33,3 milioni di crediti riferiti al verbale sopra citato;
• nel corso del 2021 è stato istituito un nuovo Tavolo Tecnico per l'Illuminazione Pubblica composto da Acea e Roma Capitale con l'intento di proseguire nella risoluzione di tematiche ostative alla liquidazione dei crediti. In esito a tali lavori Roma Capitale ha liquidato ad Acea crediti relativi all'Illuminazione Pubblica per € 75,3 milioni tramite compensazioni;
• nel corso del 2022 è proseguita di fatto l'attività di riconciliazione con Roma Capitale che ha consentito la prosecuzione delle liquidazioni dei crediti di Acea sempre tramite compensazioni per complessivi € 56,5 milioni di cui € 27,6 milioni relativi a competenze di esercizi precedenti.

Si informa che in data 11 agosto 2022, la Giunta Capitolina con deliberazione n. 12 intitolata "Servizio di illuminazione pubblica ed artistica monumentale sull'intero territorio comunale - Concessionario: Acea SpA - Ricognizione del perimetro della situazione debitoria ed avvio delle procedure conseguenti" ha effettuato la ricognizione del perimetro di debito dell'Amministrazione nei confronti di Acea/areti riferito al servizio di Illuminazione Pubblica alla data del 31 dicembre 2021.

Tale deliberazione è stata pubblicata sul sito istituzionale di Roma Capitale in data 30 agosto 2022.

Nel corso del 2023, precisamente a settembre, il CdA di Acea, previo parere del Comitato OPC, ha approvato la proposta di un possibile Accordo Transattivo con Roma Capitale funzionale a disciplinare le reciproche posizioni e le modalità di risoluzione consensuale anticipata dei rapporti contrattuali fra le parti al servizio per l'illuminazione pubblica erogato dalla Società e per essa dalla controllata areti SpA.

Si informa che specularmente anche Roma Capitale ha approvato lo schema di Accordo Transattivo nell'Assemblea Capitolina a dicembre 2023. Quanto ai termini economici del possibile Accordo Transattivo, in sostanziale coerenza con la delibera della Giunta Capitolina n. 12 dell'11 agosto 2022, è previsto, ad esito di reciproche rinunzie delle parti, il riconoscimento di crediti vantati da Acea/areti nei confronti di Roma Capitale, dell'importo complessivo di circa € 100,6 milioni.

Si ricorda che nella transazione è ricompresa una pluralità di attività svolte, riferita alla conduzione in concessione del servizio di Illuminazione Pubblica nella capitale e dispiegatesi in un orizzonte temporale pluriennale, che trova una formalizzazione definitiva nell'accordo transattivo, con una puntuale ricostruzione amministrativa e con effetto tombale rispetto ai rapporti pregressi perimetrati in detto accordo, in grado di evitare rispetto agli stessi controversie e contestazioni

Il 15 maggio 2025 è stato formalmente sottoscritto tra le parti l'Accordo Transattivo della Illuminazione Pubblica, sopra richiamato, rendendo così possibile il perfezionamento dell'assetto contabile già precedentemente previsto. In particolare, l'Accordo ha comportato:

• 1) il riconoscimento dei crediti commerciali di ACEA per € 86,2 milioni iva split inclusa (crediti iscritti in ACEA per € 72, milioni);
• 2) il riconoscimento di crediti per ratei futuri di ACEA per € 14,4 milioni iva split inclusa (crediti iscritti in ACEA per € 11,8 milioni);
• 3) il mancato riconoscimento dei crediti commerciali di ACEA per €16,7 milioni iva split inclusa (crediti iscritti in ACEA per € 13,8 milioni);
• 4) il mancato riconoscimento dei crediti per interessi di mora sui crediti di ACEA rientranti nel perimetro dell'Accordo per € 66,9 milioni.

L'Accordo comporta il pagamento ad ACEA dei crediti sub 1) in tranche a decorrere da luglio 2025. Quanto ai punti sub 3) e 4), tale mancato riconoscimento non ha prodotto effetti negativi sul bilancio 2025 in quanto tali previsioni erano già contemplate e gli effetti erano stati stanziati nei rispettivi fondi di svalutazione crediti. A tal proposito si registra, invece, un disavanzo positivo derivante dall'utilizzo del fondo svalutazione crediti commerciali relativamente al punto ), in quanto il fondo correlato è risultato eccedente di circa € ,9 milioni. Per quanto concerne il punto 4) invece, il fondo precedentemente stanziato era esattamente coincidente con l'utilizzo pattuito nell'accordo e dunque l'operazione è risultata neutra.

L'Accordo ha altresì prodotto ulteriori effetti positivi nel Gruppo, in quanto ha previsto la rinuncia da parte di Roma Capitale di penali per ritardi nella realizzazione dei lavori e dei diritti di istruttoria, rendendo così possibile il rilascio dei fondi iscritti per complessivi € ,6 milioni.

All'esito della chiusura di tutti i crediti rientranti nel perimetro dell'Accordo, di fatto residueranno per l'Illuminazione Pubblica solo partite correnti non oggetto di contestazioni/criticità. Si precisa infatti che a luglio 2025 sono stati già corrisposti ad ACEA crediti correnti della Illuminazione Pubblica non ricadenti nell'accordo per complessivi € 28,4 milioni.

I debiti correnti diminuiscono principalmente per il decremento dello stock dei debiti verso fornitori (- € 443,1 milioni). La variazione in diminuzione è la risultante di fenomeni di segno contrapposto e risulta fortemente influenzata dagli effetti della riclassifica delle passività legale alle attività in discontinued operation.

Le Altre Attività e Passività Correnti registrano un incremento di attività di € 33,2 milioni e un decremento di passività di € 123,5 milioni, rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente. Nel dettaglio le altre attività al netto della riduzione per effetto della riclassifica delle passività legale alle attività in discontinued operation (- € 29,5 milioni) si incrementano per € 62,7 milioni in prevalenza per effetto

dei maggiori crediti per perequazione energia (+ € 105,7 milioni) di areti in parte compensati dalla diminuzione dei crediti tributari (- € 57,5 milioni). Le passività correntisi riducono in prevalenza per effetto della riclassifica delle passività legale alle attività in discontinued operation (- € 85, milioni) e in parte per i minori debiti verso cassa conguaglio di areti (- 36,3 milioni).

Patrimonio netto

Il patrimonio netto ammonta ad € 2.909,4 milioni. Le variazioni intervenute, pari a € 33,8 milioni, sono analiticamente illustrate nell'apposita tabella e derivano essenzialmente dalla maturazione dell'utile 2025 e dalla variazione delle riserve di cash flow hedge e quelle formate con utili e perdite attuariali.

Indebitamento nanziario netto

L'indebitamento del Gruppo registra un incremento complessivo pari a € 447,3 milioni, passando da € 4.953,6 milioni della fine dell'esercizio 2024 a € 5.400,9 milioni del 30 giugno 2025.

€ milioni	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
A) Disponibilità Liquide	332,9	513,5	(180,6)	(35,2%)	410,0	(77,1)	(18,8%)
B) Mezzi equivalenti a disponibilità liquide	0,0	0,0	0,0	n.s.	0,0	0,0	n.s.
C) Altre attività finanziarie correnti	162,3	186,8	(24,5)	(13,1%)	571,2	(408,9)	(71,6%)
D) Liquidità (A + B + C)	495,2	700,3	(205,1)	(29,3%)	981,2	(486,0)	(49,5%)
E) Debito finanziario corrente	(510,2)	(155,7)	(354,5)	n.s.	(217,7)	(292,4)	134,3%
F) Parte corrente del debito finanziario non corrente	(409,8)	(602,9)	193,1	(32,0%)	(901,8)	492,0	(54,6%)
G) Indebitamento finanziario corrente (E + F)	(920,0)	(758,6)	(161,4)	21,3%	(1.119,5)	199,5	(17,8%)
H) Indebitamento finanziario corrente netto (G + D)	(424,8)	(58,3)	(366,4)	n.s.	(138,3)	(286,4)	n.s.
I) Debito finanziario non corrente	(4.976,1)	(4.895,3)	(80,8)	1,7%	(4.991,3)	15,2	(0,3%)
J) Strumenti di debito	0,0	0,0	0,0	n.s.	0,0	0,0	n.s.
K) Debiti commerciali e altri debiti non correnti	0,0	0,0	0,0	n.s.	0,0	0,0	n.s.
L) Indebitamento finanziario non corrente (I + J + K)	(4.976,1)	(4.895,3)	(80,8)	1,7%	(4.991,3)	15,2	(0,3%)
Totale indebitamento finanziario (H + L)	(5.400,9)	(4.953,6)	(447,3)	9,0%	(5.129,6)	(271,2)	5,3%

L'indebitamento finanziario non corrente registra un incremento pari a € 80,8 milioni rispetto alla fine dell'esercizio 2024. Tale variazione deriva quasi esclusivamente dall'incremento dei debiti per finanziamenti a medio lungo termine, come riportato nella tabella che segue:

€ milioni	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Obbligazioni	3.487,0	3.484,0	3,0	0,1%	3.780,9	(293,8)	(7,8%)
Finanziamenti a medio - lungo termine	1.412,4	1.332,8	79,6	6,0%	1.135,0	277,5	24,4%
Debiti finanziari IFRS16	76,6	78,5	(1,8)	(2,4%)	75,5	1,1	1,5%
Debito finanziario non corrente	4.976,1	4.895,3	80,8	1,7%	4.991,3	(15,2)	(0,3%)

Le obbligazioni pari a € .487,0 milioni al 30 giugno 2025 risultano in linea con il precedente esercizio, la variazione è legata all'applicazione del metodo del costo ammortizzato.

I finanziamenti a medio – lungo termine pari ad € 1.412,4 milioni registrano un incremento complessivo di € 79,6 milioni dovuto essenzialmente all'incremento della Corporate (+ € 109,5 milioni) compensato in parte dalla riduzione del debito di areti (- € 15,2 milioni) e di Gori (- € 7,0 milioni). La variazione della Corporate è principalmente conseguente all'erogazione del finanziamento di € 125 milioni concesso dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI) e finalizzato all'ammodernamento e all'estensione della rete elettrica nei Comuni di Roma e Formello nel periodo compreso tra il 2024 e il 2027.

Il fair value degli strumenti derivati di copertura di Gori è positivo per € 2,3 milioni (al 31 dicembre 2024 era positivo per € 2,8 milioni) e quello di Servizi Idrici Integrati è positivo per € 0,1 milioni (al 31 dicembre 2024 era positivo per € 0,6 milioni). I fair value positivi sono esposti nelle "Attività finanziarie non correnti" e non sono considerati nel saldo dei finanziamenti correlati.

L'indebitamento finanziario corrente netto è negativo per € 424,8 milioni e, rispetto alla fine dell'esercizio 2024 evidenzia un peggioramento per € 366,4 milioni. La variazione è da imputare alla Capogruppo per € 357,4 milioni e a Gori per € 34,6 milioni compensata in parte da Acea ato2 per € 40,1 milioni.

Nel dettaglio, la variazione della Capogruppo è generata da una riduzione dei depositi bancari e postali (- € 161,3 milioni), dei depositi a breve (- € 50,0 milioni) e dall'erogazione di finanziamenti a breve (- € 00,0 milioni) compensati dal rimborso del Private Placement (AFLAC) e relativo derivato di copertura (+ € 161,9 milioni). La variazione di Gori e di Acea Ato2 è da imputare alla variazione dei depositi bancari e postali (rispettivamente - € 36,2 milioni e + € 43,5 milioni).

Si segnala che l'indebitamento finanziario comprende € 151,0 milioni di debiti verso Roma Capitale per dividendi deliberati da distribuire e non comprende altri debiti per circa € 7,8 milioni relativi alle opzioni per l'acquisto di quote azionarie delle Società già detenute.

Si informa che al 30 giugno 2025, la Capogruppo dispone di linee committed per € 700,0 milioni e linee uncommitted per € 685,0 milioni quest'ultime utilizzate per € 00 milioni. Per l'ottenimento di tali linee non sono state rilasciate garanzie.

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

• Fitch " +";
• Moody's " aa2".

Contesto di riferimento

Andamento dei mercati finanziari e del titolo ACEA

Nel primo semestre 2025, sebbene in un contesto altamente volatile, il mercato azionario dell'Eurozona ha esteso i massimi storici, con l'Euro Stoxx che ha conseguito un Total Shareholder Return (TSR) del 14,1 . I listini sono stati prevalentemente sostenuti dalle attese di implementazione dei programmi di spesa pubblica in UE e in Germania relativamente ai settori difesa e infrastrutture, sottratti ai vincoli del patto di stabilità del debito. Inoltre, importanti fattori di rischio - relativi all'introduzione di politiche commerciali protezioniste da parte US e all'escalation delle tensioni geopolitiche in Medioriente -sono stati rispettivamente contenuti dall'adozione di moratorie volte a definire nuovi accordi commerciali e dalla cessazione del conflitto fra Israele e Iran. In funzione del profilo in parte regolato e delle caratteristiche difensive, il settore utilities ha mostrato maggiore resilienza alla volatilità del contesto macroeconomico legata all'evoluzione della politica commerciale US. In particolare, il titolo Acea, in considerazione del portafoglio di attività ampiamente regolato e a mitigare l'underperformance del 1Q2025, ha sovraperformato l'indice settoriale eurozona nel secondo trimestre dell'anno. L'evoluzione delle dinamiche sulla restante parte dell'anno dipenderà dallo sviluppo della politica commerciale US a livello globale, con possibilità per il settore utilities di continuare a sovraperformare in caso di peggioramento del contesto.

Il FTSE Mib ha chiuso il semestre con un TSR del 20,4%, in vantaggio di 6 punti percentuali rispetto all'indice generale eurozona, grazie alla contrazione dello spread sovrano, ai minimi da 15 anni, e all'elevata esposizione al settore bancario, principale beneficiario del migliorato scenario macroeconomico eurozona. A confronto, lo S&P 500 ha registrato un rialzo più contenuto pari al 6,2%, risentendo principalmente dei timori di decelerazione dell'economia US, conseguenti alle sopra citate politiche commerciali protezioniste, che potrebbero generare equivalenti risposte da parte degli altri Paesi.

I rendimenti obbligazionari di medio-lungo termine tedeschi hanno evidenziato un consistente rialzo (Bund decennale +24 bps), supportati dall'accelerazione della crescita attesa e dalle aspettative di aumento del debito associate ai citati programmi di spesa pubblica. Di particolare rilievo la dinamica dello spread BTP-Bund, in flessione di 29 bps da inizio anno (a 87 bps), ai minimi da aprile 2010, interamente sviluppata nel secondo trimestre a seguito del miglioramento del rating sovrano da parte di S&P (da BBB a BBB+) e del miglioramento dell'outlook (da stabile a positivo) da parte di Moody's. Diversamente, negli US, la curva dei rendimenti di mediolungo termine ha evidenziato una notevole flessione (-34 bps sulla scadenza decennale), di riflesso alle aspettative di rallentamento economico e al conseguente aumento del numero di tagli tassi attesi entro fine anno da parte della FED.

In funzione di quanto sopra, il tasso di cambio EUR/USD si è apprezzato del 14%, ai massimi da quasi 4 anni.

In tale contesto, il settore utilities ha evidenziato un rialzo del 26,0 , sovraperformando di 12 punti percentuali circa l'indice generale eurozona, prevalentemente supportato dall'andamento degli operatori tedeschi E.ON e RWE, beneficiari dei programmi governativi di spesa in infrastrutture energetiche.

Acea ha chiuso il primo semestre con un rialzo (TSR) del 15,1 , mitigando, rispetto all'indice settoriale eurozona, la forte out performance conseguita nel 2024, quando il titolo aveva consuntivato un TSR del 42,9% vs +2,2% per lo Euro Stoxx Utilities. In data 23 giugno il titolo ha staccato il dividendo da 0,95 Euro a valere sull'utile dell'esercizio 2024. Il prezzo di chiusura del semestre (20,54 Euro) corrisponde a una capitalizzazione di Borsa di 4.375 milioni di Euro; i volumi giornalieri si sono mediamente attestati a 127 mila pezzi. I prezzi di chiusura giornalieri hanno oscillato fra un minimo registrato il 6 marzo a 16,40 Euro e un massimo di 22,04 Euro registrato il 6 giugno. Rettificata per lo stacco e il reinvestimento dei dividendi, la quotazione del 6 giugno rappresenta il nuovo massimo storico.

Fonte: Bloomberg, ribasato a 100 al 30/12/2024 Andamento e variazioni in termini rettificati per lo stacco e il reinvestimento dei dividendi (Total Shareholder Return)

	TSR 30/06/2025 (rispetto al 30/12/24)
Acea	+15,1%
FTSE Mib	+20,4%

Mercato energetico

Relativamente al bilancio elettrico nazionale, la domanda di energia elettrica nei primi sei mesi del 2025 è stata pari a 152,5 TWh (dato Terna), in aumento di +0, rispetto al medesimo periodo del 2024. Togliendo l'apporto del giorno in più a febbraio 2024, il margine positivo aumenta a +0,9%.

La produzione di energia è stata pari a 113,5 TWh, in aumento di +3,3% rispetto alla prima metà del 2024, ed ha coperto il 74% del fabbisogno, mentre l'Import ne ha soddisfatto una quota pari al 15 (2 ,6 TWh), in riduzione del -12,8% rispetto a un anno fa. Similmente a quanto visto sul solo primo trimestre, tale contrazione dell'Import è stata compensata da un incremento del termoelettrico (60,4 TWh, +13,6%), chiamato inoltre a coprire un minor apporto della fonte eolica (11,1 TWh, -11,9%) e idroelettrica (22,4 TWh, -19,3%). Si conferma in aumento la fonte fotovoltaica, che ha contribuito a soddisfare la domanda con 17 TWh di produzione (+24,1%), mentre la fonte geotermica ha consuntivato il semestre in linea rispetto a un anno fa (2,6 TWh). Chiudono il bilancio gli autoconsumi e i consumi da pompaggio con 15,4 TWh (+1,5%).

Il PUN (Prezzo Unico Nazionale) nei primi sei mesi del 2025 ha consuntivato un valore medio di 119,51 €/MWh, in aumento del +28% rispetto al medesimo periodo 2024. Il solo secondo trimestre ha visto realizzarsi un valor medio di 101,65 €/MWh, in aumento del +7% rispetto al secondo trimestre 2024 e in riduzione di -26 rispetto al primo trimestre 2025. L'andamento instabile dei prezzi dell'energia elettrica è dovuto all'incertezza e alla volatilità dei prezzi del gas, causate sia dal fragile equilibrio tra domanda e offerta a livello globale aggravato dai citati eventi geopolitici, sia da fattori legati al sistema elettrico. In particolare, le centrali termoelettriche hanno dovuto compensare la minore produzione di energia da fonti eoliche e idriche rispetto all'anno scorso, anche se sono state in parte spiazzate dall'aumento della più economica produzione fotovoltaica. La scoperta a inizio giugno di nuovi segni di "corrosione da stress" su alcuni reattori nucleari francesi riparati meno di tre anni fa ha fatto presagire un ricorso ancora maggiore al più costoso gas.

Sulle altre Borse Europee si sono riscontrati tra primo semestre 2025 e primo semestre 2024 importanti rialzi anche in Spagna e Germania (+ 8 e + 4 rispettivamente), mentre la Francia ha fatto registrare solo un +6 di incremento, mentre l'Area Scandinava ha consuntivato il semestre in controtendenza a -39%.

Per quanto riguarda il bilancio nazionale di gas naturale, il totale prelevato nei primi sei mesi del 2025 è stato pari a 33,5 Mld smc (dato Snam Rete Gas) in aumento di +8, rispetto ai primi sei mesi del 2024. Depurando il dato dall'effetto distorsivo del giorno in più a febbraio 2024, l'incremento sale a +9,1 .

In continuità con quanto già visto nel primo trimestre, tale aumento è imputabile principalmente al comparto termoelettrico (10,4 Mld smc, +18,7 ), chiamato a compensare una riduzione dell'import elettrico e della produzione da fonti rinnovabili nel bilancio elettrico. Anche la distribuzione (15,5 Mld smc, +1%) e il comparto industriale (6 Mld smc, +0,8%) hanno fatto registrare incrementi rispetto a un anno fa, seppur lievi.

L'iniezione primaverile negli stoccaggi è stata superiore rispetto a un anno fa (sono stati iniettati 5,7 Mld smc, +71 ,1 ), vista la maggior necessità di ricostituire le riserve dopo la massiccia erogazione del primo trimestre (sono stati erogati 6,9 Md smc, +47,7%), atterrando comunque al 30 giugno a -11 di riempimento rispetto a un anno fa. Un incremento dell'import LNG tra primo e secondo trimestre ha permesso di far fronte all'extra domanda da stoccaggio (10 Mld smc importati complessivamente nella prima metà del 2025, +31,8% rispetto a un anno fa), e a compensare un minor import da gasdotti (20,7 Mld smc, -7,8 ), data l'interruzione dei flussi russi in ingresso a Tarvisio già da inizio anno. Chiude il bilancio la produzione nazionale con 1,7 Mld smc immessi in rete (+25,4%).

Complice il pesante sell-off dei fondi di investimento occorso nel primo trimestre, che hanno liberato il 70% delle posizioni nette in acquisto sul gas a partire da metà febbraio, la primavera dei prezzi gas europei è stata caratterizzata da un andamento più equilibrato fino a metà giugno. Partita la stagione di iniezione con un gap sul livello di riempimento stoccaggi di -25 rispetto all'anno precedente, il rilassamento del target del 90% da parte della Commissione Europea (il cui raggiungimento per quest'anno è spostato dal 1° novembre al 1° dicembre, con possibili deroghe fino al 80%/75%), ha dato maggior sollievo ai prezzi estivi e spostato il rischio sull'inverno. Il massiccio import europeo di LNG, a fronte di una minor domanda asiatica, ha contribuito a mantenere le quotazioni pressoché stabili, nonostante qualche perturbazione data dalle stagionali manutenzioni norvegesi, dalla proposta europea di un phaseout completo dal gas russo entro il 2027 e dalla già citata scoperta di nuovi segni di corrosione a reattori nucleari francesi. Tuttavia, l'escalation in Medio Oriente tra Israele (spalleggiato dagli USA) e Iran ha messo a serio rischio la continuità di tali elevati volumi LNG in arrivo in Europa per la possibile chiusura da parte dell'Iran dello Stretto di Hormuz (da cui nel 2024 è transitato l'11 dell'import EU e il 25 dell'import Cina), riportando i prezzi sui livelli di marzo, prima di un crollo repentino a tregua raggiunta.

Il valor medio del TTF nei primi sei mesi dell'anno è stato pari a 4 ,47 c€/smc (+ 9 rispetto ai primi sei mesi del 2024), mentre il PSV ha consuntivato nello stesso periodo un valor medio di 45,7 c€/smc (+ 9 rispetto a un anno fa). Il solo secondo trimestre ha visto un valor medio TTF pari a 7,42 €/MWh (+12 rispetto al secondo trimestre 2025 ma -25% rispetto al primo trimestre 2025) e un valor medio PSV pari a 40, 6 €/MWh (+15 e -21% rispettivamente). Il differenziale PSV-TTF nel corso dei primi sei mesi del 2025 ha consuntivato in media +2,2 c€/smc, in aumento di +0, 9 c€/smc rispetto al valore medio del primo semestre 2024.

Tariffe per il servizio di trasporto

L'anno 2024 rappresenta il primo anno del nuovo periodo regolatorio (ROSS) di durata pari ad otto anni (2024-2031) suddiviso in due sottoperiodi.

Le disposizioni normative sono articolate in quattro 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 616/202 /R/eel, "Il Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità per l'erogazione del servizio di misura dell'energia elettrica (TIME)"_ Allegato alla delibera 616/2023/R/eel, il "Testo Integrato delle disposizioni dell'Autorità delle condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione" (TIC)_ Allegato C alla delibera 616/202 /R/eel, pubblicati il 29 dicembre 202 e il "Testo integrato della regolazione per obiettivi di spesa e di servizio (ROSS) per i servizi infrastrutturali regolati dei settori elettrico e gas per il periodo 2024-20 1 (TIROSS)" allegato alla Delibera 163/2023/R/com pubblicata il 20 aprile 2023.

L'ARERA 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).

In data 7 maggio 2024 l'ARERA ha comunicato a mezzo PEC la tariffa di riferimento provvisoria per i servizi di distribuzione e di misura dell'energia elettrica per l'anno 2024, successivamente approvata con delibera 206/2024/R/eel del 28 maggio 2024.

Le tariffe obbligatorie per l'anno 2025 sono state pubblicate con delibera 585/2024/R/eel per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per i clienti domestici e non domestici.

Nel nuovo periodo regolatorio (2024 -2027) trovano applicazione i criteri ROSS-base con riferimento alle attività di distribuzione e di misura, salvo che per il riconoscimento dei costi di capitale dei sistemi di smart metering 2G, i quali continueranno ad essere riconosciuti secondo quanto disposto dal PMS2.

Il costo riconosciuto ai fini tariffari comprende:

• (i) la remunerazione e gli ammortamenti degli investimenti realizzati fino alla data di cut-off (anno 2023);
• (ii) la quota fast money (opex);
• (iii) la quota slow money (RAB) sulla quale si calcolano la remunerazione del capitale investito e gli ammortamenti;
• (iv) i costi incomprimibili riconosciuti "on top" (quali ad esempio gli oneri tributari);
• (v) i maggiori recuperi di efficienza conseguiti nel precedente periodo regolatorio, lasciati alle imprese distributrici nei quattro anni successivi secondo quote decrescenti (50% primo anno, 37,5% secondo, 25% terzo e 12,5% quarto);
• (vi) i recuperi di efficienza conseguiti nel nuovo periodo regolatorio (determinati dal confronto tra la baseline dei costi operativi e i costi operativi effettivi di ciascun anno). Le efficienze del nuovo periodo regolatorio sono lasciate al DSO a seconda dello schema di incentivazione scelto (schema a basso potenziale SBP o schema ad alto potenziale SAP). La scelta del menu incentivante è effettuata ad inizio periodo regolatorio e resta valida per il periodo stesso.

I costi totali sostenuti dall'impresa sono divisi tra quota Slow money e quota Fast money sulla base di un tasso di capitalizzazione definito dall'ARERA per impresa.

L'ARERA, sulla base delle disposizioni ROSS, riconosce nell'anno t la remunerazione del capitale investito relativo ai cespiti entrati in esercizio nell'anno t-1 e la relativa quota di ammortamento. Si sottolinea che gli investimenti realizzati fino all'anno 2023 continueranno ad essere riconosciuti in continuità di criteri; pertanto, l'ammortamento di tali cespiti continuerà ad essere riconosciuto con un lag di due anni.

Nel nuovo sottoperiodo l'ARERA dispone che le tariffe di riferimento da definire congiuntamente per i servizi di distribuzione e di misura, siano espresse in euro per punto di prelievo servito, senza prevedere una differenziazione per tipologie contrattuali.

L'ARERA ha pubblicato la Delibera 51 /2024/R/com con la quale dispone l'aggiornamento dei parametri rilevanti ai fini della determinazione del tasso di remunerazione del capitale soggetti a revisione per il sub-periodo 2025-2027 ai sensi del TIWACC (Allegato A della deliberazione 614/2021/R/com), e del parametro beta asset, con riferimento ai servizi infrastrutturali dei settori elettrico e gas, stabilendo per l'anno 2025, un tasso di remunerazione del capitale investito pari a 5,6 per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica.

I contributi di connessione a forfait di ciascuna impresa ed i contributi incassati da Organismi comunitari (ad esempio i contributi da PNRR) continueranno ad essere detratti direttamente dal capitale investito dell'impresa considerandoli al pari di cespiti MT/BT. Tuttavia, si sottolinea che, con Delibera 617/202 /R/eel del 27 dicembre 202 , l'ARERA ha modificato l'incentivazione all'ottenimento dei contributi pubblici. La premialità è pari al 10% dei contributi pubblici (in luogo del precedente 8,6%) incassati nel corso dell'anno precedente e viene accertata e determinata annualmente dall'Autorità entro il 1 ottobre di ciascun anno dal 2025 al 2028. Le imprese distributrici sono tenute a comunicare l'elenco dei contributi pubblici incassati, entro il 1 marzo dell'anno successivo a quello al quale si riferisce il contributo. Le premialità sono riconosciute in tre rate di uguale entità, salvo diversa e motivata disposizione dell'Autorità in sede di determinazione delle partite economiche, per ragioni di liquidità dei conti o impatto complessivo tariffario.

In data 29 novembre 202 l'ARERA ha richiesto i dati necessari per la determinazione del tasso di capitalizzazione, della baseline dei costi operativi 2024, la presentazione dell'istanza relativa allo Z-factor e la scelta del menu incentivante (SBP vs SAP). In data 22 dicembre 2023 a mezzo PEC, areti ha inviato all'Autorità quanto richiesto, decidendo di non presentare l'istanza per l'attivazione dello Z-factor non essendo previsti costi incrementali nel 2024 legati alla transizione energetica e scegliendo lo schema a basso potenziale (x-factor pari a zero e trattenimento delle efficienze pari al 100% il primo anno e al 50% nei tre anni successivi). Si evidenzia che l'istanza dello Z-factor ha validità annuale, è richiesta a preventivo e soggetta a verifica a consuntivo. È prevista altresì la possibilità di richiedere il riconoscimento del parametro Y-factor per eventi imprevedibili ed eccezionali e/o mutamenti del quadro normativo, attivabile expost per variazioni almeno pari allo 0,5% della quota fast-money dell'anno di riferimento.

In continuità con i criteri già definiti con il ROSS base, per il riconoscimento dei costi applicabili ai servizi infrastrutturali, l'Autorità ha pubblicato la Consultazione n. 210/2025 per illustrare gli orientamenti in materia di adeguamento del tasso di capitalizzazione per gli anni 2026 e 2027 e dello Z-factor, e illustrare inoltre alcune ipotesi di intervento per una evoluzione sperimentale della regolazione verso il ROSS-integrale.

L'aggiornamento della tariffa di riferimento di distribuzione e misura avviene sulla base della spesa totale effettiva di ciascun distributore (spesa operativa e spesa di capitale). Il criterio di aggiornamento prevede che:

• la baseline dei costi operativi (utilizzata come confronto con i costi effettivi per determinare la quota di efficienza conseguita nell'anno) sia aggiornata annualmente in base al tasso di variazione medio annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai ed impiegati dall'anno t-1 all'anno t rilevato dall'Istat, secondo i criteri ROSS;
• ai fini della rivalutazione delle immobilizzazioni nette relative a cespiti in esercizio, delle immobilizzazioni in corso e del valore netto dei contributi si considera fino all'anno 202 il tasso di variazione del deflatore calcolato considerando la variazione della media dei quattro trimestri dell'anno t-1 rispetto ai quattro trimestri dell'anno t-2 mentre, a partire dall'anno 2024 si considera l'IPCA Italia pubblicato da Eurostat.

Relativamente all'attività di commercializzazione, l'ARERA conferma un'unica tariffa di riferimento che riflette sia i costi relativi alla gestione del servizio di rete sia i costi relativi alla commercializzazione (unica tariffa per impresa omnicomprensiva per il servizio di distribuzione e di commercializzazione).

Sul fronte della tariffa di trasmissione, l'ARERA 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 e misura per il vigente ciclo regolatorio si articolano in:

• perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione e di misura;
• perequazione dei costi di trasmissione;
• perequazione del valore della differenza tra perdite effettive e perdite standard.

La perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione ha l'obiettivo di perequare il gettito derivante dal confronto tra i ricavi fatturati all'utenza attraverso la tariffa obbligatoria e i ricavi ammessi del distributore, calcolati attraverso la tariffa di riferimento dell'impresa. Per le imprese distributrici soggette ai criteri ROSS sono previsti meccanismi di acconto in relazione alla perequazione dei ricavi del servizio di distribuzione ed in relazione alla perequazione dei costi di trasmissione.

Il meccanismo di acconti per la perequazione dei ricavi del servizio di distribuzione è a partecipazione facoltativa, secondo modalità definite dalla Cassa. Gli acconti, con riferimento alla tariffa per l'anno t, sono fissati pari al 90 del valore dell'ammontare del saldo di perequazione stimato sulla base della tariffa di riferimento provvisoria dell'anno t e sono erogati in tre rate bimestrali a partire dalla fine del mese di giugno dell'anno t. Il saldo è previsto a 60 giorni dalla data di pubblicazione delle tariffe di riferimento definitive.

Con la delibera 616/202 , come già definito nel precedente periodo, l'ARERA conferma che l'ammontare di perequazione dei ricavi relativi al servizio di distribuzione è ridotto di un ammontare pari al 50 dei ricavi netti derivanti dall'utilizzo dell'infrastruttura elettrica per finalità ulteriori rispetto al servizio elettrico, rilevati a consuntivo nell'anno n-2, qualora il predetto ricavo netto superi lo 0,5% del totale ricavo riconosciuto.

La perequazione dei costi di trasmissione ha l'obiettivo di rendere passante per il distributore il costo riconosciuto a Terna per il servizio di trasmissione (CTR) con quanto versato dai clienti finali attraverso la tariffa obbligatoria di trasmissione (TRAS). Il meccanismo di acconti per i costi del servizio di trasmissione è a partecipazione obbligatoria. Gli acconti, con riferimento alla tariffa per l'anno t, sono fissati pari al 80 del valore dell'ammontare di perequazione definito in relazione alla tariffa per l'anno t-1 e sono erogati, nell'anno t in sei rate bimestrali. Il saldo è previsto entro il 1 dicembre dell'anno t+1.

Perdite di rete

L'Autorità ha pubblicato la delibera 117/2022/R/eel con la quale perfeziona la disciplina inerente alla regolazione delle perdite di energia elettrica sulle reti di trasmissione e distribuzione per il biennio 2022-2023, confermando la volontà anticipata nel DCO 602/2021/eel di prevedere un percorso di efficientamento delle perdite commerciali rendendolo però più cautelativo, con una riduzione del 4% sia per il 2022 che per il 2023 che porta le percentuali rispettivamente:

• all'1,77% nella zona Centro per il 2022;
• all'1,72% nella zona Centro per il 2023.

Viene introdotto un meccanismo di controllo sul prezzo da utilizzare per la valorizzazione del delta perdite in ciascun anno del biennio e, per il solo 2022, prevede una clausola di garanzia a tutela delle imprese distributrici che riconosca una perequazione pari al massimo fra zero e il risultato che si otterrebbe utilizzando i fattori percentuali convenzionali di perdita applicati per il triennio 2019-2021, nel caso in cui il risultato economico complessivo pari alla differenza fra il saldo di perequazione e i ricavi ottenuti dalla regolazione tariffaria dell'energia reattiva di cui al comma 24.2 del TIT sia positivo (posizione netta debitoria).

L'Autorità estende inoltre il meccanismo di riconoscimento dei prelievi fraudolenti "non recuperabili" anche agli anni 2022 e 2023.Il fattore percentuale convenzionale di perdita standard da applicare all'energia elettrica prelevata nei punti di prelievo sulle reti di bassa tensione è infine fissato, a decorrere dal 1° gennaio 2023, pari al 10%.

Con delibera 6/202 /R/eel l'Autorità ha dato avvio al procedimento riforma della disciplina del settlement elettrico e delle perdite di rete, a cui segue il documento per la consultazione 377/2023/R/eel in merito alla riforma della disciplina del settlement e delle perdite di rete che reca gli orientamenti dell'Autorità in materia di superamento della disciplina del load profiling e di modalità di approvvigionamento dell'energia "residuale, con scadenza per l'invio delle osservazioni prevista il 25 settembre 2023. Il documento per la consultazione prospetta il seguente scenario:

• entro il 31 luglio 2024 è prevista la definizione del quadro regolatorio della nuova disciplina del settlement e delle perdite di rete, attraverso il perseguimento dei seguenti obiettivi:
• superamento dell'attuale meccanismo di load profiling e ridefinizione delle modalità di determinazione e approvvigionamento dell'energia "residuale";
• unificazione dei dati di misura funzionali al settlement e regolazione delle perdite di rete e semplificazione degli obblighi informativi;
• revisione dell'attuale meccanismo di perequazione delle perdite nell'ottica di definire una disciplina più aderente alle reali performance delle singole imprese;
• tempestiva determinazione e valorizzazione delle partite fisiche ed economiche del dispacciamento con la conseguente riduzione degli oneri finanziari in capo ai diversi attori del sistema e delle garanzie;
• entro il 31 dicembre 2025 è prevista la definizione delle tempistiche e le modalità di integrazione nel SII di quanto disposto dalla nuova disciplina.

L'Autorità ha pubblicato la delibera 584/202 con cui estende fino al 2024 la regolazione vigente nel 202 ed in particolare:

• la disciplina della perequazione delle perdite di rete prevista ai sensi del TIV per il biennio 2022-2023;
  • i fattori convenzionali di predita ai fini perequativi stabiliti nel TIV per l'anno 202 ;
• i fattori convenzionali di perdita applicati per l'anno 202 all'energia elettrica immessa e prelevata ai sensi del TIS.

Con specifico riferimento alle situazioni marginali, il meccanismo di reintegrazione di tali perdite viene confermato nel 2024 prevedendo la presentazione dell'istanza a maggio 2025 con riferimento al triennio 2022-2024.

L'Autorità ha pubblicato la delibera 5 5/24 con cui modifica/integra la vigente disciplina del load profiling e delle perdite di rete per garantire la corretta applicazione della regolazione vigente anche per l'anno 2025 nelle more dell'applicazione della nuova disciplina con decorrenza 2026.

L'Autorità ha di recente pubblicato tre Documenti di Consultazione per la riforma del Settlement elettrico e delle Perdite di Rete:

Consultazione n. 268/2025 "Orientamenti in materia di applicazione dei coefficienti di perdita standard per le immissioni in rete, approvvigionamento dei prelievi per gli usi propri e dell'energia residua e riconoscimento ai Gestori di rete con obbligo di connessione di terzi dei relativi costi";

• Consultazione n. 269/2025 "Nuovo Testo Integrato della regolazione delle partite fisiche ed economiche del servizio di dispacciamento elettrico";
• Consultazione n. 270 "Interventi sul Testo Integrato Misura elettrica (TIME) funzionali alla riforma del Settlement elettrico".

Continuità del servizio

Con il Testo Integrato della regolazione output-based in vigore dal 1° gennaio 2020, l'Autorità ha introdotto la possibilità per i DSO di presentare esperimenti regolatori per il miglioramento della qualità del servizio in ambiti particolarmente critici. Peculiarità di tali esperimenti è la sospensione delle penali per il periodo di sperimentazione e la loro mancata applicazione retroattiva in caso di raggiungimento dei livelli obiettivo degli indicatori di numero e di durata delle interruzioni senza preavviso, fissati dalla normativa vigente.

In tale contesto, areti ha presentato la propria proposta, declinando un percorso di miglioramento degli indicatori di qualità tecnica differente da quello definito dalla regolazione ordinaria. Tale proposta è stata approvata dall'Autorità con determina 20/2020 del 20 novembre 2020. Il provvedimento ha rimandato al 2024 il calcolo dei premi e delle penali per l'intero quadriennio 2020-2023 e prevede l'attivazione di un meccanismo di premialità aggiuntivo in caso di raggiungimento del target proposto al 202 e di conseguimento di livelli annuali effettivi migliori rispetto a quelli proposti nella sperimentazione. Il premio complessivamente ottenuto non può essere maggiore di quello conseguibile a regolazione ordinaria e in caso di mancato raggiungimento dell'impegno di miglioramento indicato, areti dovrà versare le eventuali penali che avrebbe conseguito nel quadriennio, in assenza della deroga.

L'Autorità ha pubblicato la delibera 485/2023 con cui definisce premi e penalità relativi alla continuità del servizio per l'anno 2022. areti non compare nella lista in quanto è in esperimento regolatorio ed è stata pertanto valutata nel 2024 al termine del quadriennio di sperimentazione 2020-2023.

L'Autorità ha pubblicato la Delibera 588/2024, contente la determinazione delle partite economiche relative agli esperimenti regolatori in materia di continuità del servizio di distribuzione dell'energia elettrica, per il periodo 2020-2023, secondo la quale areti al 31 dicembre 2024, a causa del mancato raggiungimento dei livelli obiettivo, risulta tenuta al pagamento di una penale nella misura di 6,4 milioni euro. Nel mese di gennaio 2025 tale penale è stata interamente pagata.

L'Autorità ha pubblicato la determina 2/2024 – DINE con cui ha approvato le istruzioni tecniche per la registrazione e documentazione delle interruzioni del servizio di distribuzione dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2024-2027.

Piano di Sviluppo e Resilienza

L'Autorità ha pubblicato la delibera 296/202 con cui ha definito modalità e tempistiche di elaborazione e consultazione dei piani di sviluppo delle reti di distribuzione. In particolare, areti ha presentato all'Autorità lo schema del piano di sviluppo 2023 a settembre 2023, con avvio della consultazione pubblica in data 02/09/2023 in esito alla quale areti ha inviato ad Arera il piano aggiornato in base a quanto emerso dalle osservazioni ricevute e con le proprie controsservazioni. Dall'anno 2025 ciascuna impresa distributrice con almeno 100.000 clienti finali deve presentare, entro il 21 marzo di ogni anno dispari, lo schema del proprio piano di sviluppo all'Autorità, con avvio di una consultazione pubblica della durata di almeno 42 giorni e l'invio del piano definitivo post-consultazione entro il 30 giugno.

Con delibera 617/202 l'Autorità ha adottato il testo integrato della regolazione output-based del servizio di distribuzione dell'energia elettrica 2024-2027 (TIQD) e la regolazione della qualità commerciale dei servizi di distribuzione e misura (TIQC 2024), stabilendo inoltre il nuovo meccanismo di premialità per benefici associati agli interventi di sviluppo della rete, che prevede:

• un nuovo meccanismo di incentivazione solo premiante, per l'anno 2024, su istanza dell'impresa distributrice, con limite all'ammontare di investimenti ammissibili pari al 15 della spesa di investimento prevista per l'anno 2024 nel piano di sviluppo dell'anno 2023 (sono esclusi dal meccanismo gli interventi già inseriti nel meccanismo premiale della resilienza); la premialità prevista è pari a due annualità di beneficio (lordo) atteso, per il periodo 2025-2027; per l'anno 2025 su istanza dell'impresa distributrice da presentare entro il 30 giugno 2025, con eventuali limiti alla spesa di investimento attesa ammissibile ancora da fissare;
• la consuntivazione entro il 1 marzo di ciascun anno a partire dal 2026 con riferimento al 1 dicembre dell'anno precedente (negli anni dispari la rendicontazione è effettuata in sede di trasmissione dello schema di piano di sviluppo precedente la relativa consultazione pubblica) con determinazione delle premialità da parte dell'Autorità entro il 0 settembre, eventualmente in più rate annuali fino a un massimo di tre rate;
• l'estensione delle categorie di beneficio eleggibili a premialità, con alcune disposizioni di prima applicazione, ferma restando la possibilità di ulteriori evoluzioni sia delle caratteristiche del futuro meccanismo incentivante, sia metodologiche in esito a interlocuzioni con le imprese distributrici.

L'Autorità, facendo seguito alla consultazione 2 9/2024/R/com avente ad oggetto gli orientamenti circa i requisiti minimi per l'elaborazione dei Piani di sviluppo della trasmissione, trasporto e distribuzione di energia elettrica e per la definizione di ipotesi di scenario per i piani di sviluppo delle reti di distribuzione, ha pubblicato la Delibera 392/2024/R/eel relativa alle Disposizioni in materia di scenari dei Piani di sviluppo delle reti energetiche. Le novità più significative introdotte con il provvedimento riguardano: una nuova scadenza per le edizioni dei documenti di descrizione degli scenari; una nuova attività di raccolta di informazioni da parte degli utenti attuali e potenziali delle reti; un processo per una discussione di lunghissimo termine sull'evoluzione del sistema energetico.

Sulla base di tali premesse l'Autorità ha pubblicato vere e proprie Linee Guida, con Delibera 521/2024. Con Delibera 472/2024 l'Autorità dispone aggiornamenti e integrazioni della regolazione funzionali all'applicazione della seconda fase di incentivazione degli interventi di sviluppo della rete di distribuzione dell'energia elettrica, con istanza delle imprese distributrici entro giugno 2025. Fra le altre disposizioni, sono aggiornate le categorie di benefici ai fini dell'applicazione dell'analisi costi benefici. L'Autorità è ulteriormente intervenuta quest'anno, con Delibera n. 112/2025 per la definizione delle modalità di calcolo e di valorizzazione di altri parametri relativi alle categorie di beneficio per le analisi dei costi benefici degli interventi di sviluppo della rete di distribuzione dell'energia elettrica. Ai fini dell'istanza di ammissione di cui all'articolo 80 dell'Allegato A alla deliberazione 617/202 /R/eel (TIQD) in materia di premialità per interventi sulle reti di distribuzione per imprese distributrici con almeno 100.000 clienti finali, soggette all'obbligo di predisporre piani di sviluppo, è presentata istanza nel termine del 30 giugno 2025.

In tema di piani di investimento, l'Autorità ha pubblicato la Consultazione 2 8/2025 come proposta di piani straordinari di investimento pluriennale ai fini della rimodulazione delle concessioni di distribuzione dell'energia elettrica in scadenza al 20 0.

Progetto "Contatori Digitali 2G"

L'Autorità ha pubblicato la delibera 724/22 che aggiorna le Direttive 2G per il triennio 202 -2025 prevedendo, in particolare, l'estensione a 4 anni del periodo di monitoraggio delle performance dei sistemi di smart metering 2G, con l'attivazione delle penalizzazioni solo a partire dal 1° gennaio del quinto anno di PMS2. Il medesimo provvedimento introduce inoltre un meccanismo premiante in caso di superamento del 105% del numero cumulato di misuratori 2G in sostituzione di misuratori 1G o elettromeccanici, da applicare qualora tale accelerazione sia realizzata in presenza di contributi pubblici di qualunque natura.

L'Autorità con Determina /202 stabilisce che le imprese distributrici che servono oltre 100.000 punti di prelievo comunichino alla Direzione Infrastrutture Energia dell'Autorità, entro il 1 ottobre di ogni anno, i dati consuntivi di avanzamento della messa in servizio e degli indicatori di performance dei sistemi di smart metering 2G. Con Delibera 9/2025 l'Autorità prescrive obblighi di comunicazione in merito alla fase massiva di messa in servizio dei sistemi di smart metering di seconda generazione (2G) per la misura dell'energia elettrica.

Servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento all'energia elettrica prelevata per la successiva immissione in rete

L'Autorità ha pubblicato la delibera 109/2021/R/eel – che fa seguito al documento di consultazione 345/2019 – con la quale definisce le modalità di erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell'energia elettrica prelevata per i consumi relativi ai servizi ausiliari di generazione e nel caso dell'energia elettrica prelevata e successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo. L'obiettivo prioritario del provvedimento è quello di uniformare la regolazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per l'energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete ed estendere la predetta regolazione ai casi, più complessi, in cui i prelievi di energia elettrica per il tramite del medesimo punto di connessione non siano destinati solo ai sistemi di accumulo e/o ai servizi ausiliari di generazione, ma anche a ulteriori carichi distinti da essi. La delibera ha stabilito che dal 1° gennaio 2022, su istanza del produttore, l'energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete sia trattata come energia elettrica immessa negativa ai fini dell'accesso ai servizi di trasporto, distribuzione e dispacciamento.

L'ARERA ha pubblicato la Delibera 560/2021/R/EEL con la quale ha posticipato al 1° gennaio 202 , anziché al 1° gennaio 2022, l'applicazione della disciplina dei servizi di trasmissione, distribuzione e dispacciamento per gli accumuli elettrochimici di cui alla Delibera 109/2021/R/EEL, previa presentazione di apposita istanza da parte del produttore o dal soggetto richiedente la connessione al gestore della rete secondo il modello previsto dalla determina DMEA 5/2022.

L'Autorità ha pubblicato la delibera 472/22 con cui integra la regolazione introdotta dalla delibera 109/21 in materia di servizi ausiliari e sistemi di accumulo, definendo i propri orientamenti in materia di:

• determinazione delle penali nel caso di superamento del valore del 110% della potenza dichiarata nella perizia asseverata per i servizi ausiliari e/o per i sistemi di accumulo;
• rideterminazione della durata dell'intervallo temporale per la quantificazione dell'energia elettrica prelevata funzionale a consentire la successiva immissione in rete attraverso un coefficiente di partizione;
• definizione della procedura per la sostituzione delle apparecchiature di misura ai fini della rilevazione oraria dei dati di misura dell'energia elettrica.

L'Autorità ha pubblicato la delibera 142/202 /R/eel che aggiorna il TIS e il TIME affinché i venditori, da un lato, e le imprese distributrici e Terna, dall'altro, possano correttamente valorizzare l'energia elettrica prelevata dalle configurazioni impiantistiche che accedono alla nuova disciplina introdotta con la deliberazione 109/2021/R/eel. A tal fine con la presente delibera l'Autorità ha disciplinato le modalità di trasmissione dei dati relativi all'energia elettrica prelevata per l'alimentazione dei servizi ausiliari di generazione e dell'energia elettrica prelevata e a successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo e l'energia prelevata netta.

Con delibera 596/202 /R/eel l'Autorità, considerando le criticità riscontrate al fine di completare la procedura per l'accesso alla disciplina prevista dalla deliberazione 109/2021/R/eel (con particolare riferimento alle attività correlate alla registrazione nell'anagrafica GAUDÌ e all'abilitazione delle UP e/o UPSA), ha disposto:

• la proroga di un anno (fino a fine 2024) della disciplina regolatoria attualmente prevista dall'articolo 16 del TIT 2020-2023;
• la costituzione presso Terna di un tavolo tecnico, convocato con frequenza almeno mensile, a cui partecipano gli stakeholder interessati, al fine di discutere le criticità operative;
• l'invio da parte di Terna di report mensili ad ARERA per rendicontare quanto emerso dal tavolo tecnico e le soluzioni individuate, nonché in merito allo stato di aggiornamento del sistema GAUDÌ e, a livello aggregato, allo stato di avanzamento delle pratiche presentate dagli operatori.

Con Delibera e 585/2024/R/EEL l'Autorità integra e modifica la Delibera 109/2021 definendo maggiormente le modalità di erogazione del servizio di trasmissione, distribuzione e dispacciamento nel caso dell'energia elettrica prelevata per i consumi relativi ai servizi ausiliari di generazione e nel caso dell'energia elettrica prelevata e successivamente re-immessa in rete dai sistemi di accumulo.

Autoconsumo collettivo e Comunità di energia Rinnovabile

Con Delibera del 0 gennaio 2024 l'Autorità ha pubblicato un provvedimento di modifica il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (TIAD) e di verifica positive delle Regole Tecniche per il servizio per l'autoconsumo diffuso predisposte dal Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (GSE).

Mobilità elettrica

Con la delibera 541/2020/R/eel, integrata dalla Delibera 160/2021/R/eel, l'Autorità ha avviato una sperimentazione nazionale rivolta ai clienti T, finalizzata a facilitare l'installazione di ricariche e-car in ambito privato.

L'adesione è volontaria e gratuita e l'accesso è subordinato al rispetto di alcune condizioni:

• deve trattarsi di un cliente BT con potenza contrattualmente impegnata non superiore a 4,5 kW e non inferiore a 2 kW;
• il POD deve essere dotato di misuratore telegestito 1G o 2G. In questo secondo caso, le fasce multiorarie eventualmente impostate dal venditore devono consentire l'identificazione dei prelievi effettuati in fascia notturna e festiva;
• al misuratore deve essere elettricamente connesso un dispositivo di ricarica almeno in grado di:
  • o misurare e registrare la potenza attiva di ricarica e trasmettere tale dato ad un soggetto esterno (es. un aggregatore);
  • o ridurre/incrementare o ripristinare la potenza massima di ricarica.
• il cliente deve fornire il proprio consenso a verifiche e controlli anche presso la propria abitazione ed è tenuto a comunicare tempestivamente ogni variazione impiantistica o contrattuale intervenuta durante la sperimentazione.

L'applicazione della sperimentazione, inizialmente prevista dal 1° luglio 2020 al 1 dicembre 202 , è stata prorogata al 1 dicembre 2024 con delibera 634/2023/R/eel, che rappresenta un primo esito della consultazione 540/2023/R/eel. La delibera dispone tre interventi ritenuti urgenti in tema di mobilità elettrica: una revisione graduale della disciplina BTVE dal 2025, la conferma a proseguire con della sperimentazione 541/2020 e costituire tavoli tecnici.

Con Determina 2/2024 ARERA ha inteso coordinare le attività legate ai temi della decarbonizzazione dei consumi/mobilità elettrica e allo sviluppo della filiera dell'idrogeno e dei gas rinnovabili. In particolare, ARERA ha previsto che vengano svolte, con riguardo ai temi della decarbonizzazione dei consumi/mobilità elettrica, le seguenti attività:

• istituzione di Focus group per la mobilità elettrica previsti dalla deliberazione 634/2023/R/eel;
• anche avvalendosi della collaborazione di centri di ricerca esterni all'Autorità, raccolta ed analisi dei dati utili per aggiornare e/o integrare le ricognizioni già avviate in merito all'evoluzione delle tecnologie e dei mercati di rilievo nel settore della mobilità elettrica;
• partecipazione a tavoli tecnici eventualmente istituiti da altre Pubbliche Amministrazioni afferenti ai temi della mobilità elettrica;
• supporto per la predisposizione degli schemi di provvedimenti previsti dalla deliberazione 634/2023/R/eel;
• predisposizione di schemi di rapporti, quali quelli richiesti dal Regolamento AFIR;
• presentazione di una sintetica relazione semestrale dell'attività svolta al Direttore di divisione;

Con la delibera 52/2021/R/eel l'Autorità ha avviato una sperimentazione delle soluzioni regolatorie più appropriate per l'approvvigionamento dei servizi ancillari locali predisposti dai gestori della distribuzione e per la relativa remunerazione. La sperimentazione tiene conto delle definizioni e dei principi generali già presenti nel quadro normativo europeo e serve anche al fine di raccogliere informazioni utili per possibili contributi al dibattito europeo. In tale contesto regolatorio, areti ha sviluppato il progetto RomeFlex (Reshaping Operational Methods to run grid FLEXibility) che consente di realizzare un Mercato della flessibilità locale su alcune aree del territorio della città di Roma. A tal fine, in data 22 dicembre 2022 areti ha avviato la consultazione pubblica (scadenza 31 gennaio 2023) dello Schema di Regolamento secondo cui sarà condotta la proposta progettuale RomeFlex. Con la delibera 72/202 /R/eel l'Autorità ha approvato il progetto pilota per l'approvvigionamento di servizi ancillari locali proposto dalla società areti per l'anno 2024, nell'ambito del percorso disciplinato dalla deliberazione 52/2021/R/eel, nonché la documentazione proposta dal GME e necessaria allo scopo.

Con Delibera 420/202 l'Autorità ha approvato i corrispettivi proposti dal GME, di cui all'Articolo 7 del Regolamento del Mercato Locale della Flessibilità approvato con deliberazione 372/2023/R/eel. Il GME continuerà a svolgere il ruolo di controparte centrale nei mercati elettrici ivi incluso quello della flessibilità locale. I valori approvati sono stati fissati in modo da incentivare la partecipazione degli operatori e la crescita della liquidità sul MLF nelle sue fasi iniziali (prima fase di selezione di risorse in cui sarà operativo solo il mercato a termine corrispondente al periodo gennaio-aprile 2024).

L'Autorità ha pubblicato la Delibera 121/2024/R/eel con la quale ha approvato le modifiche richieste al progetto RomeFlex ossia l'introduzione del mercato a pronti e rimodulazione della remunerazione dei servizi tra capacità e energia. Con la delibera 121/2024 l'Autorità ribadisce il budget areti 2024 pari a 5M€ per servizi ai SP, specificando che: "…i corrispettivi corrisposti da areti al GME per le transazioni effettuate sul MLF siano inseriti tra i costi per la remunerazione delle risorse di flessibilità posti a carico, ai sensi della deliberazione 72/202 /R/eel, del Fondo per eventi eccezionali, resilienza e altri progetti speciali di cui all'articolo 10, comma 10.1, lettera l), del TIPPi".

Il mercato del Waste Management

Il contesto di mercato in ambito Waste Management, data l'attuale situazione di produzione e capacità di trattamento dei rifiuti nelle aree di tradizionale operatività del Gruppo Acea e in quelle limitrofe, evidenzia una "domanda potenziale" (smaltimento in discarica, termovalorizzazione, compostaggio e produzione di biogas, trattamento di fanghi e rifiuti liquidi, riciclaggio di materiali misti e produzione di Materie Prime Seconde) elevata. Questa è favorita da un quadro regolatorio nazionale, che prevede forme incentivanti, e dal supporto normativo delle direttive europee in tema di recupero di materia e di energia, oltre che dall'implementazione delle indicazioni politiche dell'Unione Europea sull'economia circolare (closing the loop), in corso di implementazione sul territorio nazionale in virtù di una legge delega che ha attribuito al Governo l'obbligo di aggiornamento della normativa ambientale adeguandola ai nuovi standard comunitari.

Si evidenziano, pertanto, opportunità di sviluppo del settore, agevolate anche dalla disponibilità di nuove tecnologie (ad esempio nel compostaggio) e da possibili forme di integrazione industriali con altri operatori.

Infine, l'ampliamento delle potenzialità di smaltimento/recupero dei fanghi da depurazione – nell'ambito dei servizi ambientali a valore aggiunto (trattamento fanghi, compost) – potrebbe portare al completamento dell'integrazione con il business Idrico, in vista di una completa gestione in house dell'intera filiera.

Regolazione idrica

Con la delibera 6 9/202 /R/idr del 28 dicembre 202 , l'Autorità di Regolazione per l'Energia Reti e Ambiente (c.d. ARERA o Autorità) definisce il Metodo tariffario idrico per il quarto periodo regolatorio 2024 – 2029 (c.d. MTI-4). L'adozione del MTI-4 avviene nell'ambito del procedimento avviato con la delibera 64/2023/R/idr (che ha indicato altresì il valore del costo medio di settore della fornitura elettrica per l'anno 2022, pari a 0,2855 €/kWh) e seguito da due consultazioni (DCO 442/2023/R/idr e DCO 543/2023/R/idr). Con comunicato del 12 marzo 2024, l'ARERA ha, inoltre, stabilito il costo medio di settore della fornitura elettrica relativo al 2023, pari a 0,24 6 €/kWh. L'Autorità, con l'obiettivo di garantire stabilità e continuità del quadro regolatorio vigente, conferma l'approccio metodologico adottato nei precedenti periodi regolatori. Si riportano di seguito le tematiche di maggiore rilievo del nuovo metodo:

• allungamento della durata del periodo regolatorio da quattro a sei anni con due aggiornamenti biennali delle predisposizioni tariffarie (entro il 30 aprile 2026 ed il 30 aprile 2028) ed eventuale revisione infra-periodo su istanza motivata dell'Ente di Governo dell'Ambito (c.d. EGA) per circostanze straordinarie;
• aggiornamento dei parametri sottostanti la matrice di schemi regolatori con conseguente incremento dei valori massimi ammissibili (da attribuire primariamente all'inflazione) compresi tra il 5,95 (Schema II pari precedentemente a ,7 ) e 9,95% (Schema VI pari precedentemente a 8,5%);
• oneri finanziari e fiscali del Gestore del servizio idrico integrato: sostanziale allineamento ai valori degli altri settori regolati, definendo un valore complessivo di 6,13% (4,8% in MTI-3);
• costi per l'energia elettrica: il riconoscimento in tariffa del costo per l'acquisto di energia elettrica sostenuto nell'anno (a-2) valorizza anche l'autoproduzione e gli sforzi del gestore per il contenimento dei consumi a parità di condizioni impiantistiche e di perimetro; tale valore è da considerarsi come tetto massimo essendo comunque possibile quantificare un valore inferiore, al fine di anticipare almeno in parte gli effetti del possibile trend di diminuzione del costo dell'energia elettrica. In sede di conguaglio, il Metodo prevede (tranne che per gli anni 2024 e 2025 in cui è confermato il meccanismo basato sul "costo medio di settore") un benchmark di riferimento relativo ad un mix teorico di acquisto (per il 2026: 70 a prezzo variabile e 30% a fisso; per gli anni successivi è previsto un eventuale aggiornamento dei pesi). Viene, inoltre, prevista una franchigia del 15% in aggiunta a tale benchmark (superato tale valore eventuali costi aggiuntivi rimangono in capo al gestore), mentre eventuali efficienze di costo sono ripartite tra gestore e sistema (sharing del 50%). Nei conguagli (componente RCaltro relativa al recupero degli scostamenti tra vincolo ai ricavi ed esborsi sostenuti) trovano copertura – condizionata - gli importi relativi al pieno recupero dei costi di energia elettrica sostenuti nel 2022;
• conguagli: nel confermare, in linea con i periodi regolatori precedenti, la possibilità che gli EGA e gli altri soggetti competenti presentino istanza per il superamento del limite tariffario, l'Autorità puntualizza che tale scelta può essere motivata anche dalla necessità di recuperare i conguagli riferiti a pregresse annualità (già approvati da EGA/ARERA), allo scopo di sostenere la realizzazione delle infrastrutture necessarie. Nell'approvazione dell'istanza, l'ARERA conduce una specifica istruttoria volta ad accertare, oltre alla validità dei dati forniti e all'efficienza del servizio di misura, la congruità tra l'entità dei conguagli pregressi ammessi a recupero e il fabbisogno di risorse richiesto per la realizzazione delle infrastrutture necessarie. Al fine di contenere l'entità dei costi ammissibili rinviati a periodi futuri, la possibilità di recupero dei conguagli nelle annualità successive al 2029 è, di norma, limitata ai soli casi in cui tale differimento sia motivato dalla necessità di rispettare il previsto limite di crescita annuale al moltiplicatore tariffario. Si prevede, tuttavia, che l'EGA possa presentare, in accordo con il gestore, istanza di rinvio corredata da un piano in cui vengano declinate puntualmente le annualità in cui si intende provvedere al recupero. Viene rimandata a successivo provvedimento (anche alla luce degli esiti dell'attività di validazione) la definizione delle modalità operative di recupero di eventuali scostamenti fra:
  • o i dati comunicati con riferimento agli anni dispari e i valori riscontrati ex post in ordine ai volumi fatturati e ai consumi di energia elettrica;
  • o i costi operativi e i conguagli quantificati per le predisposizioni tariffarie riferite al 2023 assumendo un tasso di inflazione nullo e quelli derivanti dall'aggiornamento del tasso pari a 4,5 ;
• adeguamento dei costi di gestione ammissibili: prevista l'inclusione di costi aggiuntivi relativi all'entrata in vigore di nuove normative, all'ampiamento del perimetro di attività effettuate (gestione delle acque meteoriche ove l'EGA eserciti la facoltà di includere tale attività nel Servizio idrico integrato) nonché degli oneri aggiuntivi sostenuti per l'adeguamento ai nuovi obiettivi di qualità tecnica;
• meccanismi incentivanti per la promozione della sostenibilità energetica e ambientale: con tali misure viene attribuito un eventuale premio in caso di conseguimento di obiettivi individuati con riferimento a due nuovi indicatori:
  • o RIU Quota dei volumi depurati destinabili al riutilizzo ma non destinati a tale finalità;
  • o ENE quantità di energia elettrica acquistata (per il quale viene adottato un target inferiore pari al 5%- a quello inizialmente proposto).

Tali meccanismi saranno applicati a partire dal 2025, considerando, tra l'altro, la situazione al 202 di ciascun gestore.

Con il documento di consultazione 245/2024/R/Idr, pubblicato il 21 giugno 2024, l'Autorità presenta gli elementi di inquadramento generale e gli orientamenti per la definizione dello schema tipo di bando di gara. La definizione del contenuto minimo dei bandi di gara è, per l'Autorità, un elemento essenziale al completamento della disciplina necessaria allo svolgimento delle nuove procedure di affidamento, in quanto mira a garantire uniformità nei criteri e nelle modalità da utilizzare sia nelle procedure ad evidenza pubblica per l'affidamento della gestione sia in quelle di affidamento a società mista, limitatamente agli aspetti concernenti la selezione del socio privato (art. 17, d.lgs.175/2016).

L'impostazione delineata nel documento si basa, in coerenza con la normativa sovraordinata (D.lgs 201/2022), sui parametri già stabilmente adottati nell'ambito della regolazione - sia quella tariffaria, sia quella della qualità tecnica e contrattuale – che vengono qualificati come parametri di miglioramento delle gestioni da perseguire attraverso la pressione competitiva. Il 25 marzo 2025 l'Autorità ha pubblicato la seconda consultazione inerente gli "Orientamenti finali per la definizione di uno schema tipo di bando di gara per l'affidamento del servizio idrico integrato". L'entrata in vigore del provvedimento definitivo (non ancora pubblicato) è prevista non oltre il 1° gennaio 2026. Pur non applicandosi alle procedure già avviate al momento della sua pubblicazione, l'Autorità prevede che gli Enti di Governo siano tenuti alla predisposizione di bandi di gara coerenti con il quadro regolatorio pro tempore vigente. Il provvedimento conferma il contenuto minimo della prima consultazione in tema di documentazione di gara, durata, oggetto e valore dell'affidamento nonché criteri di aggiudicazione e disciplina dell'offerta tecnica ed economica. L'Autorità prevede misure specifiche per il partenariato pubblico-privato e include valutazioni sullo sviluppo del servizio, integrandole con quelle propriamente definite nell'ambito della regolazione.

In tema di bonus sociale idrico si segnalano i seguenti provvedimenti:

• la determina 7/DICU/2024 che approva le comunicazioni da inviare agli utenti cui non viene riconosciuto il bonus sociale idrico, elettrico e gas;
• la delibera 430/2024/R/Idr che semplifica e revisiona gli obblighi informativi a carico di gestori ed Enti di Governo di Ambito (EGA) in tema di bonus sociale e integrativo. In particolare, a partire dal 2026, i gestori del SII saranno tenuti a rendicontare i dati e le informazioni di sintesi concernenti il riconoscimento dell'agevolazione, nonché i dati e le informazioni contenute nel registro, unicamente agli EGA di competenza.

A corredo del nuovo metodo tariffario per il quarto periodo regolatorio si evidenziano i seguenti due documenti:

• la delibera 58/2024/R/Idr con la quale l'ARERA avvia il procedimento per la determinazione d'ufficio delle tariffe del servizio idrico, ai sensi della delibera 6 9/202 , nonché per l'acquisizione di ulteriori elementi conoscitivi relativi ai casi di esclusione dall'aggiornamento tariffario. Poiché il tempestivo recepimento di MTI4 rappresenta, come specifica l'ARERA, un passaggio fondamentale per salvaguardare l'equilibrio economico-finanziario delle gestioni e per favorire, in particolare, l'implementazione di un'efficace strategia di potenziamento della sicurezza degli approvvigionamenti idrici, il Regolatore ritiene opportuno conferire al Direttore della direzione Tariffe e Corrispettivi ambientali (Dtac) i seguenti due mandati:
  • o procedere alla diffida dei soggetti che ricadono nelle casistiche di determinazione d'ufficio della tariffa ex comma 5.8 della delibera 639/2023, richiedendo ai medesimi di inviare le informazioni necessarie, entro il termine di trenta giorni, pena l'applicazione del theta pari a 0,9 per la durata della casistica stessa;
  • o procedere alla diffida degli EGA "in caso di inosservanza dei propri obblighi di aggiornamento della predisposizione tariffaria a seguito di istanza del gestore";
• la delibera 570/2024/R/idr con cui l'Autorità individua il mix teorico di acquisto per la definizione del costo di riferimento dell'energia elettrica ai fini del calcolo dei conguagli afferenti all'annualità 2027, secondo quanto previsto dal Metodo Tariffario. Viene determinata pertanto un'incidenza pari al 90 per gli acquisti a prezzi variabili e pari al 10% per quelli a prezzi fissi. Con successivi provvedimenti verranno definiti i pesi per gli anni a seguire.

Nell'ambito di un procedimento parallelo a quello del metodo tariffario, l'Autorità ha adottato con delibera 6 7/202 /R/idr l'aggiornamento della disciplina della Qualità Tecnica del Servizio Idrico Integrato (RQTI). Il provvedimento dispone che, a partire dall'anno 2024, gli obiettivi di qualità (sia tecnica che contrattuale) siano stabilmente valutati in maniera cumulativa su base biennale. Conseguentemente, ai fini dell'applicazione dei fattori premiali (e/o di penalizzazione), costituisce elemento di valutazione il livello raggiunto cumulativamente al termine dell'anno dispari per ciascuno dei macro-indicatori applicati. Sia per la qualità tecnica che contrattuale viene previsto un tetto alla premialità pari al 15% del valore del Vincolo di Ricavo del Gestore (VRG).

Entro il 30 aprile di ciascuna annualità, e secondo le modalità operative che verranno stabilite con successivi provvedimenti, l'EGA dovrà trasmettere all'Autorità un archivio contenente il file per la raccolta dati RQTI - monitoraggio con annessa documentazione a supporto. Dal 2026 (e successivamente a cadenze biennale) tale archivio dovrà essere verificato da un pool di EGA, successivamente definito dall'Autorità, che include quello competente territorialmente per la gestione in considerazione. La mancata asseverazione dell'archivio, anche parziale, dovrà essere motivata e costituirà causa di esclusione dal meccanismo incentivante per gli eventuali macro-indicatori interessati. Viene, inoltre, prevista l'esclusione del gestore dall'aggiornamento tariffario in caso di ritardi e carenze nel superamento del mancato raggiungimento dei prerequisiti previsti dalla RQTI.

Tra le principali modifiche dell'aggiornamento della qualità tecnica, oltre alla determinazione di un numero di classi di valutazione uguale per tutti i macro-indicatori (con rimodulazione dei vari livelli e degli obiettivi associati) e di alcune specifiche per ciascun macroindicatore, vi è l'inserimento di un nuovo macro-indicatore "M0 – Resilienza idrica" con il quale il Regolatore si pone l'obiettivo di valutare la capacità dei sistemi idrici di contrastare, sia a livello di ambito territoriale gestito che a livello sovraordinato, le frequenti situazioni di stress cui è sottoposta la risorsa idrica. M0 è infatti composto da due indicatori semplici:

• M0a (Resilienza idrica a livello di gestione del servizio idrico integrato) definito come rapporto tra i consumi del servizio idrico integrato, incluse le perdite di rete, e la disponibilità idrica della gestione medesima,
• M0b (Resilienza idrica a livello sovraordinato) che individua il rapporto tra i consumi per tutti gli usi, incluse le perdite di rete, e la disponibilità idrica complessiva del territorio considerato.

Nel febbraio 2024 l'Autorità, con delibera 26/2024/R/idr, avvia un procedimento per la definizione del nuovo macro-indicatore di qualità tecnica "M0 – Resilienza idrica" organizzando specifici focus group con gli stakeholder interessati per gli approfondimenti tecnici relativi alla definizione delle modalità di calcolo dell'indicatore, alla pianificazione delle misure necessarie a fronteggiare gli effetti del Climate Change e a garantire la resilienza dei sistemi idrici. A seguito della consultazione intervenuta con il DCO 474/2024/R/Idr, l'Autorità ha pubblicato il 27 dicembre 2024 la delibera 595/2024/R/Idr con la quale ha avviato la fase sperimentale di monitoraggio e raccolta delle grandezze preposte alla costruzione del macro-indicatore di resilienza idrica. L'indicatore ha la funzione di introdurre una verifica sistematica ed efficace del complesso sistema degli approvvigionamenti a fronte delle previsioni della domanda idrica, includendo anche gli usi diversi dal civile. Il provvedimento disciplina, pertanto, le modalità di calcolo dell'indicatore M0b di resilienza idrica a livello sovraordinato, nonché quelle di raccolta delle grandezze preposte alla sua costruzione, valide per la fase sperimentale e di monitoraggio. Viene, inoltre, definito l'arco temporale di riferimento delle grandezze rilevate, la dimensione territoriale nonché gli obblighi di registrazione, condivisa tra gestore ed EGA, a partire dal 1° gennaio 2025. Relativamente all'applicazione del meccanismo incentivante (premi e penali) la delibera stabilisce che i livelli avanzati e di eccellenza (Stadi III, IV e V) saranno valutati a partire dal biennio di valutazione 2026-2027, fermo restando gli obblighi di rilevazione. Come già previsto in fase di consultazione viene confermata la possibilità per gli EGA di proporre istanza per la non applicazione del meccanismo incentivante in caso di mancanza del prerequisito (dati eccessivamente carenti o comunque non rispondenti agli obiettivi della RQTI). L'ARERA intende, comunque, proseguire le interlocuzioni con tutti gli stakeholder interessati per la definizione completa di M0.

Con le delibere 7/2024/R/idr e 9/2024/R/idr l'Autorità avvia i procedimenti per la valutazione dei premi e delle penalità da attribuire ai gestori relativamente alla qualità contrattuale e tecnica per il biennio 2022 – 2023. Tali processi si articolano in due fasi:

• identificazione del set di gestioni per le quali si possiede un corredo completo di informazioni;
• attribuzione delle penalità associate agli Stadi I e II per tutte le gestioni che non abbiano inviato nei termini i dati.

A seguito delle delibere di avvio dei procedimenti sopracitati l'Autorità ha pubblicato con le Delibere 181/2025/R/Idr e 20 /2025/R/Idr le Note Metodologiche che illustrano il procedimento istruttorio seguito, sulla base di quanto previsto rispettivamente dalla regolazione della Qualità tecnica (RQTI) e dalla regolazione della Qualità Contrattuale (RQSII), per l'applicazione del meccanismo incentivante (premi e penali) ai gestori del servizio idrico integrato.

L'Autorità ha analizzato le diverse casistiche relative alle carenze, incompletezze o incongruenze riscontrate nelle valutazioni preliminari di ammissibilità al meccanismo evidenziandone i relativi esiti regolatori (esclusione totale dal meccanismo incentivante, esclusione dai premi ma non dalle penali, applicazione della valutazione al perimetro di gestione precedente all'aggregazione gestionale etc.). Il 20 giugno 2025, l'ARERA ha pubblicato la Delibera 225/2025 di "Applicazione del meccanismo incentivante della regolazione della qualità tecnica del Servizio Idrico Integrato (RQTI), per le annualità 2022-202 . Risultati finali". Il provvedimento attribuisce alle società del Gruppo Acea premi complessivamente pari ad oltre 37 milioni di euro a fronte di poco più di un milione di penali. Il 25 giugno 2025 è stata pubblicata la delibera 277/2025 di "Applicazione del meccanismo incentivante della regolazione della qualità contrattuale del servizio idrico integrato (RQSII) per le annualità 2022-202 . Risultati finali" che ha attribuito alle Società del Gruppo Acea complessivamente premi per 890.451 euro e penali per 737.947 euro.

Con la Delibera 122/2025/R/Idr, l'Autorità avvia il procedimento per la modifica e l'aggiornamento della Delibera 586/2012/R/Idr in tema di trasparenza del documento di fatturazione. In ossequio a quanto già stabilito nell'obiettivo OS.1 del Quadro Strategico 2022- 2025 - relativamente all'empowerment del consumatore – l'Autorità intende rafforzare lo strumento di informazione, formazione e trasparenza a favore dei consumatori alla luce delle importanti e diversificate norme e regole intervenute successivamente all'adozione della sopracitata deliberazione. Entro il 1 dicembre 2025 (temine di conclusione del procedimento). l'Autorità intende pertanto individuare le voci da riportare nel "Quadro di dettaglio" della bolletta, rafforzando, in un'ottica di stabilità e coerenza della disciplina applicabile, il collegamento tra l'azione regolatoria di trasparenza delle informazioni da riportare nei documenti di fatturazione e i criteri varati in materia di corrispettivi all'utenza finale per il servizio.

Regolazione Elettrica

Meccanismo per la compensazione degli importi prescritti

In attuazione a quanto previsto dalla deliberazione 604/2021/R/com ARERA, con la determina 5/2024-DIME, ha approvato il manuale di CSEA che definisce le modalità di attuazione del meccanismo di compensazione degli importi relativi alla prescrizione biennale e l'implementazione delle misure per l'incentivazione alla riduzione delle rettifiche pluriennali per il settore elettrico a carico dei distributori. Con la circolare 21/2025/ELT CSEA ha quindi definito dettagliatamente le modalità operative e le tempistiche del meccanismo che, in prima attuazione, prevede hanno previsto l'inoltro delle istanze 2024 (per prescrizioni accolte tra il 2018 ed il 202 ) entro il 1 maggio 2025 e dell'istanza 2025 (per prescrizioni accolte nel 2024) entro il giugno 2025 per la compensazione degli importi per i quali il venditore ha accolto la prescrizione senza che il distributore abbia dichiarato la sussistenza di una causa ostativa alla sua maturazione.

Aggiornamento delle componenti RCV e DISPBT e del corrispettivo PCV

Con la delibera 262/2024/R/eel, ARERA ha aggiornato le componenti RCV e DISPbt e il corrispettivo PCV a partire da luglio 2024. Il valore di RCVsm centro-meridionale è stato determinato in poco più di 62 €/POD/anno, un valore significativamente superiore ai 40 € messi in consultazione con il DCO 169/2024/R/eel. Il corrispettivo PCV è stato determinato in 40 €/POD/anno, in linea con il valore medio nazionale di RCV. Il valore di DiSPbt è stato determinato in poco più di 1, 1 €/POD/anno. Tale componente sarà applicata a tutti i clienti domestici (SMT e ML e non più solo ai clienti domestici aventi diritto a SMT, in quanto tale servizio sarà limitato ai clienti vulnerabili da luglio).

Elenco venditori Gas

Come disposto dalla legge concorrenza 2022, ARERA ha messo in consultazione (DCO 70/2024/R/gas) i propri orientamenti al fine di predisporre, in analogia con l'Elenco Venditori Elettricità (EVE), un elenco dei venditori abilitati alla vendita di gas naturale (EVG). A seguito del DCO, che ha illustrato ai vari stakeholder le condizioni, i criteri, le modalità e i requisiti tecnici, finanziari e di onorabilità per l'iscrizione, la permanenza e l'esclusione dei soggetti iscritti nell'Elenco, ARERA ha inviato al MASE la propria proposta in merito all'elenco (deliberazione 157/2024/R/gas).

Prescrizione biennale

La Legge di ilancio 2018, all'articolo 1, commi 4-10, ha introdotto la prescrizione biennale nei contratti di fornitura di energia elettrica prevedendo inizialmente che la stessa non potesse essere riconosciuta al cliente finale nel caso in cui la mancata o erronea rilevazione dei dati di misura fosse a questi imputabile. Il comma 295 dell'articolo 1 della Legge di ilancio 2020 ha rimosso tale fattispecie, prevedendo il riconoscimento della prescrizione biennale anche nei casi di accertata responsabilità del cliente, introducendo di fatto una responsabilità oggettiva in capo agli operatori della filiera elettrica e, in particolare, al distributore in qualità di esercente il servizio di misura, pur in assenza di responsabilità o inefficienza del suo operato. Con deliberazione 184/2020/R/com, l'ARERA ha recepito quanto disposto dalla Legge di ilancio 2020 proprio con riferimento all'eliminazione dalle casistiche di esclusione della prescrizione biennale dei casi in cui la mancata o erronea rilevazione dei dati di misura dell'energia derivi da accertata responsabilità del cliente finale. In data 27 luglio 2020 areti ed Acea Energia hanno presentato ricorso al TAR per l'annullamento della delibera184/2020/R/com, ricorso accolto con conseguente annullamento della delibera impugnata sulla base dell'interpretazione secondo cui la Legge di Bilancio del 2020 ha inciso solo sulla durata del termine di prescrizione (biennale anziché quinquennale) senza tuttavia escludere l'operatività della disciplina generale codicistica in materia di prescrizione.

Con delibera 60 /2021 l'Autorità ha modificato la deliberazione 569/2018/R/com in materia di fatturazione di importi riferiti a consumi risalenti a più di due anni in esito al DCO 457/21 per l'ottemperanza alle sentenze 14 giugno 2021, n. 1441, 1444 e 1449 del TAR Lombardia. Con tale delibera l'Autorità ha confermato l'obbligo del distributore di comunicare al venditore, attraverso PEC, contestualmente al dato di misura o di rettifica riferito a consumi risalenti a un periodo precedente di più di due anni, l'indicazione della presunta sussistenza o meno di cause ostative alla maturazione della prescrizione ai sensi della normativa primaria e generale di riferimento. Ha inoltre confermato la suddivisione degli obblighi informativi in capo al venditore nei confronti del cliente finale in base alla presenza o meno di importi in fattura per i quali sia eccepibile la prescrizione. L'Autorità ha inoltre previsto una fase transitoria, nelle more dell'implementazione dei flussi tra i diversi soggetti della filiera ed il SII, che prevede una trasmissione tra le parti delle medesime informazioni in modalità non automatizzata ma con tempistiche definite.

Facendo seguito al DCO 86/2021, l'Autorità ha pubblicato la delibera 604/2021/R/com con la quale ha previsto:

• un meccanismo di compensazione annuale per l'esercente la maggior tutela o l'utente del dispacciamento associato ad un punto di prelievo, prevedendo la possibilità di recuperare anche nella sessione annuale immediatamente successiva eventuali partite non recuperate nella sessione annuale di competenza;
• un meccanismo di responsabilizzazione delle imprese di distribuzione secondo cui a decorrere dall'anno 202 ciascun distributore è tenuto a versare ogni anno una penale a CSEA per i ricalcoli fatturati nell'anno precedente derivanti da mancate raccolte delle misure effettive oppure da rettifiche di dati di misura effettivi precedentemente utilizzati, per la quota parte antecedente i 24 mesi dalla data di messa a disposizione del dato di misura effettivo o della rettifica.

Con Ordinanza cautelare il TAR ha sospeso la delibera ARERA n. 60 /2021 in tema di prescrizione limitatamente all'art. 6.4, ossia alla disciplina transitoria che impone al distributore di rispondere entro 7 giorni. L'udienza pubblica per la trattazione del merito è stata fissata per il giorno 1° dicembre 2022.

Con ordinanza n. 4568/2022 del13 ottobre 2022, il Tribunale di Bologna ha chiarito che le Pmi e le imprese di grandi dimensioni sono escluse dal novero dei soggetti a cui si applica la prescrizione biennale delle bollette di energia elettrica e gas.

In data 2 gennaio 2023 il TAR ha pubblicato le sentenze tramite le quali ha accolto i ricorsi di Italgas e 2i Rete Gas in tema di prescrizione biennale annullando gli artt. 5 ("Obblighi di comunicazione del distributore") e 6.4 ("Norme transitorie") dell'Allegato A alla delibera 60 /2021 e l'art. 9 della delibera 604/2021. Il TAR con la sentenza sottolinea che "la legge non attribuisce all'ARERA il potere di incidere sulle regole generali in materia di prescrizione, sicché essa non può né introdurre diverse cause di sospensione della prescrizione, né modificare sul punto la distribuzione dell'onere della prova, né alterare il contenuto dei diversi rapporti intercorrenti, rispettivamente, tra distributore e venditore e tra venditore e cliente finale, assegnando al distributore il compito di accertare e qualificare giuridicamente fatti destinati ad incidere sul regime della prescrizione nel rapporto cui è estraneo". Di conseguenza, il TAR ribadisce l'illegittimità della norma posta dall'art. 5, poiché pone obblighi informativi in capo al distributore che comportano l'accertamento di fatti, nonché l'effettuazione di qualificazioni e valutazioni giuridiche, che modificano senza fondamento normativo il regime civilistico della prescrizione. Il servizio di misura non comprende specifiche operazioni tese ad individuare cause ostative alla decorrenza della prescrizione, ex art. 2935 c.c., ovvero situazioni di fatto espressive di "dolo del creditore", rilevanti ai sensi dell'art. 2941 n. 8 c.c. Parimenti, il TIVG non pone a carico del distributore le attività di qualificazione e di valutazione giuridica necessarie per accertare la sussistenza di siffatte situazioni. È solo l'art. 5 della delibera che impone al distributore di indicare se sussistono cause ostative, mettendo a disposizione del venditore questa informazione. Secondo il TAR anche quanto previsto da ARERA nell'art. 6.4 della delibera è illegittimo, in quanto impone al distributore l'obbligo di fornire al venditore entro 7 giorni lavorativi dal ricevimento della comunicazione sull'eccezione di prescrizione sollevata da un cliente le informazioni di sua competenza relative "alla ricorrenza di documentate circostanze ostative all'accoglimento della eccezione, il TAR ribadisce l'illegittimità di quanto disposto dall'art. 9 delibera n. 604/2021, che ha esteso le disposizioni degli articoli 5 e 6.4 della delibera ai clienti finali non ricadenti nell'ambito di applicazione dell'art. 2 della medesima deliberazione ossia ha esteso il regime posto dai citati artt. 5 e 6.4 anche a coloro che non ricadono nel perimetro dei c.d. clienti meritevoli di tutela rafforzata.

In data 9 marzo 202 con la delibera 86/202 /C/com "Appello delle sentenze 2 gennaio 202 , n. 5 e n. 6 del TAR Lombardia, Sezione Prima, di annullamento parziale delle deliberazioni dell'Autorità 60 /2021/R/com e 604/2021/R/com", l'Autorità ha deciso di ricorrere al Consiglio di Stato contro le sentenze del TAR Lombardia in tema di annullamento degli obblighi comunicativi imposti ai distributori

in relazione alla prescrizione biennale delle bollette ai sensi degli artt. 5 ("Obblighi di comunicazione del distributore") e 6.4 ("Norme transitorie") dell'Allegato A alla delibera 60 /2021 e l'art. 9 della delibera 604/2021. Secondo l'Autorità sussistano i presupposti per proporre appello avverso le richiamate sentenze del TAR Lombardia in quanto si basano su un'erronea interpretazione degli elementi di fatto e di diritto rilevanti.

Il 29 dicembre 202 il Consiglio di Stato ha respinto gli appelli promossi dall'Autorità avverso le sentenze del TAR Lombardia relative alla delibera 603/2021/R/com e 604/2021/R/com.

Le disposizioni annullate obbligavano il distributore ad indicare al venditore sua controparte, in occasione di comunicazioni di dati di misura o di rettifica degli stessi riferiti a consumi risalenti a più di due anni, l'eventuale sussistenza o meno – e, nel caso, i relativi elementi di dettaglio – di cause che consentissero di presumere che non fosse maturata la prescrizione del diritto di credito ai sensi della normativa primaria.

Sul punto il Consiglio di Stato ha confermato il Tar Lombardia e quindi l'illegittimità di tali disposizioni, sottolineando che le norme speciali in tema di prescrizione biennale (Legge 205/2017) non assegnano all'Autorità "il compito di garantire la circolazione, tra le imprese della filiera, delle informazioni essenziali per far valere le loro reciproche pretese, né di prevenire l'insorgere di contenziosi tra quelle imprese, né di presidiare il rispetto nelle loro reciproche relazioni commerciali dei principi di correttezza e buona fede, e per quanto importanti fossero questi obiettivi e conseguentemente apprezzabile l'intenzione alla base delle delibere impugnate, l'intervento legislativo in parola non poteva costituire occasione per adottare misure – vincolanti per i destinatari – non previste e non strettamente funzionali alla cura degli specifici interessi pubblici da quella stessa legge affidati all'Autorità".

Le sentenze evidenziano che tra distributore, venditore e cliente finale "si instaurano due distinti rapporti negoziali, quello che lega il venditore al cliente finale e quello che intercorre tra il distributore e il venditore. Non si tratta di un rapporto triangolare […] ma di distinte relazioni, derivanti da titoli negoziali differenti e caratterizzate da una diversa disciplina sicché è all'interno di ciascuna di esse che devono trovare applicazione le norme civilistiche in materia di prescrizione". Pertanto, anche se l'attività di misura svolta dal distributore può assumere rilievo anche per il contratto di fornitura tra venditore e cliente finale, questo non autorizza ARERA a porre in capo al distributore oneri di rilevazione e qualificazione dei fatti "incidenti sulla prescrizione nel diverso rapporto esistente tra il venditore e il cliente finale": tali attività "devono gravare sul venditore in quanto creditore nel rapporto col cliente finale".

Alla luce di tali pronunciamenti, ARERA il 1°marzo 2024 ha pubblicato un chiarimento in cui comunica che non ritiene necessario un suo nuovo intervento sulla regolazione contenuta nelle deliberazioni 603/2021 e 604/2021, in quanto si tratta di discipline che risultano autosufficienti e pienamente operative, anche in assenza delle specifiche disposizioni annullate dal giudice amministrativo. L'Autorità evidenzia che:

• al fine di adempiere agli obblighi previsti dalla 603/2021, circa le informazioni da rendere al cliente finale con riferimento alla maturazione o meno della prescrizione biennale, il venditore dovrà procedere sulla base delle sole informazioni fattuali a sua disposizione, senza più dover attendere ulteriori elementi dal distributore;
• ai fini dell'ammissione al meccanismo di compensazione, il venditore potrà partecipare con riferimento a quegli importi per i quali dovrà aver a sua volta eccepito la prescrizione al distributore, senza che quest'ultimo abbia contestato una causa ostativa alla maturazione della stessa ai sensi del Codice civile. Sarà onere del distributore provare l'esistenza di tali cause ostative, quali quella dell'art. 2941, n. 8, del Codice civile.

L'Autorità richiama inoltre il comunicato del 1 dicembre 2021 (non annullato dal giudice amministrativo), con il quale precisava che il distributore non può limitarsi ad allegare, quale causa ostativa al maturare della prescrizione del proprio credito verso il suo utente, il solo fatto di aver rispettato la regolazione dell'Autorità in materia di tentativi obbligatori di lettura.

A seguito dell'abrogazione del comma 5 dell'art. 1 della legge 205/2017 (che escludeva la prescrizione biennale in caso di "accertata responsabilità del cliente finale"), il termine biennale della prescrizione previsto al comma 4 del medesimo articolo opera senza deroghe ulteriori rispetto alla disciplina generale dell'istituto, quindi anche quando la mancata rilevazione del dato di misura da parte del distributore (pur avvenuta nel rispetto della regolazione dell'Autorità sui tentativi obbligatori di lettura) dipenda da presunte responsabilità del cliente finale (che, ad esempio, non era presente al momento in cui si erano presentati gli incaricati del distributore per effettuare la lettura d'un misuratore inaccessibile e non teleletto). L'Autorità ritiene che tale conclusione trovi conferma anche nelle sentenze del Tar Lombardia e del Consiglio di Stato sopra richiamate, le quali hanno avuto modo di precisare che il cliente finale non è debitore del distributore, ma del venditore, con la conseguenza che eventuali condotte del cliente finale che impediscano al distributore di rilevare correttamente il dato di misura non possono assumere rilievo ai fini del citato art. 2941, n. 8, del Codice civile, che prende a riferimento il (solo) comportamento del debitore, ossia del venditore (e non quindi del cliente).

Successivamente al chiarimento ARERA del 1° marzo 2024 e in attuazione a quanto previsto dalla deliberazione 604/2021/R/com, ARERA, con la determina 5/2024-DIME ha approvato il manuale di Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (CSEA) che definisce le modalità di attuazione del meccanismo di compensazione degli importi relativi alla prescrizione biennale e l'implementazione delle misure per l'incentivazione alla riduzione delle rettifiche pluriennali per il settore elettrico a carico dei distributori.

Con le circolari nn. 46, 67, 68 e 69 del 2024, CSEA ha quindi definito dettagliatamente le modalità operative e le tempistiche del meccanismo che, in prima attuazione, prevede l'inoltro delle istanze entro il 1 marzo 2025 per la compensazione degli importi per i quali il venditore ha accolto la prescrizione non avendo il distributore dimostrato la sussistenza di una delle cause ostative alla sua maturazione.

Disposizioni a favore delle popolazioni colpite dagli eccezionali eventi meteorologici

A seguito degli eccezionali eventi meteorologici verificatisi nel mese di maggio 2023 in Emilia-Romagna, ARERA ha disposto urgentemente, con la delibera 216/2023/R/com, la sospensione dei pagamenti delle fatture emesse o da emettere con scadenza a partire dal 1° maggio 2023 e quindi il blocco della disciplina delle sospensioni per morosità, anche nel caso di morosità verificatesi precedentemente alla medesima data del 1° maggio 2023.

Con la successiva delibera 267/2023/R/com, ARERA ha meglio specificato che il periodo di sospensione a favore delle utenze site nelle località danneggiate (allegato 1 al decreto-legge 61/23) è pari 4 mesi ossia dal 1° maggio 2023 e fino al 31 agosto 2023 ed ha previsto la rateizzazione automatica, in 12 rate, per tali importi.

A favore dei venditori ARERA ha quindi disposto un meccanismo di anticipazione degli importi oggetto di sospensione di pagamento; si può accedere a tale meccanismo solo a fronte di una comprovata criticità finanziaria ossia se la sospensione riguardi utenze che abbiano inciso oltre il 3% sul totale fatturato con riferimento ai primi 4 mesi del 2023.

Con la successiva delibera 390/2023/R/com, ARERA ha disposto la proroga, fino al 31 ottobre 2023, della sospensione dei termini di pagamento a favore delle popolazioni dell'Emilia-Romagna. A differenza della precedente sospensione, applicata in automatico, per ottenere la proroga il cliente finale deve farne esplicita richiesta.

Con la delibera 565/2023/R/com (integrata con la delibera 10/2024/R/com) ARERA ha quindi disciplinato le agevolazioni tariffarie da applicare sui consumi oggetto di sospensione; l'applicazione delle agevolazioni deve essere richiesta dal cliente al proprio venditore entro il 30 giugno 2024.

Per l'urgenza della tematica, pur in assenza di una consultazione preventiva, ARERA, dopo aver comunque raccolto i contributi di tutti i soggetti interessati, ha pubblicato la delibera 10/2024/R/com che integra e chiarisce la disciplina precedentemente approvata; in particolare ARERA ha individuato il 30 giugno 2024 quale termine ultimo per richiedere le agevolazioni ed ha posticipazione al 31 ottobre 2024 (dal precedente 1 marzo) il termine ultimo per l'emissione della fatturazione che contabilizza gli importi sospesi sino al 31 ottobre 2023 e le eventuali agevolazioni.

A seguito degli eccezionali eventi meteorologici verificatisi a partire dal giorno 2 novembre 2023 sul territorio toscano, con la delibera 519/2023/com, ARERA ha disposto la sospensione dei termini di pagamento delle fatture emesse o da emettere con scadenza a partire dal 2 novembre 2023 e la non applicazione della disciplina delle sospensioni per morosità per le utenze ubicate nei siti individuati dal Commissario delegato all'emergenza.

Con la successiva delibera 50/2024/R/com, ARERA ha integrato la precedente disciplina precisando che il periodo di sospensione dei termini di pagamento è pari a 6 (sei) mesi a decorrere dalla data del 2 novembre 2023 ossia fino al 2 maggio 2024. Con la stessa delibera è inoltre stato disposto che, entro due mesi dal termine della medesima sospensione, il venditore è tenuto a comunicare il valore dei pagamenti oggetto di sospensione ed a rateizzarli automaticamente attraverso rate non inferiori a € 20 per un periodo di 12 mesi.

In continuità con quanto fatto negli anni precedenti e come disposto dalla Legge Bilancio 2025, ARERA, 8/2025/R/com, ha prorogato fino al 31 dicembre 2025 le agevolazioni in bolletta per elettricità e gas a sostegno delle popolazioni colpite dagli eventi sismici verificatisi dal 2016 nel Centro Italia e nel 2017 nei Comuni di Casamicciola Terme, Lacco Ameno e Forio (Ischia).

Servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili

L'Autorità, con la delibera 62/202 /R/eel e s..m.i. ha adottato le disposizioni relative alla regolazione e alle modalità di affidamento del Servizio a Tutele Graduali cui avranno diritto i clienti domestici non vulnerabili (di seguito: STG per i clienti domestici non vulnerabili o STG) senza un fornitore dalla data di rimozione del servizio di maggior tutela. La cessazione del predetto servizio era prevista, ai sensi della legge 4 agosto 2017, n. 124, come successivamente modificata e integrata, entro il 1° aprile 2024, a seguito dell'entrata in operatività degli esercenti il STG in esito alla conclusione delle gare per l'affidamento del servizio.

Il decreto-legge n.181/202 (c.d. "Decreto Sicurezza Energetica") ha posticipato le aste per il Servizio a Tutele Graduali dei domestici non vulnerabili al 10 gennaio 2024. ARERA, con la delibera 580/202 , ha dato seguito a quanto previsto dall'art. 14 del D.L. Sicurezza Energetica posticipando al 10 gennaio 2024 la data di svolgimento delle aste. In ragione di ciò, Acquirente Unico ha pubblicato con la massima tempestività, il Regolamento di gara aggiornato con le nuove scadenze.

In sintesi, la delibera 362/2023/R/eel e s.. m.i. stabilisce che:

• I clienti domestici c.d." vulnerabili" rimangano transitoriamente nel servizio di maggior tutela, rinviando a successivo provvedimento dell'Autorità gli interventi funzionali alla sua rimozione per questa categoria;
• la procedura di gara si svolga secondo un sistema dell'asta a turno unico in busta chiusa con la possibilità dei partecipanti di esprimere il numero massimo di aree che si impegnano a servire. E' previsto un limite massimo alle aree assegnabili a ciascun partecipante, definito sulla base del numero di clienti serviti alla data del 30 giugno 2023, in aggiunta al tetto del 30% previsto dal decreto ministeriale del 17 maggio 202 al fine di mitigare l'ulteriore rischio che un operatore possa aggiudicarsi un numero di punti di prelievo sproporzionato rispetto a quello della sua base clienti di partenza. Pertanto, ciascun partecipante può aggiudicarsi un numero massimo di aree pari al minore tra il valore comunicato da Acquirente Unico e 7, corrispondente al 30% del numero totale di aree messe all'asta. È previsto un cap al prezzo offerto, non rivelato ai partecipanti mentre non è previsto il floor. Qualora per due o più operatori vi siano delle combinazioni di aree potenzialmente assegnabili che diano il medesimo risultato in termini di prezzo minimo di erogazione del servizio, ai fini dell'attribuzione delle aree ai partecipanti interessati si ricorra al sorteggio con modalità telematica.

Come previsto dall' Allegato alla delibera 62/202 , il 26 settembre 202 è stato pubblicato sul sito di Acquirente Unico il Regolamento e i relativi allegati disciplinante le procedure concorsuali per l'assegnazione del servizio a tutele graduali. Acea Energia entro il 5 ottobre 2023 ha presentato istanza di partecipazione e il 9 ottobre 2023 Acquirente Unico ha messo a disposizione le informazioni pre-gara. Un mese prima dello svolgimento dell'asta, Acquirente unico ha messo a disposizione dei partecipanti alle procedure concorsuali anche le ulteriori informazioni che gli esercenti la maggior tutela dovranno trasmettere ad AU; tali ulteriori informazioni sono quelle relative al numero dei punti di prelievo nella titolarità di clienti domestici non vulnerabili serviti in maggior tutela ad aprile 2023 che scelgono (1) una modalità di addebito automatico, (2) la bolletta in formato dematerializzato. Per quanto riguarda gli Esercenti la Maggior Tutela:

• nel periodo intercorrente da settembre 2023 a giugno 2024 devono allegare, ad almeno due bollette, di cui la seconda inviata al cliente nel periodo da aprile a giugno 2024, in un foglio separato, un'informativa con testo standardizzato definito dall'Autorità, distinto tra clienti vulnerabili e non vulnerabili;
• recapito della bolletta di chiusura, in deroga al Testo Integrato Fatturazione, entro dieci settimane dalla cessazione della fornitura.

Con la delibera 576/2023, l'Autorità ha definito un sistema di verifica degli obblighi di aggiornamento - in capo agli esercenti la maggior tutela - dei dati presenti nel Registro Centrale Ufficiale (c.d. "RCU") del Gestore di Sistema Informativo Integrato relativi ai clienti serviti, con eventuale penalizzazione a carico degli esercenti stessi in quanto soggetti responsabili della correttezza di tali informazioni, qualora

per ciascun punto di prelievo oggetto di trasferimento nel STG, i dati necessari alla fatturazione e al contatto con il cliente finale presenti in RCU risultino diversi da quelli utilizzati dall'esercente la maggior tutela dopo un adeguato processo di bonifica che è stato concluso entro il mese di maggio.

I venditori del mercato libero, con riferimento ai soli clienti finali domestici, devono riportare:

in tutte le bollette emesse tra dicembre 202 e giugno 2024, un testo definito dall'Autorità sui diritti dei clienti vulnerabili e sulle condizioni loro destinate all'interno dell'apposito spazio riservato alle comunicazioni dell'Autorità;

a partire dal 1° gennaio 2025, in almeno una bolletta all'anno, un testo definito dall'Autorità sui diritti dei clienti vulnerabili e sulle condizioni loro destinate all'interno dell'apposito spazio riservato alle comunicazioni.

Infine l'Autorità ha precisato che le tempistiche di svolgimento delle procedure concorsuali sono condizionate dalle risultanze degli approfondimenti in corso sulle modalità per dare attuazione alle disposizioni di cui al decreto-legge 48/23 in merito alla clausola sociale degli operatori di call center, incluse quelle di raccolta e messa a disposizione dei partecipanti alle aste delle informazioni sul personale coinvolto da detta clausola, le quali risultano necessarie ai fini della formulazione delle offerte economiche da parte degli operatori.

Acea Energia entro il 5 ottobre 202 ha presentato l'istanza di partecipazione alla procedura concorsuale e entro il 10 novembre 2023 Acquirente Unico ha messo a disposizione le informazioni pre-gara.

Le aste si sarebbero dovute svolgere l'11 dicembre 202 ma l'art. 14 del DL Sicurezza Energetica ha posticipato al 10 gennaio 2024 la data di svolgimento. L' ARERA, con la delibera 580/202 , ha dato seguito a quanto previsto dall'art. 14 del D.L. Sicurezza Energetica posticipando al 10 gennaio 2024 la data di svolgimento delle aste. In ragione di ciò ha incaricato Acquirente Unico di pubblicare, con la massima tempestività, il Regolamento di gara aggiornato con le nuove scadenze che dovranno essere fissate in modo tale da garantire le medesime tempistiche minime tra le varie attività strumentali all'assegnazione del servizio tramite asta attualmente previste da detto Regolamento. Infine, l'Autorità rinvia a successivo provvedimento:

• gli ulteriori interventi regolatori che si rendano necessari per adeguare l'attuale regolazione di cui alla delibera 362/2023/R/eel alla nuova data di svolgimento delle procedure concorsuali, incluse le necessarie modifiche sia ai testi informativi della seconda comunicazione che dovrà essere trasmessa ai clienti domestici serviti in maggior tutela dai relativi esercenti, a partire dal 2024, sia delle tempistiche di invio delle stesse;
• la valutazione della revisione dell'attuale termine di attivazione del STG, anche in funzione delle iniziative informative previste dal decreto-legge 181/23, garantendone la comunicazione, con congruo anticipo rispetto alla data del 10 gennaio 2024, ai partecipanti alle procedure concorsuali.

A seguito della delibera 580/202 , l'AU ha pubblicato sia il Regolamento di gara aggiornato sia il calendario della procedura concorsuale.

Come preannunciato nella delibera 580/202 , l'Autorità con la delibera 600/202 "Revisione delle tempistiche di attivazione del servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili del settore dell'energia elettrica di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124. Modifiche alla deliberazione dell'Autorità 62/202 /R/eel e ai relativi allegati A, , C e D" ha rivisto il termine per l'attivazione del STG posticipandolo al 1° luglio 2024. Tale differimento è scaturito dall'esigenza:

• di assicurare ai clienti finali un lasso di tempo sufficiente a essere informati, in ordine alla fine della tutela di prezzo, attraverso le apposite campagne informative che, ai sensi del decreto-legge 181/23, dovranno essere condotte dal MASE, per un periodo non superiore a dodici mesi;
• di effettuare le attività prodromiche all'operatività del STG (tra cui rientrano anche gli interventi attuativi delle disposizioni di cui al citato decreto-legge in tema di trasferimento automatico delle autorizzazioni all'addebito diretto delle bollette emesse dall'esercente il STG, da completarsi entro il 1 maggio 2024);
• di limitare il più possibile il periodo intercorrente tra l'assegnazione e l'attivazione del STG al fine di contenere le variazioni tra le condizioni (in termini di clienti finali non vulnerabili in maggior tutela) note al momento della partecipazione alle procedure concorsuali e quelle effettive al momento dell'attivazione del servizio.

È rimasta, invece, invariata la data di conclusione del periodo di assegnazione del servizio, fissata al 31 marzo 2027, in coerenza con quanto disposto dal decreto ministeriale del 17 maggio 2023 che prevede che, a partire dal 1° aprile 2027, il STG assolva alla sola funzione di servizio di ultima istanza per tutti i clienti di piccola dimensione, quali piccole imprese, microimprese e domestici non vulnerabili.

In ragione di quanto sopra, l'Autorità ha rivisto sia le date riportate nei testi delle comunicazioni che le tempistiche di invio delle bollette contenenti le comunicazioni sia per gli esercenti la maggior tutela che per i venditori del mercato libero; in particolare, l'esercente la maggior tutela dovrà allegare le informative di cui alla delibera 62 /202 , aggiornate con la data dell'1°luglio 2024, nelle bollette inviate tra aprile e giugno 2024.

In data 6 febbraio 2024, Acquirente Unico ha pubblicato quindi gli esiti della procedura concorsuale per l'individuazione degli esercenti il Servizio a Tutele Graduali per i clienti domestici non vulnerabili per il periodo 1° luglio 2024 - 31 marzo 2027. Le 26 aree territoriali sono andate ad Enel Energia (7 aree), Hera Comm (7 aree), Edison Energia (4 aree), Illumia (3 aree), Iren Mercato (2 aree), A2A Energia (2 aree) e Eon (1 area).

Solo su tre aree il prezzo di aggiudicazione è positivo mentre sulle restanti aree il prezzo di aggiudicazione è negativo. Il comune di Roma è andato ad Enel Energia con un prezzo di – 27,7066 euro/POD/anno.

In data 29 marzo 2024 è stata pubblicata la delibera 101/2024/R/eel "Integrazioni degli obblighi informativi a carico degli esercenti il servizio di maggior tutela verso i clienti domestici in merito alle disposizioni di cui all'articolo 14, commi 5 e 5-bis, del decreto-legge 9 dicembre 202 , n. 181".

L'art. 14 commi 5 e 5 bis della Legge di conversione del DL 181/2 dispone il trasferimento automatico della domiciliazione bancaria attiva dei clienti domestici non vulnerabili dagli esercenti la maggior tutela agli esercenti il servizio a tutele graduali domestici non vulnerabili o agli esercenti il servizio di vulnerabilità secondo condizioni e termini che verranno definite entro 60 giorni dalla conclusione delle gara e comunque non oltre il 31/05/2024, da Arera d'intesa con la Banca D'Italia e sentito il Mase. In particolare, il comma 5 bis

prevede che gli esercenti il servizio di maggior tutela dovranno mettere a disposizione degli esercenti i servizi a tutele graduali e di vulnerabilità ogni informazione necessaria per procedere all'addebito diretto sul conto di pagamento o sullo strumento di pagamento del cliente domestico. Gli esercenti i suddetti servizi (STG o Servizio di vulnerabilità) dovranno informare inoltre i rispettivi clienti in merito al subentro nella posizione di soggetto creditore autorizzato all'addebito diretto in anticipo rispetto all'effettuazione della prima disposizione di addebito diretto. Fermo restando il diritto di revoca da parte del cliente domestico dell'autorizzazione all'addebito diretto, trovano applicazione le disposizioni del d.lgs. 11/2010 recante attuazione della direttiva 2007/64/CE in materia di servizi di pagamento nel mercato interno.

L'Autorità, nelle more dell'attuazione di quanto disposto dall'articolo 14, commi 5 e 5bis, ha disposto l'integrazione dell'informativa di cui all'Allegato C alla deliberazione 62/202 /R/eel che gli esercenti la maggior tutela dovranno trasmettere ai propri clienti domestici non vulnerabili tra aprile e giugno 2024, con l'informazione in merito al trasferimento automatico dell'addebito diretto sul conto di pagamento o sullo strumento di pagamento del cliente domestico disposto dal decreto-legge 181/23.

Infine, ARERA, dopo aver svolto incontri con anca d'Italia, Garante Privacy e con gli operatori, ha pubblicato la delibera 217/2024/R/eel al fine di attuare il rinnovo automatico dell'autorizzazione all'addebito diretto nel caso di clienti finali domestici che rientrano nel servizio a tutele graduali. Nella delibera sono stati identificati i dati oggetto di trasferimento tra l'esercente del SMT e quello del STG e le modalità tecniche per il trasferimento sicuro di tali informazioni. È stabilito inoltre il trasferimento dei dati tra il primo e l'8 luglio 2024 e che il rinnovo dell'autorizzazione all'addebito diretto abbia effetto il 2 settembre 2024 per poter consentire all'esercente il SMT l'incasso tramite domiciliazione delle ultime fatture emesse per il servizio.

Il DL bollette (n. 19/2025), attuato dalla delibera Arera 110/2025/R/eel, ha successivamente previsto che i clienti domestici già serviti nel STG che acquisiscano, dalla data di entrata in vigore del Dl bollette, uno dei requisiti di vulnerabilità, potranno continuare a permanere nel STG senza dover effettuare alcuna richiesta in tal senso fino alla fine del periodo di assegnazione del servizio.

In data 24 aprile 2025, il Dl Bollette è stato convertito in Legge n.60 (entrata in vigore il 30 aprile 2025) e ha stabilito che il servizio di vulnerabilità decorrerà da una data non anteriore alla conclusione del servizio a tutele graduali, perciò non prima del 31 marzo 2027. I clienti vulnerabili che sono riforniti nel servizio a tutele graduali e che, alla data di conclusione di tale servizio, non hanno scelto un fornitore rientrano nell'ambito del servizio di maggior tutela, o, se già operante, nell'ambito del servizio di vulnerabilità.

Identificazione dei clienti vulnerabili nel mercato dell'energia elettrica

Con la delibera 8 /202 /R/eel, l'Autorità ha definito le modalità per l'individuazione dei clienti vulnerabili, che non saranno oggetto delle aste per il Servizio a tutele graduali.

• In particolare, entro la fine di ciascun mese, a decorrere da settembre 2023, il SII identifica come vulnerabili:
  • i clienti finali titolari di bonus sociale per disagio economico nell'anno in corso o nell'anno precedente;
  • i clienti finali titolari di bonus sociale per disagio fisico nel mese in corso;
  • i clienti finali titolari di un punto di prelievo non disalimentabile;
  • i clienti di età superiore a 75 anni.

Entro il 10 settembre 2023, il SII ha reso consultabile l'informazione relativa ai clienti così individuati.

Comunicazioni in capo all'Esercente Maggior Tutela:

• insieme all'informativa prevista dalla delibera 62/202 (da allegare in almeno due bollette nel periodo intercorrente tra settembre 2023 e marzo 2024), dovranno informare i clienti identificati come non vulnerabili della possibilità di identificarsi come vulnerabili in quanto soggetti con disabilità ai sensi dell'articolo della legge 104/92 o soggetti presso i quali sono presenti persone che versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l'utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche. La modalità di identificazione potrà avvenire utilizzando il Modulo 1 allegato alla presente delibera;
• a partire da aprile 2024, in fase di contrattualizzazione di un nuovo cliente per voltura o nuova attivazione, verifica della sussistenza dei requisiti di vulnerabilità tramite Modulo 2 allegato alla presente delibera o altra autocertificazione;
• in fase di contrattualizzazione per cambio fornitore verifica della sussistenza dei requisiti di vulnerabilità tramite Modulo 2 allegato alla presente delibera o altra autocertificazione.

Comunicazioni Esercente Tutele Graduali (a partire dal 1° aprile 2024):

• in fase di contrattualizzazione di un nuovo cliente finale, per voltura o nuova attivazione, informa il cliente che in presenza di almeno uno dei requisiti di vulnerabilità ha diritto al servizio di MT e non STG e che si deve rivolgere all'esercente la maggior tutela di riferimento, il cui nominativo può essere consultato visitando il sito Arera;
• in esito all'assegnazione definitiva del servizio o nei casi di attivazione del servizio di ultima istanza da parte del SII, nella comunicazione di attivazione del Servizio, informa il cliente della necessità di identificarsi come vulnerabile tramite il Modulo 3 allegato alla delibera o altra autocertificazione
• Le informazioni sulla vulnerabilità del cliente dovranno essere trasferite al SII con le modalità da questo definite.

DL bollette (Decreto-legge n. 19 del 2025) convertito in Legge n. 60 del 24 aprile 2025

Il 30 aprile 2025 è entrata in vigore la Legge n. 60 del 24 aprile 2025 di conversione del DL bollette, che ha introdotto le seguenti novità:

• Articolo 1 (Contributo straordinario per la fornitura di energia elettrica e gas naturale) Il contributo straordinario di 200 euro per l'anno 2025 a favore dei clienti domestici con un ISEE fino a 25mila euro, che va ad aggiungersi al bonus elettricità e gas ordinario; la copertura è sul bilancio di Csea. L'Autorità con le delibere 1 2/2025/R/eel e 144/2025/R/eel ha dato attuazione a quanto stabilito dalla Legge;
• Art. 2 (Disposizioni urgenti per la fornitura di energia elettrica ai clienti vulnerabili) Le disposizioni previste a favore dei clienti vulnerabili nel settore elettrico prevedono che:
  • ✓ AU svolgerà la funzione di approvvigionamento centralizzato dell'energia elettrica all'ingrosso;

✓ Arera non ha più un limite temporale entro il quale dovrà disciplinare il servizio di vulnerabilità. Si prevede inoltre che il servizio di vulnerabilità decorra da una data non anteriore alla conclusione del servizio a tutele graduali (Stg), perciò non prima del 31 marzo 2027;

• ✓ Arera ha invece un limite di 30 giorni per definire le condizioni di svolgimento della funzione di approvvigionamento di AU, nelle more dell'aggiudicazione del servizio di vulnerabilità;
• ✓ i clienti fornititi nell'ambito del servizio a tutele graduali che dovessero diventare vulnerabili continuano a essere serviti nel medesimo servizio fino al termine del periodo di assegnazione (31 marzo 2027). Tuttavia, ora si precisa che (3-bis) i clienti vulnerabili che, alla data di conclusione del servizio a tutele graduali, non hanno scelto un fornitore sono riforniti nell'ambito del servizio di maggior tutela, o, se già operante, nell'ambito del servizio di vulnerabilità.

Arera nella sua memoria 94/2025 propone di modificare tale articolo inserendo anche l'abrogazione del d.lgs. n. 210/2021 nella parte in cui collega la procedura d'asta per l'assegnazione del servizio di vulnerabilità alla definizione dei costi incagliati degli esercenti il servizio di maggior tutela uscenti e attribuisce una premialità all'eventuale esercizio della facoltà dei partecipanti di avvalersi dell'azienda o del ramo d'azienda di un esercente la maggior tutela; ciò in quanto, a suo avviso, i costi incagliati potranno essere individuati unicamente a valle dello svolgimento delle aste; viceversa definendoli prima ci sarebbe il rischio di sovrastimarli e quindi di incrementare il prezzo pagato dai clienti vulnerabili senza un reale beneficio per il sistema.

Articolo 3 - (Misure di riduzione del costo dell'energia per le imprese) - Dispone l'azzeramento per un semestre della componente ASOS degli oneri generali di sistema applicata all'energia prelevata dai clienti non domestici in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW. Attuata con la delibera ARERA 131/2025/R/com.

L'articolo inoltre autorizza per l'anno 2025 la spesa di 600 milioni di euro per il finanziamento del Fondo per la transizione energetica nel settore industriale per ridurre il costo dell'energia a carico delle imprese; la spesa è finanziata con i proventi delle aste delle quote di emissione di CO2 dell'anno 2024 e con i rimborsi della CE per le spese anticipate dallo Stato per le misure di riduzione dei costi in materia energetica.

• Articolo 4 (Disposizioni in favore dalle famiglie e microimprese vulnerabili) Si prevede che il gettito IVA derivante dall'aumento del prezzo del gas, qualora superi determinate soglie, venga destinato con decreto MEF, da adottare entro 90 giorni dalla entrata in vigore della legge di conversione, ad un apposito Fondo che verrà utilizzato per finanziare determinate agevolazioni tariffare sulle forniture di energia elettrica e di gas in favore delle "famiglie e microimprese vulnerabili", che saranno definite da Arera. Sul punto quest'ultima ha espresso l'esigenza che detta norma sia più esplicita nel prevedere almeno le modalità con cui le disponibilità del fondo siano ripartite tra le due categorie di beneficiari (clienti domestici e imprese).
• Articolo 5 (Misure urgenti per la trasparenza e la confrontabilità delle offerte dei mercati al dettaglio di energia elettrica e gas)
  • 1. Entro il 31 luglio ARERA dovrà definire misure volte ad aumentare la trasparenza e la confrontabilità delle offerte di energia elettrica e di gas ai clienti finali domestici sul mercato libero anche prevedendo:
  • ✓ documenti tipo di cui i fornitori di energia elettrica e gas sono tenuti ad avvalersi;
  • ✓ a riduzione e semplificazione dei componenti dei corrispettivi applicabili con l'obiettivo di razionalizzare i parametri di riferimento per la definizione dei corrispettivi.

Arera dovrà altresì stabilire i termini e le modalità per l'applicazione delle misure anche ai contratti già in essere alla data di acquisto dell'efficacia del provvedimento stesso.

Con il medesimo provvedimento l'ARERA stabilisce le modalità con cui i venditori di energia elettrica e di gas trasmettono ai clienti finali domestici sul mercato libero le comunicazioni di modifica delle condizioni contrattuali, secondo modalità semplificate e idonee a garantirne la massima conoscibilità. Le comunicazioni recano in evidenza la dicitura: «Proposta di modifica unilaterale del contratto». Tali disposizioni sono state recepite dalla delibera 156/2025/R/com e dal documento per la consultazione 245/2025/Rcom;

• Articolo 5-bis. (Riconoscimento della figura professionale del consulente per la gestione delle utenze dei servizi energetici e di telecomunicazioni). La qualificazione professionale può essere attestata da un'associazione professionale oppure da un ente di certificazione accreditato dall'associazione Accredia;
• Articolo 6 (Disposizioni per l'effettività della tutela nell'ambito dei procedimenti sanzionatori attivati dalle Autorità di settore) Qualora ARERA deliberi l'adozione di misure cautelari prima dell'avvio del procedimento sanzionatorio essa potrà avvalersi di tutte le facoltà riconosciute alle Autorità per i servizi di pubblica utilità. Il mancato pagamento di sanzioni amministrative pecuniarie comminate dall'AGCM per importi complessivamente non inferiori a 1 milione di euro, e sempre che la sanzione non sia più̀ contestabile in giudizio per decorso dei termini o per intervenuto giudicato dell'eventuale impugnazione, comporta l'oscuramento del sito internet.

Erogazione del contributo straordinario in bolletta

Con la delibera 132/2025/R/EEL, ARERA ha dato attuazione alle disposizioni del DL bollette afferenti al contributo straordinario di 200 euro per l'anno 2025 a favore dei clienti domestici con un ISEE fino a 25 mila euro.

In particolare, l'Autorità ha definito in primo luogo le modalità di erogazione del contributo straordinario per i clienti già percettori di bonus sociale elettrico e poi, a seguito di interlocuzioni con l'INPS, ha pubblicato la delibera 144/2025/R/EEL con la quale ha definito le modalità di erogazione del contributo verso i clienti non aventi diritto al bonus sociale elettrico ma solo al contributo straordinario. Misure urgenti per la trasparenza e la confrontabilità delle offerte dei mercati al dettaglio di energia elettrica e gas

Con la delibera 156/2025/R/com, l'Autorità adotta alcuni primi interventi urgenti, di natura transitoria, per l'attuazione all'art. 5 comma 1 del Decreto-Legge 19/25 (c.d. DL Bollette) in materia di trasparenza e confrontabilità delle offerte nei mercati retail.

In particolare, dall'1° luglio 2025 per tutte le offerte di energia elettrica e di gas naturale rivolte ai clienti finali domestici, incluse quelle in corso di validità a tale data, il provvedimento dispone che i venditori:

• nell'ambito delle condizioni tecnico economiche della documentazione contrattuale, illustrino separatamente i corrispettivi afferenti alla spesa per la vendita di energia elettrica e/o di gas naturale dai corrispettivi afferenti alla spesa per la tariffa per l'uso della rete di energia elettrica e/o di gas naturale e agli oneri generali di sistema all'interno della sezione in cui sono illustrate le condizioni economiche di cui all'articolo 10, comma , del Codice di condotta commerciale; tutti i corrispettivi afferenti alla spesa per la vendita di energia elettrica e/o di gas continuano a essere illustrati nel loro valore effettivo unitario nonché in misura percentuale rispetto alla spesa annua di un cliente finale tipo. Con riferimento ai corrispettivi riferiti alla spesa per la tariffa per l'uso della rete di energia elettrica e/o di gas naturale e alla spesa per gli oneri generali di sistema, questi vanno espressi anche in misura percentuale rispetto alla spesa annua di un cliente tipo;
• pubblichino sui propri siti internet, per ciascuna delle offerte in corso di validità in essi presenti: il codice offerta, la relativa documentazione contrattuale comprendente almeno la sezione delle condizioni economiche, la relativa Scheda sintetica, dandone adeguata evidenza rispetto alle altre informazioni all'interno della pagina del sito in cui è pubblicata l'offerta e garantendo un chiaro e facile accesso agli utenti.

L'Autorità precisa che queste misure hanno efficacia transitoria, potendo essere confermate o riviste nell'ambito del provvedimento che darà piena attuazione all'Articolo 5, comma 1, del Decreto-Legge 19/25.

Con la conversione in legge del DL ollette che ha integrato l'art. 5, l'Autorità ha pubblicato il DCO 245/2025/R/com per dare completa attuazione delle disposizioni del DL Bollette in tema di trasparenza e confrontabilità delle offerte. In particolare, il DCO 245/2025 (scadenza 7 luglio p.v.) intende definire gli obblighi a carico dei venditori relativamente alla razionalizzazione dei corrispettivi delle offerte di energia elettrica e gas rivolte ai clienti domestici, alle modalità di comunicazione delle stesse nella fase precontrattuale e contrattuale, alle comunicazioni di modifica delle condizioni contrattuali e all'estensione delle obbligazioni informative luglio anche ai clienti non domestici.

In particolare, l'Autorità illustra gli orientamenti relativi agli obblighi dei venditori in materia di:

1) razionalizzazione dei corrispettivi delle offerte rivolte ai clienti finali domestici;

2) modalità di comunicazione delle informazioni sulle offerte ai clienti finali domestici nella fase precontrattuale e redazione dei contratti di fornitura;

3) modalità di trasmissione delle comunicazioni di modifica delle condizioni contrattuali;

4) estensione degli obblighi informativi per la trasparenza e la confrontabilità ai clienti finali non domestici.

Superamento del Prezzo Unico Nazionale

L'art. 1 del decreto legislativo n. 210/2021 prevedeva la definizione di condizioni e criteri per un passaggio graduale verso prezzo zonali definiti in base agli andamenti di mercato, fermo restando il calcolo da parte del GME di un prezzo di riferimento dell'energia elettrica scambiata sul mercato all'ingrosso in continuità con il PUN. A febbraio 2024, l'articolo 1 del decreto legislativo 210/21 è stato modificato dal decreto-legge 181/23, come convertito con modificazioni dalla legge 11/24: in tale sede il legislatore ha dato mandato al Ministro per l'Ambiente e la Sicurezza Energetica di stabilire con proprio decreto le condizioni e i criteri per l'applicazione, a decorrere dal 1° gennaio 2025, di prezzi zonali sul mercato elettrico all'ingrosso e indirizzi per la definizione da parte dell'Autorità di un meccanismo transitorio di perequazione, a compensazione dell'eventuale differenziale tra i prezzi zonali e un prezzo di riferimento calcolato dal GME in continuità con il calcolo del PUN.

Il Ministro ha attuato tale disposizione con il decreto 18 aprile 2024 che stabiliva:

• a decorrere dal 1° gennaio 2025, la valorizzazione a prezzi zonali delle offerte di acquisto di energia elettrica sul mercato del giorno prima;
• ai fini della disciplina del mercato elettrico, il calcolo a cura di GME di un prezzo di riferimento dell'energia elettrica scambiata sul mercato del giorno prima, come media dei prezzi zonali ponderata per le quantità acquistate relativamente a portafogli zonali in prelievo in ciascuna zona;
• la definizione a cura dell'Autorità di un meccanismo transitorio di perequazione a compensazione dell'eventuale differenziale tra il prezzo zonale e il prezzo di riferimento calcolato da GME, unitamente alle relative modalità di copertura; tale meccanismo trova applicazione almeno fino al 31 dicembre 2025;
• la definizione a cura dell'Autorità dei termini e delle modalità per il superamento del meccanismo di perequazione;
• la definizione a cura dell'Autorità delle modalità con cui GME calcola il prezzo di riferimento ai fini del superamento del meccanismo di perequazione, con messa a disposizione da parte del Sistema Informativo Integrato dei flussi informativi sui dati di prelievo necessari a tale scopo.

Successivamente, l'Autorità ha pubblicato il DCO 194/2024/R/eel in cui sono state illustrate le modalità di superamento del Prezzo Unico Nazionale a partire dal 1° gennaio 2025, in coerenza con le disposizioni del decreto MASE 18 aprile 2024 che stabiliva l'applicazione dei prezzi zonali anche alla domanda e la definizione da parte di ARERA, per un periodo transitorio, di una componente perequativa a compensazione dell'eventuale differenziale tra prezzo zonale e PUN. Nel DCO, a valle di un excursus sull'attuale ruolo del PUN sia nell'ambito dei mercati retail che nel mercato all'ingrosso, sono state esposte due ipotesi alternative per l'anno 2025, rimandando a successive valutazioni e consultazioni l'identificazione della soluzione a regime (dal 2026 e con almeno 12 mesi di preavviso). La prima ipotesi prevedeva la sostituzione del PUN con il nuovo indice PUN Index GME (calcolato sostanzialmente allo stesso modo dell'attuale PUN ossia come media ponderata dei prezzi zonali) che non determinerebbe impatti rilevanti né sul mercato retail né su quello all'ingrosso né sul meccanismo delle garanzie. La seconda ipotesi prevedeva l'introduzione di una nuova componente perequativa gestita da Terna. Tale ipotesi richiedeva la modifica della regolazione in essere per i servizi di ultima istanza (Servizio di maggior tutela, i servizi a tutele graduali e servizio di salvaguardia) e per le offerte Placet a prezzo variabile.

In entrambe le opzioni, tuttavia, l'Autorità rilevava che la sostituzione del PUN con un nuovo indice di riferimento (PUN Index GME) non rientrava nella discrezionalità dei venditori in quanto dettata da un'evoluzione normativa e regolatoria e pertanto riteneva sufficiente che il venditore informasse i clienti interessati in merito alle modifiche contrattuali intervenute nella prima bolletta in cui queste trovassero applicazione.

A fine luglio 2024, l'Autorità ha pubblicato la delibera 04/2024/R/eel che disponeva a partire dal 1°gennaio 2025 l'inizio della fase transitoria di superamento del Prezzo Unico Nazionale, in cui permarrà un prezzo di riferimento (il Pun Index Gme) calcolato in maniera del tutto analoga all'odierno PUN ma con un meccanismo di perequazione rispetto ai prezzi zonali. A tal proposito, l'Autorità ha confermato la prima ipotesi avanzata nel DCO 194/2024 che prevedeva l'applicazione di una componente compensativa sull'energia acquistata sul Mercato del Giorno Prima (MGP). La scelta di tale ipotesi è legata principalmente ai limitati impatti sull'attuale architettura di mercato.

Modifica della disciplina della Bolletta 2.0

L'Autorità, con la delibera 15/2024/R/com, approva la disciplina della "Bolletta dei clienti finali di energia". Le nuove disposizioni trovano applicazione a decorrere dalla prima bolletta emessa a partire dalla data del 1° luglio 2025.

La nuova bolletta sintetica sarà composta da:

• un "frontespizio unificato" ossia una prima pagina obbligatoria con una struttura uguale per tutti i clienti domestici;
• lo "scontrino": vi è riportata la formazione del costo complessivo dell'energia (Prezzo medio moltiplicato per Quantità), suddiviso in quota consumi, quota fissa, quota potenza;
• il "box dell'offerta": contiene gli elementi che consentono al cliente di ricostruire l'applicazione dell'offerta sottoscritta nel periodo di fatturazione a cui si riferisce la bolletta;
• gli "elementi informativi essenziali", riportano indicazioni raggruppate in riquadri contenitori di informazioni omogenee e di dettaglio, con i titoli stabiliti da Arera.

Viceversa, relativamente agli "Elementi di dettaglio", previsti dalla attuale bolletta 2.0, l'Autorità non prevede modifiche rispetto alla regolazione vigente. L'11 dicembre 2024 l'Autorità ha convocato un tavolo tecnico sulla nuova bolletta con i rappresentanti delle associazioni rappresentative degli operatori di vendita di energia elettrica e gas. Durante l'incontro l'Autorità ha fornito alcuni chiarimenti sulle varie parti della nuova bolletta e successivamente pubblicato le delibere 12/2025/R/com e 64/2025/R/co con l'intento sia di correggere alcuni errori materiali, che di specificare meglio alcune informazioni.

Con la delibera 204/2025/R/com, ARERA ha inoltre approvato il nuovo glossario in linea con le modifiche apportate alla Bolletta. È quindi previsto, a partire da novembre 2025, l'inserimento di una parte "dinamica" con una descrizione qualitativa del dettaglio delle specifiche componenti e/o corrispettivi fatturati. Con la delibera 22 /2025/R/com, l'Autorità proroga la regolazione della " olletta 2.0" (allegato A alla delibera 501/2014) limitatamente al Servizio di maggior tutela.

Regolazione tariffaria

Con Delibera 217/2025 l'Autorità determina le tariffe provvisorie per i servizi di distribuzione e di misura dell'energia elettrica per l'anno 2025, per le imprese che servono almeno 25.000 punti di prelievo; per areti il valore totale di ricavi ammessi provvisori è pari a Euro 438.984.067,00 e il valore della componente T(res) della tariffa è pari a Euro 216,88 a copertura del costo residuo non ammortizzato dei misuratori elettromeccanici sostituiti con misuratori elettronici.

Revisione della disciplina del codice di rete tipo per il servizio di distribuzione del gas naturale (CRDG) in tema di garanzie e di pagamenti

Con la delibera 222/2025/R/gas, ARERA ha approvato la revisione della disciplina delle garanzie finanziarie e dei pagamenti nell'ambito del Codice di rete tipo gas a partire dal 1° maggio 2026.

Il nuovo testo ha introdotto alcune novità come prevedere che la garanzia sia sempre commisurata al fatturato del servizio principale dei tre mesi di maggiore consumo (dicembre, gennaio e febbraio) e che, per i soli utenti che soddisfano il requisito di regolarità nei pagamenti, vi sia la possibilità di riduzione pari alla metà del valore di riferimento (fatturato del servizio principale dei tre mesi di dicembre, gennaio e febbraio) per i mesi estivi.

Regolazione Ambiente

L'ARERA con la delibera 44 /19 del 1 ottobre 2019 ha approvato il primo metodo tariffario servizio integrato di gestione dei rifiuti per gli anni 2018-2021. Il Metodo Tariffario Rifiuti - MTR definisce le nuove regole per i corrispettivi TARI da applicare agli utenti nel 2020- 2021, i criteri per i costi riconosciuti nel biennio in corso 2018-2019 e gli obblighi di comunicazione.

Come in altri settori soggetti a regolazione, l'MTR fa riferimento a dati ex post e riferibili a fonti contabili certe (bilanci) relativi all'anno a-2 e applicati all'anno a (inserendo indicazioni di conguagli che permeano l'intera struttura algebrica del metodo) e non più a dati previsionali.

L'ARERA, nel nuovo metodo, applica un approccio ibrido, mutuato dalle altre regolazioni dei servizi, caratterizzato da un diverso trattamento dei costi di capitale e dei costi operativi, ovverosia:

• costi di capitale riconosciuti secondo uno schema di regolazione del tipo rate of return;
• costi operativi con l'applicazione di schemi di regolazione incentivante e con la definizione di obiettivi di efficientamento su base pluriennale.

Il metodo prevede limiti tariffari alla crescita dei ricavi e l'introduzione di quattro diversi schemi adottabili dagli enti locali e dai gestori, in relazione agli obiettivi di miglioramento del servizio. Inoltre, regola le fasi che compongono il servizio integrato rifiuti: spazzamento e lavaggio strade, raccolta e trasporto, trattamento e recupero, trattamento e smaltimento dei rifiuti urbani, gestione tariffe e rapporti con gli utenti.

L'ARERA ha, in questa prima definizione del MTR, ha mantenuto la struttura algebrica del metodo fissato dal DPR 158/1999, prevedendo anche l'inserimento di ulteriori componenti addizionali per la determinazione dei corrispettivi, quali:

limite alla crescita complessiva delle entrate tariffarie, con l'introduzione di un fattore di limite alla variazione annuale che tenga conto, anche, del miglioramento di efficienza e del recupero di produttività;

• impostazione asimmetrica caratterizzata da una matrice tariffaria che nella valutazione e nei calcoli delle singole componenti di costo, considera i seguenti elementi:1) obiettivi di miglioramento del servizio stabiliti a livello locale; 2) eventuale ampliamento del perimetro gestionale;
• fattore di sharing relativamente ai ricavi provenienti dalla vendita di materiale ed energia derivante da rifiuti (compreso tra 0.3 e 0.6), e relativo ai ricavi CONAI (compreso tra 0.1 e 0.4);
• introduzione di una componente a conguaglio per i costi variabili e fissi, definita come differenza tra le entrate definite dall'ARERA per le componenti di costo variabile e/o fisso per l'anno a-2 e le entrate tariffarie computate all'anno a-2.;
• introduzione di due diversi tassi di remunerazione del capitale investito netto (WACC) per il servizio del ciclo integrato dei rifiuti e un tasso di remunerazione differenziato per la valorizzazione delle immobilizzazioni in corso: 6,3% per gli anni 2020- 2021; maggiorazione dell'1 a copertura degli oneri derivanti dallo sfasamento temporale tra l'anno di riconoscimento degli investimenti (a-2) e l'anno di riconoscimento tariffario (a) (cosiddetto time lag).

Con il Testo Integrato TITR – 444/2019/R/RIF – Disposizioni in materia di trasparenza nel servizio di gestione dei rifiuti urbani e assimilati sono definite le disposizioni in materia di trasparenza del servizio di gestione dei rifiuti urbani e assimilati per il periodo di regolazione 1° aprile 2020 – 1 dicembre 202 . Nell'ambito di intervento sono ricompresi gli elementi informativi minimi da rendere disponibili da parte del gestore del ciclo integrato attraverso siti internet, gli elementi informativi minimi da includere nei documenti di riscossione (avviso di pagamento o fattura) e le comunicazioni individuali agli utenti relative a variazioni di rilievo nella gestione.

Con Delibera 6 /2021/R/RIF, l'Autorità ha approvato il nuovo Metodo Tariffario Rifiuti (c.d. MTR-2) per le annualità del periodo 2022- 2025. Il metodo fissa anche i criteri per la determinazione delle tariffe di accesso agli impianti di trattamento di proprietà di operatori non integrati nelle attività a monte della filiera, che si applicano solo agli "impianti minimi" definiti dagli Enti competenti nell'ambito della pianificazione territoriale; invece, gli impianti non qualificati come "minimi" (denominati "aggiuntivi") sono assoggettati solo alla disciplina relativa alla trasparenza delle informazioni sull'esercizio. Alla luce della metodica introdotta, i gestori degli impianti "minimi" sono tenuti a predisporre il Piano Economico Finanziario (PEF) per il periodo 2022-2025 secondo le indicazioni previste nel predetto MTR-2 e – ai sensi dell'articolo 7 della delibera 6 /2021/R/RIF - trasmetterlo agli organismi competenti per la validazione; questi ultimi procedono poi all'invio ad ARERA per la verifica della coerenza regolatoria degli atti e la successiva approvazione delle tariffe.

Hanno successivamente completato il quadro della regolazione tariffaria definita per il MTR-2 la delibera 459/2021/R/RIF recante la valorizzazione dei parametri per la determinazione dei costi d'uso del capitale (i.e. il tasso di inflazione programmata e il vettore che esprime il deflatore degli investimenti fissi lordi per il periodo di applicazione di MTR-2), e la delibera 68/2022/R/RIF che ha fissato, per i gestori che svolgono le attività di trattamento in forma non integrata, il valore del WACC pari al 6%.

Con la Determina 01/DRIF/2022 del 22 aprile 2022, invece, l'ARERA ha approvato gli schemi tipo degli atti costituenti la proposta tariffaria che i gestori degli impianti "minimi" sottopongono agli organismi competenti, costituiti dagli EGATO o dalla Regione.

Nel corso del 2022, a valle degli atti di programmazione settoriale pubblicati dagli organismi competenti in applicazione della disciplina ARERA ex delibera 363/2021/R/RIF, Acea Ambiente e le società del gruppo coinvolte hanno provveduto ad effettuare le attività propedeutiche per adempiere alle attività regolatorie per gli impianti classificati come "minimi" e successivamente a trasmettere la documentazione prevista dalla Determina 01/DRIF/2022.

In data 24 e 27 febbraio 2023, sono state pubblicate, rispettivamente, le sentenze n. 486/2023 e 501/2023, e in data 6 marzo 2023, la sentenza n. 557/2023, con cui il TAR Lombardia, Milano, Sezione Prima, ha annullato in parte la deliberazione 363/2021/R/RIF. In particolare, il TAR ha ravvisato nell'individuazione degli impianti "minimi" da parte di ARERA un'"invasione di campo" rispetto a competenze dello Stato, con la conseguente assegnazione alle Regioni di poteri non spettanti ad esse e un'inversione procedimentale dell'iter di programmazione.

L'ARERA ha pubblicato il 7 marzo 202 la delibera 91/202 /C/RIF per informare della proposta di appello presso il Consiglio di Stato, con istanza di sospensione cautelare, avverso le sentenze del TAR Lombardia in quanto secondo l'Autorità "le richiamate sentenze […] si basano su un'erronea interpretazione degli elementi di fatto e di diritto rilevanti". Il Consiglio di Stato ha in seguito rigettato tale richiesta di sospensione cautelare.

Nelle more delle decisioni di merito del Consiglio di Stato, l'Autorità, con il documento di consultazione 275/202 /R/RIF, nell'ambito del procedimento avviato con la delibera 62/202 /R/RIF, espone i suoi orientamenti per l'aggiornamento biennale 2024-2025 del metodo tariffario rifiuti (MTR-2). In particolare, l'Autorità conferma la volontà di non acquiescenza alle richiamate sentenze del TAR Lombardia e propone degli aggiornamenti sui principali parametri economici in primis il tasso di inflazione.

A conclusione dei procedimenti già menzionati, nel mese di luglio 2023 ARERA ha pubblicato i seguenti provvedimenti:

• Delibera 85/202 /R/RIF "Schema tipo di contratto di servizio per la regolazione dei rapporti fra enti affidanti e gestori del servizio dei rifiuti urbani" che segue (da ultimo) gli orientamenti presentati con il citato DCO 262/202 /R/rif;
• Delibera 86/202 /R/RIF "Istituzione di sistemi di perequazione nel settore dei rifiuti urbani" che riprende le proposte formulate dal DCO 611/2022/R/RIF ma non conferma l'introduzione dello strumento perequativo legato alla gerarchia dei rifiuti per i conferimenti verso gli impianti (rinviato al prossimo periodo regolatorio);
• Delibera 87/202 /R/RIF "Obblighi di monitoraggio e di trasparenza sull'efficienza della raccolta differenziata e sugli impianti di trattamento dei rifiuti urbani" che introduce una prima disciplina della qualità per gli impianti, a valere sia su aspetti tecnici (in particolare la gestione degli scarti del trattamento) e contrattuali/commerciali (gestione dei reclami e delle richieste scritte da parte degli utenti, monitoraggio delle interruzioni del servizio) rispetto alla quale la Società ha adottato apposite misure di compliance a livello di raccolta e registrazione delle informazioni e adeguamenti dei contratti e del sito internet; pur prevedendo primi obblighi di monitoraggio e comunicazione, il provvedimento non introduce gli standard di servizio correlati a meccanismi di premi e penalità che erano stati preannunciati dal DCO 214/2023/R/rif;

Delibera 89/202 /R/RIF "Aggiornamento biennale (2024-2025) del metodo tariffario rifiuti (MTR-2)" con il quale, in linea con le proposte del DCO 275/2023/R/rif, provvede a confermare e aggiornare (con particolare riferimento ai parametri economici e ai tassi di inflazione interni al metodo) l'impianto generale relativo alla definizione delle tariffe di accesso agli impianti ex delibera 6 /2021/R/RIF e nello specifico l'aggiornamento della predisposizione tariffaria per il biennio 2024-25 (sulla base dei dati aggiornati relativi al biennio 2022-23) entro il 30 aprile 2024. Con la delibera 465/2023/R/RIF ARERA ha successivamente confermato le disposizioni inserite in ottemperanza della sentenza n. 7196/23 del Consiglio di Stato e relative allo scomputo dal riconoscimento tariffario per le gestioni integrate di costi/ricavi attribuibili alle attività di prepulizia, preselezione o pretrattamento degli imballaggi plastici provenienti dalla raccolta differenziata.

Nel corso del mese di dicembre 2023, le Sentenze del Consiglio di Stato, Sezione Seconda, nn. 10548, 10550, 10734, 10775, hanno respinto il ricorso in appello di ARERA confermando le motivazioni già espresse dal TAR Lombardia che aveva ritenuto illegittima la classificazione degli impianti prevista dal MTR-2, in quanto la materia rientra nelle competenze programmatorie spettanti allo Stato. Con la delibera 7/2024/R/RIF e la 72/2024/R/RIF ARERA ha quindi provveduto ad ottemperare a tali pronunce, confermando la regolazione tariffaria per gli impianti "minimi" a decorrere dal biennio 2024-25 (come aggiornata dalla delibera 389/2023/R/RIF e dalla delibera 7/2024/R/RIF per quanto concerne i riferimenti temporali e il nuovo tasso di remunerazione degli investimenti – WACC –

aumentato dal 6 al 6,6 ). La conferma dell'impostazione degli impianti "minimi" trova ora il presupposto nei criteri nel frattempo individuati dal PNGR (DM 24 giugno 2022, n. 257).

Inoltre, con la delibera 27/2024/R/RIF ARERA ha avviato il procedimento per la definizione di direttive per la separazione contabile e amministrativa nel settore dei rifiuti urbani, con l'obiettivo di applicare la disciplina a partire dal prossimo periodo regolatorio dal 2026. Infine, ARERA con la Determina n. 2 del 16 aprile 2024 ha approvato gli schemi tipo degli atti costituenti la proposta tariffaria per il biennio 2024-2025 e delle modalità operative per la relativa trasmissione all'Autorità, nonché ha fornito chiarimenti su aspetti applicativi della disciplina tariffaria di accesso agli impianti di trattamento, ai sensi delle deliberazioni 363/2021/r/rif, 7/2024/R/RIF e 72/2024/r/rif.

Nel corso dell'anno 2025, l'ARERA ha pubblicato:

• la Delibera 2 /2025/R/RIF del 28 gennaio 2025 relativa all'"Avvio di procedimento per l'aggiornamento della qualità tecnica nel settore dei rifiuti urbani e della deliberazione dell'Autorità 15/2022/R/RIF" con chiusura del procedimento prevista entro il 31 luglio e cui hanno seguito la Consultazione 147/2025/R/RIF del 1° aprile 2025 "Orientamenti per l'aggiornamento della qualità tecnica nel settore dei rifiuti urbani" (invio osservazioni entro il 7 maggio 2025) e la Consultazione 2 5/2025/R/RIF del 3 giugno 2025 "Aggiornamento della qualità tecnica nel settore dei rifiuti urbani e semplificazioni al TQRIF– Orientamenti finali";
• la Delibera 57/2025/R/RIF del 18 febbraio 2025 relativa all'"Avvio di procedimento per la definizione del Metodo Tariffario Rifiuti per il terzo periodo regolatorio (MTR- )" con conclusione prevista entro il 1 luglio 2025, seguita dalla Consultazione 180/2025/R/RIF del 15 aprile 2025 "Metodo Tariffario Rifiuti per il terzo periodo regolatorio (MTR- ). Primi orientamenti" e dalla Consultazione 249/2025/R/RIF del 10 luglio 2025 "Metodo tariffario rifiuti per il terzo periodo regolatorio (MTR-3) - Orientamenti finali";
• la Consultazione 146/2025/R/RIF del 1° aprile 2025 "Primi orientamenti per l'introduzione della separazione contabile e amministrativa nel settore dei rifiuti urbani", cui è seguita la Consultazione 247/2025/R/RIF del 10 luglio 2025 "Separazione contabile e amministrativa nel settore dei rifiuti – Orientamenti finali" con la volontà pubblicare il provvedimento finale entro luglio 2025;
• la delibera 151/2025/A del 1° aprile 2025 "Avvio di procedimento per la revisione e l'aggiornamento della disciplina per lo svolgimento dell'analisi di impatto della regolazione dell'Autorità e la Consultazione 152/2025/A del 1° aprile 2025 "Revisione e aggiornamento della disciplina per lo svolgimento dell'analisi di impatto della regolazione dell'Autorità", (invio osservazioni entro il 5 maggio 2025), nella quale propone la revisione e l'aggiornamento della Guida per l'Analisi dell'Impatto della Regolazione - AIR (approvata con deliberazione 3.10.2008 GOP 46/08), la cui conclusione è prevista entro il 30 giugno 2025.

Scenario di riferimento per gli aspetti ESG (environmental, social, governance)

Lo sviluppo sostenibile

Nel corso dei primi mesi dell'anno si sono registrati rilevanti sviluppi a livello europeo in materia di sviluppo sostenibile. In primo luogo, si segnala il "Pacchetto Omnibus", un'iniziativa della Commissione Europea presentata il 26 febbraio 2025, volta a modificare e integrare la disciplina ESG (Environmental, Social, and Governance). Questo pacchetto mira a semplificare le normative esistenti per migliorare la competitività e la resilienza dell'economia europea, mantenendo al contempo gli obiettivi di sostenibilità. Il pacchetto Omnibus si articola in due proposte legislative principali:

• La proposta COM (2025) 80, che modifica le date di applicazione degli obblighi relativi alla rendicontazione societaria di sostenibilità, alla tassonomia e al dovere di diligenza delle imprese ai fini della sostenibilità;
• La proposta COM (2025) 81, che interviene per correggere le criticità emerse nella fase di attuazione delle direttive originarie, introducendo modifiche tecniche e operative volte a semplificare e rendere più accessibile il quadro normativo.

All'interno della proposta COM (2025) 80 è inclusa una delle misure più rilevanti del pacchetto, nota come "stop the clock", che prevede il rinvio di alcune scadenze in materia ESG. Questa proposta è stata adottata con la Direttiva (UE) 2025/794 del 14 aprile 2025, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea il 16 aprile 2025, gli Stati membri dovranno uniformarsi a questa direttiva entro il 31 dicembre 2025.

L'obiettivo principale del pacchetto Omnibus è ridurre la complessità dei requisiti ESG per tutte le imprese, in particolare per le PMI, concentrando gli obblighi normativi più stringenti sulle aziende più grandi. Tale intervento si inserisce in una strategia più ampia volta a rendere il quadro normativo europeo più chiaro, coerente e meno oneroso dal punto di vista burocratico, pur mantenendo saldi gli obiettivi in materia di sostenibilità.

Se, da un lato, queste misure prendono atto delle necessità del sistema imprenditoriale, dall'altro, hanno richiamato l'attenzione di molti stakeholder, timorosi che possano rappresentare un arretramento nell'impegno dell'Unione Europea a favore dello sviluppo sostenibile. Le iniziative intraprese nell'ambito del programma di lavoro UE del 2025 non sembrano confermare tali timori. In tale senso deve intendersi la Comunicazione sul "patto per l'industria pulita", un piano operativo per sostenere la competitività e la resilienza dell'industria dell'UE e accelerare la decarbonizzazione. Il patto mira a conseguire gli obiettivi del Green Deal europeo, concentrandosi su industrie ad alta intensità energetica e tecnologie pulite. Un elemento centrale è la circolarità, per sfruttare al massimo le risorse limitate dell'UE e ridurre la dipendenza dai fornitori di materie prime di paesi terzi. Il patto include misure per rafforzare la catena del valore e adattare le azioni a settori specifici, individuando i fattori trainanti per il successo dell'industria nell'UE: riduzione dei costi dell'energia, incremento della domanda di prodotti puliti, finanziamento della transizione pulita, circolarità e accesso ai materiali, azione su scala mondiale e accesso a una forza lavoro qualificata.

Alcune evidenze sembrano inoltre confortare sulla bontà della strada percorsa. Gli Stati membri, infatti, secondo l'analisi svolta dalla Commissione nel mese di maggio, hanno registrato significativi progressi verso gli obiettivi climatici ed energetici per il 2030, migliorando i piani nazionali per l'energia e il clima (PNEC) secondo le raccomandazioni della Commissione europea del dicembre 2023. L'UE si avvicina alla riduzione del 55% delle emissioni di gas a effetto serra e a una quota di energia rinnovabile del 42,5%. Iniziative come il Patto per l'Industria Pulita e il Piano d'Azione per un'Energia a Prezzi Accessibili rappresentano strumenti chiave per sostenere la decarbonizzazione del settore industriale e promuovere lo sviluppo di tecnologie pulite, contribuendo al contempo a garantire prezzi dell'energia più bassi e stabili. Gli Stati membri stanno dimostrando una chiara volontà politica nel ridurre la dipendenza dai combustibili fossili, rafforzare la resilienza energetica e fornire supporto concreto alle fasce più vulnerabili della popolazione. In ambito idrico, la Commissione Europea ha adottato la European Water Resilience Strategy, con l'obiettivo di migliorare l'efficienza idrica di almeno il 10% entro il 2030. La strategia mira a rendere l'Europa più resiliente alla scarsità di risorse idriche, proteggendo le risorse idriche, gli ecosistemi di acqua dolce e salata e garantendo acqua pulita per consumo e balneazione. La strategia si concentra su tre obiettivi principali: ripristinare e proteggere il ciclo dell'acqua, costruire un'economia basata sull'uso intelligente dell'acqua e garantire acqua pulita e servizi igienico-sanitari accessibili a tutti. Investire nella gestione sostenibile delle risorse idriche e nell'innovazione rafforzerà la competitività delle imprese europee e permetterà di gestire una domanda crescente che supererà del 40% la disponibilità idrica nel 2030. La Commissione europea promette di lanciare uno strumento 'acceleratore' degli investimenti per la resilienza idrica per attuare 20 progetti pilota innovativi dedicati all'efficienza idrica. In media, il 0 dell'acqua viene disperso per perdite nelle tubature. Attualmente, solo il 2,4 delle acque reflue viene riutilizzato nell'Ue, con notevoli differenze tra gli Stati membri, che vanno dallo zero all'80 .

Per quanto riguarda la dimensione specificamente sociale della sostenibilità, la Commissione europea ha annunciato un nuovo piano d'azione per l'attuazione del Pilastro europeo dei diritti sociali nel quarto trimestre del 2025. Questo piano mira a garantire condizioni di lavoro dignitose, standard elevati in materia di salute e sicurezza e di contrattazione collettiva. Per affrontare la carenza di competenze e manodopera, il 5 marzo 2025 è stata presentata una comunicazione sull'Unione delle competenze, con l'obiettivo di garantire che i lavoratori ricevano l'istruzione e la formazione necessarie e che le imprese europee possano accedere a forza lavoro qualificata. La Commissione ha poi presentato la tabella di marcia per i diritti delle donne, che promuove l'agenda per la parità di genere e illustra una visione politica a lungo termine per far progredire i diritti delle donne, ed ha annunciato due nuove strategie contro il razzismo e per l'uguaglianza delle persone LGBTIQ.

La legislazione nei mercati di riferimento, a livello locale, nazionale e sovra-nazionale

l contesto normativo di riferimento per il Gruppo Acea è ampio ed articolato in funzione della specificità dei business gestiti e della varietà degli ambiti su cui intervengono le discipline normative e regolatorie che incidono sull'operatività aziendale.

Nel settore idrico, di rilevante interesse l'entrata in vigore del Regolamento sul Riuso (EU) 2020/741, il 26 giugno 202 e il relativo atto delegato, Regolamento 2024/1765 (UE), entrato in vigore il 10 luglio 2024, che detta le specifiche tecniche per il riutilizzo delle acque ad uso agricolo, nonché la Direttiva (UE) 2024/3019 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 novembre 2024, concernente il trattamento delle acque reflue urbane. Con tale Direttiva sono state adottate nuove norme per un trattamento più efficiente prevedendo la copertura di un maggior numero di agglomerati e inquinanti.

Da segnalare, in tema di normativa interna, il D.L. 89/2024 (Decreto Infrastrutture) che interviene anche in maniera specifica sull'opera di rifacimento del tronco superiore del Peschiera, prevedendo un ulteriore finanziamento pubblico.

Vi è poi, il DL Coesione (DL 60/2024 convertito dalla legge 95/24) in materia di utilizzo delle risorse delle politiche di coesione europea 2021-2027, con l'obiettivo prioritario di accelerare la realizzazione delle azioni dei programmi ricadenti nei settori strategici tra cui il settore idrico e l'istituzione della Cabina di Regia per il FSC.

Con il nuovo Piano per interventi settore idrico (PNISSI) è stato dato via libera dal Mit a 418 interventi per 12 mld €. Il DPCM PNISSI, Pubblicato in GU il 27 dicembre 2024, reca l'adozione del PNISSI, per la pianificazione degli interventi infrastrutturali e per la sicurezza nel settore idrico. Confluiscono inoltre all'interno del piano diversi attuativi adottati per il finanziamento dei predetti interventi, tra cui il Piano Straordinario invasi e lo Stralcio riguardante la sezione Acquedotti.

Inoltre, con il DL Agricoltura DL63/2024, convertito dalla legge 101/2024 (art. 11), si prevedono misure urgenti per il contrasto della scarsità idrica, oltre al finanziamento dei primi interventi urgenti. Nella stessa direzione, il 31 dicembre 2024 è entrato in vigore DL Emergenze PNRR con il quale si introducono misure urgenti per il contrasto della scarsità idrica, per il potenziamento e l'adeguamento delle infrastrutture. Il 16 dicembre è stato pubblicata la legge di conversione del DL Ambiente che include disposizioni per la tutela ambientale del Paese, la semplificazione dei procedimenti autorizzativi e l'economia circolare.

• Nel primo semestre del 2025, sempre nell'ambito del settore idrico si rilevano:
• DM MASE 9 aprile 2025 Aggiornamento dei «Criteri ambientali minimi per gli affidamenti relativi ai servizi di ristoro e alla distribuzione di acqua di rete a fini potabili». Il Decreto dispone l'adozione dei criteri ambientali minimi che riguardano, tra le varie, l'installazione e la gestione di case dell'acqua e l'affidamento di lavori per la realizzazione di punti di accesso all'acqua di rete a fini potabili.

Dlgs Acque per consumo umano -Il Consiglio dei ministri ha approvato definitivamente il provvedimento. Se ne attende ora la pubblicazione in GU per l'entrata in vigore. Il decreto introduce nuove regole per la produzione di materiali destinati al contatto con le acque potabili, come tubature e serbatoi, per evitare contaminazioni e reca disposizioni per ridurre l'esposizione della popolazione ai PFAS.

• Deliberazione Giunta Regione Lazio n. 427/2025 Il testo esprime l'intesa della Regione sulla localizzazione delle opere relative all'Intervento di Messa in sicurezza e ammodernamento del sistema idrico del Peschiera ad ogni fine urbanistico ed edilizio per il progetto "Nuovo tronco superiore acquedotto del Peschiera - dalle Sorgenti alla Centrale di Salisano".
• Decreto MASE 25 marzo 2025 Si è conclusa con esito positivo la procedura di valutazione di impatto ambientale per il "Progetto definitivo di 'Messa in sicurezza e ammodernamento del sistema idrico del Peschiera (Lazio)' – 'Nuovo tronco superiore acquedotto del Peschiera - dalle Sorgenti alla Centrale di Salisano'". Il 27 giugno, il Ministero delle infrastrutture Il MIT ha informato che si è concluso l'iter autorizzativo per la realizzazione del nuovo tronco superiore dell'Acquedotto del Peschiera con l'espressione del Comitato Speciale del Consiglio Superiore dei Lavori Pubblici. L'avvio per la gara di appalto sarà pubblicato entro l'estate.

Sulla promozione dell'uso delle rinnovabili e nel settore energia si rilevano vari provvedimenti qui di seguito indicati:

• il DM Aree Idonee (Dm Ambiente 21 giugno 2024) che disciplina l'individuazione di superfici e aree idonee per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili per raggiungere gli obiettivi fissati dal PNIEC e dal pacchetto "Fit for 55 " anche alla luce del "REpowerEU" in linea con lil principio di neutralità tecnologica;
• il DM FER2 (DM 19 giugno 2024) sulla produzione di energia elettrica da impianti FER innovativi o con costi di generazione elevati attraverso un sistema di incentivi;
• il Decreto CER (decreto MASE del 7 dicembre 2023 n. 414 ) che introduce le nuove modalità di incentivazione per sostenere l'energia da fonte rinnovabile prodotta in configurazioni di autoconsumo.
• Il Dlgs Riordino FER Pubblicato in GU il 12 dicembre, ed in vigore dal 30 dicembre 2024. Il provvedimento regola i regimi autorizzatori per la realizzazione degli impianti FER, ovvero l'attività libera, la PAS e la AU. Inoltre, a seguito dell'esame parlamentare, è stata introdotta una normativa specifica per le zone di accelerazione, disciplinando i regimi autorizzatori applicabili agli impianti situati in queste aree, nonché una clausola di salvaguardia. DM MASE Ammissione settore agevolazioni energivori – Pubblicato il 27 novembre 2024 ed in vigore dal giorno successivo, reca i termini e le modalità per la presentazione della proposta di ammissione di un settore o sottosettore al regime di agevolazioni per gli energivori. In particolare, dispone che la predetta proposta possa essere presentata alla DG Domanda ed efficienza energetica del MASE dai seguenti soggetti: Impresa dotata dei requisiti di consumo e che, secondo i criteri di ARERA, opera in uno dei settori o sottosettori non inclusi nell'Allegato 1 alle Linee Guida CE in materia di aiuti di Stato a favore dell'energia; Associazioni di categoria rappresentative dei settori o sottosettori non inclusi nel medesimo allegato; DM MASE risorse regioni istallazione FER – Firmato il 4 dicembre, pubblicato sul sito del MASE il 12 febbraio ed entrato in vigore il giorno successivo. Attuativo dell'articolo 4 del DL 181/202 (cd. DL Sicurezza energetica), prevede la destinazione di una quota dei proventi delle aste ETS per alimentare un fondo con finalità di compensazione e di riequilibrio ambientale e territoriale, da ripartire tra le regioni per l'adozione di misure per la decarbonizzazione, promozione dello sviluppo sostenibile, accelerazione e digitalizzazione degli iter autorizzativi delle FER;
• DL c.d. " ollette" n.19/2025 (L. conversione n. 60/2025)- tra le principali misure vi è la proroga del mercato tutelato fino al 31 marzo 2027 per le famiglie vulnerabili e le microimprese; misure per aumentare la trasparenza e la confrontabilità delle offerte nel mercato libero dell'energia e le modifiche alla disciplina dei fringe benefit relativi alle auto aziendali;
• DM MASE FER X Transitorio In vigore dal 28 febbraio 2025, il provvedimento è volto a sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili tradizionali, e sosterrà la costruzione di nuovi impianti entro il 31 dicembre 2025;
• DM MASE 30 maggio 2025 Ampliamento rete elettrica ARETI- Il Decreto dispone che le concessioni, autorizzazioni, licenze, nulla osta e tutti gli altri provvedimenti amministrativi, anche in via di perfezionamento, concernenti gli asset AT di proprietà di Areti, oggetto della cessione a Terna S.p.A. si intendono emessi validamente ed efficacemente con efficacia decorrente dalla data di perfezionamento dell'acquisizione dell'intero capitale sociale di quest'ultima da parte di Terna.

In ambito europeo risultano di rilevante interesse i seguenti atti normativi:

• Direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica le direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato dell'energia elettrica dell'Unione;
• Regolamento (UE) 2024/1747 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica i regolamenti (UE) 2019/942 e (UE) 2019/94 per quanto riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato dell'energia elettrica dell'Unione.

In materia di ambiente si segnalano l'aggiornamento delle regole Eow del Mininistero dell'Ambiente per la cessazione della qualifica di rifiuto dei rifiuti inerti da costruzione e demolizione, nonché, sempre in tema, l'aggiornamento del Protocollo Ue per la gestione dei rifiuti da costruzione e demolizione. Meritano poi menzione, sempre a livello nazionale, le nuove regole sul mercato di scambio delle quote di emissione di gas serra (Emission trading system).

A livello di normativa Ue, va sottolineata l'entrata in operatività del regolamento 2024/1991 sul "ripristino della natura"che introduce per gli Stati membri una serie di nuovi obiettivi per attuare il ripristino del buono stato degli habitat terrestri, marini, urbani, forestali e agricoli che risultano degradati. È stata inoltre avviata una procedura di infrazione contro l'Italia per il non corretto recepimento della direttiva 2018/851/Ue sui rifiuti; con riguardo alla responsabilità estesa del produttore, alla garanzia di un riciclaggio di alta qualità,alla raccolta differenziata dei rifiuti pericolosi e all'attuazione di un sistema elettronico di tracciabilità. Per il primo semestre del 2025 va segnalata l'introduzione della Legge Delegazione Europea (L. 13 giugno 2025, n. 91), la quale reca il recepimento di alcune Direttive, tra cui: RAEE, tutela penale dell'ambiente, emissioni industriali e gestione discariche, qualità dell'aria, direttive RED III, efficienza energetica, transizione verde, mercato dell'energia elettrica, mercati interni del gas rinnovabile, nonché dei Regolamenti di ripristino della natura, obbligazioni verdi ed ecosostenibili, batterie e rifiuti di batterie.

Cambiamento climatico

La sensibilità all'evolversi del cambiamento climatico ed ai suoi effetti sui business gestiti è tema ormai consolidato a livello internazionale che si riflette anche in una maggiore richiesta di informativa nelle relazioni nanziarie. In particolare l'ESMA, nelle sue European Common Enforcement Priorities, ha evidenziato che gli emittenti debbano considerare nella preparazione dei bilanci IFRS i rischi climatici nella misura in cui i medesimi siano rilevanti, a prescindere dal fatto che detti rischi siano o meno esplicitamente previsti dagli standard contabili di riferimento.

Nei primi sei mesi del 2025, le condizioni climatiche globali hanno continuato a manifestarsi con episodi estremi. Il mese di gennaio è stato il mese più caldo mai registrato a livello globale, con temperature superiori di oltre 1,5°C rispetto ai livelli pre-industriali.

La siccità sta colpendo gran parte d'Europa, con temperature più alte della media e un calo delle precipitazioni dall'inizio dell'anno. Il Centro comune di ricerca (CCR) della Commissione europea ha evidenziato condizioni di peggioramento e la diminuzione dei flussi fluviali. Le regioni più colpite sono l'Europa centrale, orientale e sudorientale, e l'area del Mediterraneo orientale. Anche l'Europa nordoccidentale mostra segni di stress idrologico. Le scarse precipitazioni e il caldo intenso hanno inaridito la terra, lasciando i suoli signi cativamente privi di umidità. Le previsioni no a giugno indicano condizioni più secche della media nell'Europa settentrionale e occidentale, con impatti possibili sull'agricoltura, sui trasporti e sugli ecosistemi. Durante l'inverno, la maggior parte del Portogallo, della Spagna e della Francia occidentale e centrale ha registrato precipitazioni abbondanti, mentre il Nord Italia è stato colpito da piogge intense che hanno provocato vittime e ingenti danni. Le temperature medie nelle Alpi, nell'Europa orientale e nella Scandinavia settentrionale sono risultate superiori di oltre °C rispetto alla norma stagionale. Segnali di stress vegetativo sono stati osservati in alcune aree dell'Africa settentrionale, della Siria occidentale e della Turchia sud-orientale. Qualora le condizioni di siccità dovessero persistere, gli impatti sulla vegetazione potrebbero manifestarsi in modo più evidente nei prossimi mesi.

L'Italia ha registrato 110 eventi meteorologici estremi nei primi cinque mesi dell'anno, con allagamenti dovuti a piogge intense che rappresentano la maggior parte dei casi.

Acea affronta il tema climatico con una strategia integrata e ambiziosa, che unisce mitigazione, adattamento e gestione proattiva dei rischi climatici, in linea con gli obiettivi globali di sostenibilità e le normative europee più avanzate. La strategia climatica del Gruppo, formalizzata nel Piano Industriale 2024-2028 "Green Diligent Growth", prevede investimenti per circa 5,4 miliardi di euro destinati a interventi di sostenibilità, con particolare attenzione alla resilienza delle infrastrutture, all'efficienza energetica, alla produzione di energia da fonti rinnovabili e alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti.

In particolare, Acea ha de nito obiettivi di riduzione delle emissioni validati dalla Science ased Targets initiative (S Ti), con target al 20 2 per limitare l'aumento della temperatura globale ben al di sotto dei 2°C, in linea con l'Accordo di Parigi. Gli impegni includono:

• Una riduzione del 56 delle emissioni dirette (Scope 1), del 2 delle delle emissioni indirette da energia acquistata (Scope 2) e del 0 delle emissioni indirette da vendite di gas (Scope ) rispetto al 2020;
• l'incremento della produzione di energia da fonti rinnovabili, con particolare attenzione all'energia solare, idroelettrica ed eolica. In questo contesto, Acea ha avviato progetti di sviluppo di nuovi impianti fotovoltaici e di ammodernamento delle centrali idroelettriche esistenti, aumentando la loro efficienza e capacità produttiva. Inoltre, proseguono le attività di sviluppo di progetti per la produzione di biogas e biometano, valorizzando i ri uti organici e i fanghi di depurazione;
• il miglioramento dell'efficienza energetica degli impianti delle società del gruppo e delle sedi, per migliorare il rendimento energetico delle proprie strutture e ridurre il consumo di risorse e le emissioni. Tra le iniziative più rilevanti vi sono l'adozione di tecnologie smart per la gestione delle reti idriche ed elettriche, l'ottimizzazione dei processi industriali e l'utilizzo di sistemi di accumulo energetico per bilanciare la domanda e l'offerta di energia;
• l'incremento della quota di energia acquistata con Garanzia d'Origine e della produzione di energia rinnovabile per autoconsumo.

Il monitoraggio delle performance del primo triennio di S Ti ha mostrato alcuni progressi nel raggiungimento degli obiettivi per la riduzione delle emissioni dirette e di quelle legate alla vendita di energia elettrica. Come già previsto in fase di de nizione dei target, si ipotizza, nei prossimi anni, una riduzione delle emissioni legate ai prelievi di energia elettrica grazie a interventi di efficienza energetica e al maggior ricorso all'acquisto di energia con Garanzia di Origine, una riduzione delle emissioni legate al gas metano grazie anche alla progressiva elettri cazione dei consumi in Italia.

Il Gruppo conduce analisi approfondite basate su scenari climatici internazionali (IPCC, IEA) e metodologie allineate agli standard ISS - TCFD e ESRS, valutando rischi sici acuti e cronici, come eventi meteorologici estremi (incendi, precipitazioni intense ed esondazioni), siccità, incendi, esondazioni, e rischi di transizione legati a normative, come carbon pricing e cambiamenti tecnologici. Acea utilizza modelli climatici avanzati e dati georeferenziati per mappare la vulnerabilità degli asset, con criteri speci ci per i diversi settori di business, e integra queste analisi nel proprio Enterprise Risk Management. Per mitigare i rischi sici, implementa strumenti di governo degli asset come il Water Safety Plan e il monitoraggio degli invasi, oltre a progetti infrastrutturali di rilievo nazionale per aumentare la resilienza territoriale. La parte residua dei rischi naturali è coperta da un programma assicurativo di Gruppo.

Nel 2024, i consumi energetici totali di Acea sono stati circa .560 GWh, con il 7 da fonti rinnovabili. La produzione di energia elettrica del Gruppo ha raggiunto circa 982 GWh, di cui oltre il 60 da fonti rinnovabili, principalmente idroelettrico, termovalorizzazione (per la parte biodegradabile del ri uto) e fotovoltaico. Le emissioni di gas climalteranti sono monitorate secondo il GHG Protocol, con una forte attenzione alla riduzione ma anche alla compensazione tramite l'acquisto di crediti di carbonio certi cati, che nel 2024 hanno coperto 407.000 tonnellate di CO2e, nanziando progetti in Cambogia e Vietnam.

Acea si impegna inoltre a promuovere la sostenibilità lungo la catena del valore, coinvolgendo fornitori in attività di monitoraggio e sensibilizzazione ambientale. La strategia climatica è supportata da un costante dialogo con stakeholder, istituzioni e comunità locali, e si inserisce in un contesto normativo europeo e nazionale in evoluzione, con l'adozione di direttive e regolamenti per la sostenibilità, il riuso delle acque, la promozione delle rinnovabili e la gestione delle emissioni.

Acea si pone come un attore chiave nella transizione ecologica, con una strategia ambientale solida, una gestione rigorosa dei rischi e risultati concreti nel 2024-2025, dimostrando un impegno concreto nella gestione del cambiamento climatico e nella promozione di uno sviluppo sostenibile e resiliente, a tale proposito Acea ha attivato un percorso per una strategia clima-natura che verrà de nita in uno speci co Piano di transizione e adattamento.

La strategia di sostenibilità e il piano di azione de nito integrano, inoltre, le risultanze delle analisi dei rischi climatici condotte attraverso l'applicazione del framework dell'International Sustainability oard (ISS ) e della metodologia di Enterprise Risk Management (ERM) del gruppo. Tale analisi è nalizzata a identi care i rischi sici, legati agli eventi meteorologici estremi e ai cambiamenti climatici a lungo termine che possono impattare le infrastrutture e le operazioni aziendali, e i rischi di transizione, connessi all'evoluzione del quadro normativo, ai cambiamenti nelle preferenze dei consumatori e all'adozione di nuove tecnologie a basse emissioni di carbonio. Di seguito si fornisce una sintesi delle considerazioni svolte dal management con riferimento agli aspetti ritenuti rilevanti ai ni della predisposizione del bilancio nei settori di attività in cui si opera.

Con riferimento al breve periodo, in considerazione delle analisi svolte e degli strumenti mitigativi de niti dai piani sopra richiamati, il management non rileva impatti speci ci di rilevante entità derivanti da rischi legati al clima, da considerare nell'applicazione dei principi contabili o che necessitino di particolare disclosure. Tale considerazione è supportata dal costante impegno del Gruppo a perseguire l'eccellenza dell'erogazione del servizio in tutti i settori di attività serviti, questo comporta un costante impegno nello sviluppo di infrastrutture adeguate e nell'evoluzione della gestione delle medesime, con applicazione di innovazione tecnologica e digitalizzazione, nonché nella preservazione e tutela della risorsa idrica, nello sviluppo di capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili, nell'efficientamento energetico dei processi produttivi, nel perseguimento di un approccio all'economia circolare e nell'espletamento dei controlli riguardo le commodity fornite alla clientela.

Con riferimento al medio-lungo periodo il management, nel proseguire la de nizione di aggiornati piani di sviluppo, non ravvede ulteriori considerazioni speci che da fattorizzare nell'applicazione dei principi contabili per la predisposizione di bilancio e relative disclosure.

Si fa inoltre presente che le principali società del Gruppo già a partire dal 2020-2021 hanno avviato un processo per identi care i rischi sici prioritari, analizzandoli attraverso scenari climatici anche in relazione ai territori in cui gli asset sussistono, con proiezioni a mediolungo termine, inclusi gli impatti economici derivanti dall'aumento della probabilità di eventi estremi. I rischi principali identi cati sono: siccità e stress idrico (per gli impianti idrici), precipitazioni estreme e esondazioni (per le reti di distribuzione di energia), e fulminazioni (per gli impianti di produzione di energia).

A titolo esempli cativo, la società areti integralmente consolidata valuta e quanti ca gli effetti del cambiamento climatico (ondate di calore/siccità e allagamenti) sugli asset e gli interventi di mitigazione da mettere in campo nel Piano di Resilienza approvato dall'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA). Il management ha valutato che tali investimenti non riducono o modi cano l'aspettativa con riferimento ai bene ci economici connessi all'utilizzo delle attività iscritte tra le immobilizzazioni materiali in quanto gli stessi hanno rilevanza regolatoria e dunque soggetti a meccanismi di ristoro speci ci. Pertanto, non si è resa necessaria la rivisitazione critica della vita utile delle immobilizzazioni in bilancio.

Con speci co riferimento alla vendita di commodity, il Gruppo monitora come potenziale effetto derivante dal rischio reputazionale la vita utile della customer base e delle valutazioni di bilancio ad essa correlate.

Con riferimento all'esistenza di rischi di impairment delle attività, il management ha considerato che, sebbene le azioni di mitigazione/adattamento del rischio climatico comportino la necessità di piani care la manutenzione/evoluzione degli impianti per garantire la qualità del servizio, la sicurezza degli asset gestiti ed il mantenimento delle prestazioni degli stessi - queste attività comunque sono considerate nell'ambito della previsione dei flussi di cassa utilizzati alla base della determinazione del value in use.

Nello speci co, si sono identi cati gli impatti in termini di sensitivity analysis su CGU, società ed impianti attraverso lo sviluppo della risk analysis, considerando le principali variabili esogene impattate indirettamente dai temi climate change (quali Indice dei prezzi alla produzione, Indice dei prezzi energia, Indice dei prezzi gas) potenzialmente in grado di impattare le variabili economiche di interesse (E ITDA). L'andamento del prezzo delle materie prime, insieme a quello dei derivati di copertura, richiede un'attenta politica di monitoraggio dei fabbisogni e delle loro coperture. L'andamento del prezzo delle commodity in derivazione degli effetti del cambiamento climatico potrebbe rendere onerosi taluni contratti di acquisto/vendita. Inoltre, l'indisponibilità delle materie prime potrebbe rendere inefficaci coperture di flussi di cassa derivanti da transazioni future altamente probabili.

In ne, con particolare riferimento ai settori regolati, la presenza di rischi sici cronici potrebbe portare ad una riduzione della qualità del servizio con conseguente sorgere di passività per penalità. Nello speci co fenomeni estremi come le alluvioni possono causare danni agli asset ed interruzioni del servizio (guasti, blackout, etc.) o, per la rete idrica, tracimazione degli scarichi collegati ai sistemi di acque reflue e torbidità delle fonti idriche. Tali ripercussioni possono influire sull'erogazione dei servizi in conformità alle leggi e regolamenti vigenti, con la conseguente possibilità di incorrere in sanzioni pecuniarie. Come precedentemente indicato, anche grazie agli interventi di mitigazione del rischio posti in essere, sono stati ipotizzati come invariati i potenziali impatti economico- nanziari associati ai rischi sici.

Contesto Geopolitico

Nel complesso, il 2025 si è aperto in un contesto ancora segnato da una persistente frammentazione economica e geopolitica, che ha continuato a imporre alle imprese un attento monitoraggio degli scenari globali e delle strategie di gestione del rischio. Anche nei primi sei mesi dell'anno, la dinamica economica è stata influenzata da molteplici fattori, sia geopolitici che macroeconomici: il conflitto russoucraino non ha registrato sviluppi risolutivi, ma ha continuato a pesare sulle filiere di approvvigionamento e sugli equilibri energetici globali; allo stesso tempo, il conflitto tra Israele e Hamas, aggravatosi ulteriormente nella prima metà del 2025 con un ampliamento delle ostilità e un coinvolgimento sempre più diretto di Hezbollah e di altri attori regionali, ha accentuato il clima di incertezza internazionale, con impatti diretti sui mercati energetici e finanziari.

Dopo gli shock degli ultimi anni, l'economia globale ha proseguito il suo percorso di normalizzazione, seppure con una crescita rallentata e disomogenea:

I mercati energetici hanno registrato un sensibile riequilibrio: nel primo semestre dell'anno il prezzo del rent si è stabilizzato su livelli più bassi rispetto al 2024, oscillando intorno ai 70 dollari al barile, con punte temporanee a ridosso degli 80 dollari solo in concomitanza con eventi geopolitici più gravi, come l'acutizzarsi delle tensioni tra Israele e Iran. L'indebolimento della domanda globale, in particolare dalla Cina, e un incremento dell'offerta da parte dei Paesi OPEC+ hanno contribuito a mantenere i prezzi sotto controllo, nonostante il contesto instabile. In Italia, la progressiva eliminazione del Prezzo Unico

Nazionale (PUN), avviata a inizio anno, ha comportato un passaggio a una struttura basata su prezzi zonali, con effetti sulla volatilità oraria dei prezzi dell'energia elettrica, che si sono attestati su livelli inferiori rispetto al 2024 ma ancora lontani dalla stabilità precrisi.

• A livello macroeconomico, il Fondo Monetario Internazionale, nel World Economic Outlook pubblicato in primavera, ha confermato un rallentamento della crescita globale, con un'espansione prevista al per l'intero anno, in linea con il 2024 ma con significative divergenze regionali. Gli Stati Uniti hanno continuato a trainare l'economia grazie alla solidità dei consumi interni, mentre l'Europa ha mantenuto una traiettoria debole, condizionata dall'incertezza politica e da una domanda interna ancora fragile. La Cina ha mostrato segnali di stabilizzazione, pur in presenza di persistenti criticità legate alla crisi del settore immobiliare.
• L'inflazione nell'Eurozona ha continuato a scendere, assestandosi attorno al 2,1 nella primavera 2025, grazie al rallentamento dei prezzi energetici e alimentari, mentre l'inflazione core ha mantenuto una certa stabilità, rendendo possibile alla BCE un allentamento graduale della politica monetaria. Dopo un primo taglio dei tassi a giugno 2024, la BCE ha effettuato ulteriori interventi nel primo semestre 2025, portando il tasso sui depositi intorno al 2%, in risposta al miglioramento delle prospettive inflazionistiche. Tuttavia, la Banca centrale rimane cauta, data la persistenza di rischi geopolitici e il possibile ritorno di spinte inflazionistiche in caso di nuovi shock.

Il contesto geopolitico e macroeconomico ha continuato a rappresentare una variabile critica per le aziende, con impatti significativi sulle valutazioni patrimoniali e sulle strategie di bilancio. In tal senso, il Public Statement dell'ESMA del 28 ottobre 2022, relativo agli effetti dell'invasione russa dell'Ucraina sulle rendicontazioni finanziarie, continua a costituire un riferimento fondamentale per la valutazione dell'impairment test delle attività non finanziarie. Il perdurare delle tensioni internazionali e l'evoluzione incerta dello scenario macroeconomico globale impongono un aggiornamento continuo delle assunzioni alla base delle valutazioni aziendali, al fine di garantire la coerenza tra le strategie operative e le condizioni di mercato. In particolare, l'ESMA sottolinea l'importanza di stimare il valore recuperabile delle attività non finanziarie tenendo conto di tutte le fonti informative disponibili, sia interne che esterne, e di adottare modelli previsionali basati su scenari multipli, in grado di riflettere adeguatamente l'aumento dell'incertezza, i rischi di mercato, le tensioni geopolitiche e gli impatti dell'inflazione. Un elemento cruciale del processo di impairment test rimane la determinazione del tasso di sconto, che deve essere coerente con le attuali condizioni di mercato e con i rischi specifici delle attività oggetto di valutazione, escludendo qualsiasi rischio già incorporato nei flussi di cassa previsti. L'incremento dei tassi reali registrato fino alla fine del 2024 e la loro successiva graduale riduzione nel 2025 hanno influenzato in modo rilevante il calcolo del valore attuale dei flussi prospettici. Di conseguenza, risulta essenziale assicurare coerenza tra gli scenari macroeconomici adottati e le valutazioni di bilancio, al fine di garantire trasparenza e affidabilità dell'informativa finanziaria in un contesto ancora fragile e in continua evoluzione.

La tecnologia al centro Piano Industriale di Acea

Nel contesto di crescente complessità in cui opera Acea nei settori Acqua, Energia e Ambiente, la tecnologia rappresenta un pilastro strategico per supportare la crescita del business, migliorare l'efficienza operativa, garantire la qualità del servizio e sostenere la transizione digitale ed ecologica.

Acea ha posto al centro della propria strategia industriale l'adozione delle tecnologie più avanzate, con l'obiettivo di abilitare un nuovo modello operativo, più integrato, intelligente e resiliente, capace di accelerare la crescita del Gruppo nel lungo periodo.

Queste tecnologie non si limitano solo a rendere più efficiente la gestione degli asset e dei processi, ma creano anche nuove professionalità, spingono verso assetti organizzativi più agili e promuovono forme di dialogo più dirette, trasparenti e personalizzate con clienti, istituzioni e stakeholder.

In Acea sono state lanciate recentemente diverse iniziative per l'adozione di nuove tecnologie, in particolare nell'intelligenza artificiale, nella robotica, e nella sensoristica IoT e machine learning: per quanto riguarda l'intelligenza artificiale, questa è oggi impiegata su più fronti, ad esempio in progetti di manutenzione predittiva, dispatching automatico della forza lavoro e chatbot per il supporto clienti, combinando efficienza ed innovazione nel rapporto con l'utenza.

La robotica viene utilizzata nelle attività operative, con l'obiettivo di garantire una maggiore tutela delle persone, aumentare l'efficienza degli interventi e migliorare la qualità delle lavorazioni. Le principali applicazioni riguardano l'ispezione e il monitoraggio delle infrastrutture, la gestione operativa degli asset e le attività di cantiere.

Infine, le potenzialità della sensoristica IoT e del machine learning sono utilizzate per implementare soluzioni quali ad esempio: la distrettualizzazione delle reti, la computer vision per l'asset inventory, l'ottimizzazione dei consumi energetici, le digital twin per la progettazione e gestione degli impianti e il telecontrollo dei flussi ottimizzato in funzione della domanda real-time.

Per rimanere sempre aggiornata sugli ultimi sviluppi tecnologici, Acea è in continuo contatto con l'ecosistema tecnologico. Continuano infatti le collaborazioni con l'acceleratore Zero, dedicato al cleantech, e con il progetto ROAD (Rome Advanced District), dove Acea è tra i fondatori, primo distretto di innovazione tecnologica dedicato alle nuove filiere energetiche e aperto a collaborazioni con il mondo della ricerca e dell'università.

Lo sviluppo del personale

Le Persone rappresentano per ogni organizzazione un asset fondamentale per rimanere competitivi in un contesto economico e sociale in trasformazione. Acea presta ascolto alle esigenze delle proprie persone ed elabora una People Strategy declinata in progetti e iniziative.

Acea annualmente redige un piano operativo Diversity Equity Inclusion & Belonging che raccoglie gli obiettivi e i relativi progetti a favore delle Persone. Per il quinto anno consecutivo, ha ottenuto la Certificazione Top Employers Italia, il riconoscimento ufficiale delle eccellenze aziendali nelle politiche e strategie HR e della loro attuazione.

In Acea è sviluppato un sistema integrato di wellbeing, fondato sull'ascolto dei dipendenti e dei loro fabbisogni e declinato attraverso sei pilastri fondamentali: salute, corporate wellness, family care, agevolazioni economiche, previdenza complementare e solidarietà. Numerose iniziative sono state attuate per implementare i pilastri del welfare, come, ad esempio, campagne di prevenzione sanitaria,

servizi di supporto per il benessere psico-fisico e di sostegno alla genitorialità, agevolazioni economiche attraverso la sottoscrizione di diverse convenzioni corporate, partecipazione a diverse iniziative di solidarietà.

Tali tematiche vengono condivise in un Comitato Bilaterale, composto dai rappresentanti delle Società del Gruppo e delle Organizzazioni Sindacali.

Il Gruppo Acea ha avviato la progettualità prevista dal bando pubblico #Riparto introducendo ulteriori misure e servizi a favore della Maternità per supportare le lavoratrici Donne in tale fase e per il loro rientro nell'ambito lavorativo. Il Gruppo Acea è, infatti, da sempre impegnato nell'attuazione di politiche di wellbeing e nel rafforzamento delle iniziative a favore delle madri lavoratrici anche attraverso l'adozione della "Carta della Persona e della Partecipazione" e della certificazione UNI/PDR 125:2022 nel 2022, rinnovata per l'anno 2025.

Nell'ambito dei processi di formazione del Gruppo è stata costituta l'Accademy "Acea usiness School" che eroga corsi in ambito manageriale, di ruolo, governance e digitale, rivolti a tutto il Gruppo e progettati con partner qualificati (Università, Business School, Centri di ricerca, ecc.). È stato avviato, in particolare, un percorso di 8 webinar "Connessioni future" dedicato ad approfondire l'applicazione dell'Intelligenza Artificiale al Gruppo e la correlazione con l'evoluzione della leadership e del mindset organizzativo. I primi 4 webinar erogati nel 2024 hanno coinvolto oltre 5.000 partecipanti di tutte le Società del Gruppo. L'alto interesse ha permesso di lanciare un progetto di learning community dedicato all'intelligenza artificiale, per sperimentarne concretamente nei processi aziendali, e denominata LIA (Laboratorio Intelligenza Artificiale).

La gestione sostenibile della catena di fornitura

Acea, consapevole del contributo positivo che una gestione sostenibile della catena di fornitura può offrire alla tutela dell'equilibrio ambientale, si impegna nel definire modalità d'acquisto che includano caratteristiche intrinseche dei prodotti e aspetti di processo che limitino l'impatto ambientale e favoriscano l'attivazione di iniziative mirate alla minimizzazione degli sprechi, al riutilizzo delle risorse e alla tutela degli aspetti sociali coinvolti negli appalti di beni, servizi e lavori. Nell'affrontare tale percorso, in tema di green procurement, Acea si avvale da diversi anni dell'utilizzo dei Criteri Ambientali Minimi vigenti, contemplando nelle proprie gare d'appalto anche aspetti premianti, non obbligatori.

La valutazione CSR è stata inserita come criterio premiante nelle gare in ambito beni, servizi e lavori con offerta economicamente più vantaggiosa, attribuendo un punteggio differente in funzione del rating ottenuto a seguito dell'assessment Ecovadis, al fine di premiare le aziende più virtuose dal punto di vista della tutela ambientale e della Responsabilità Sociale di Impresa.

Nel dicembre 2024, Acea ha adottato una Politica sull'Approvvigionamento Sostenibile con l'obiettivo di definire i principi ispiratori per promuovere la valorizzazione degli aspetti ESG (ambientali, sociali e di governance) all'interno della propria catena di fornitura. Tale politica è stata condivisa con l'intera platea dei fornitori attraverso la sottoscrizione di un Patto di Cooperazione, volto a rafforzare l'impegno congiunto verso pratiche di approvvigionamento responsabili e sostenibili. A partire dalla sua introduzione, la sottoscrizione del Patto è divenuta un requisito vincolante per l'ottenimento e il mantenimento della qualifica in tutti gli albi fornitori di Acea, rappresentando così un elemento imprescindibile per instaurare o proseguire rapporti di collaborazione con il Gruppo.

Inoltre, al fine di proseguire nella collaborazione, per sviluppare impegni condivisi in tema di decarbonizzazione, il Gruppo si è dotato di un carbon action module per acquisire informazioni sulle emissioni di CO2 della propria catena di fornitura.

Acea da sempre è al servizio del territorio e del cittadino e tiene in grande considerazione il confronto con la catena di fornitura per essere sempre più efficiente nelle risposte alle sollecitazioni che provengono dal territorio.

La nascita di una filiera sostenibile dipende dall'autocontrollo di ciascuna impresa, ma anche da accordi tra tutti i membri della filiera. Una collaborazione che consente di avere rapporti più trasparenti e chiari che contribuiscono alla creazione di valore condiviso attraverso:

• Realizzazione di incontri annuali con i fornitori (Vendor Day)
• Valutazione Ecovadis
• Acquisti verdi
• Due Diligence reputazionali
• Sistemi di Gestione Verifiche sulla Catena di Fornitura

• Vendor rating

• Sostenibilità e sicurezza

• Valutazione rischio cyber.

La salute e sicurezza sui luoghi di lavoro

Acea realizza costanti campagne di sensibilizzazione sul tema, con l'obiettivo di incidere profondamente sulla diffusione capillare della cultura della sicurezza, coinvolgendo la totalità delle proprie persone. Ha adottato un avanzato modello di valutazione dei rischi e delle misure di controllo e mitigazione messe in atto.

Nello specifico, nell'ambito delle attività di sicurezza e di intervento sui rischi, coerentemente anche attraverso attività di orientamento e supporto viene perseguita la promozione della salute e del benessere dei lavoratori attraverso l'adozione di misure di prevenzione primaria (ovvero evitando l'insorgenza di incidenti e malattie) e secondaria (ossia attivando interventi mirati e precoci), che ricomprendono anche temi connessi al disagio psicosociale e al supporto psico-fisico. Percorsi mirati con il duplice scopo di informare e sostenere i lavoratori attraverso la creazione di un ambiente di lavoro positivo e produttivo che è alla base della creazione di un clima di fiducia e di condivisione degli obiettivi e dei valori aziendali.

Altrettante iniziative di sensibilizzazione e coinvolgimento circa i temi su esposti riguardano appaltatori e sub appaltatori di Acea, partner fondamentali per la realizzazione dei business lungo la catena del valore.

La sicurezza vista come strategia, e non solo come compliance, si basa sulla possibilità di misurare e monitorare i risultati in un approccio manageriale. Acea, nell'ambito del percorso di miglioramento continuo che ha intrapreso, orientato alla prevenzione e riduzione del fenomeno infortunistico, mette a disposizione di tutte le proprie persone uno strumento valido ed efficace ai fini di una partecipazione attiva all'analisi dell'andamento degli indicatori; tale aspetto è spesso considerato rivelatore del livello di maturità della

cultura della sicurezza e della cultura del miglioramento in un'organizzazione. Azioni di miglioramento basate sulla constatazione che vi sono margini da perseguire (ad es. azioni per ridurre l'incidenza di alcuni tipi di infortunio) ed azioni di consolidamento (ad es. mantenimento risultati positivi, crescita della resilienza organizzativa), rappresentano il naturale percorso del miglioramento continuo in materia di salute e sicurezza sul lavoro.

Contributi Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza

Come noto, il Gruppo Acea è chiamato a svolgere un ruolo fondamentale per la crescita del Paese anche rispetto alla definizione ed all'attuazione del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza.

Il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) è il pacchetto di investimenti e riforme predisposto dal Governo italiano e presentato alla Commissione Europea per beneficiare del sostegno previsto dalla Recovery and Resilience Facility (RRF), istituita con Regolamento UE 2021/241 come nuovo strumento finanziario per supportare la ripresa negli Stati membri.

Ad oggi, l'Italia è il Paese che ha ricevuto la dotazione maggiore per il PNRR, con l'approvazione da parte del Consiglio dell'Unione Europea (Decisione di esecuzione 10160/21 del 1 /07/2021) di uno stanziamento complessivo di € 191,5 miliardi. Per ciascun investimento e riforma sono stati definiti precisi obiettivi e traguardi il cui conseguimento è condizione imprescindibile per l'erogazione delle risorse. Il PNRR originario prevede che il 40% delle risorse siano destinate alle regioni del Mezzogiorno che il 37% sia indirizzato ad interventi per la transizione ecologica ed il 25 per la transizione digitale. Nell'allegato alla decisione son stati definiti per ciascun investimento e riforma precisi obiettivi e traguardi il cui conseguimento è necessario per l'erogazione delle risorse. Tale conseguimento è cadenzato su base semestrale dal secondo semestre 2021 al 30 giugno 2026.

Lo scorso 8 dicembre 202 è stata approvata la revisione del PNRR italiano (Decisione di Esecuzione n. 16051/2 ) con l'aggiunta del capitolo dedicato al REpowerEU per superare la crisi energetica e le tensioni geopolitiche generate dalla guerra in Ucraina. Così come rimodulato il Piano ammonta a € 194,4 miliardi e comprende n.66 riforme e n. 150 investimenti che si articolano in n.618 traguardi e obiettivi. In tal senso, il 39% delle risorse dovrà essere indirizzato ad interventi destinati per la transizione ecologica. Allo stato attuale sono stati allocati € 71,78 miliardi in sovvenzioni e € 122,60 miliardi in prestiti.

Nel corso del 2024 il PNRR è stato ulteriormente modificato, da ultimo con la Decisione del Consiglio dell'Unione Europea (15114/24) adottata il 18 novembre 2024 al fine di adeguare il Piano a nuove necessità attuative. Nel corso del 2025 non ci sono state modifiche sul PNRR, ma sono stati recepiti i criteri e le modalità a cui le amministrazioni titolari delle misure del PNRR e i soggetti attuatori degli interventi devono attenersi al fine dell'erogazione delle risorse del Piano. Il provvedimento, pubblicato in G.U. Serie Generale n. 3 del 4 gennaio 2025, si compone di un unico articolo, ed è attuativo del Decreto-legge "Omnibus" (n.11 /2024) ed è volto a snellire le procedure di trasferimento della liquidità necessaria alla realizzazione degli interventi PNRR, riducendo i tempi di attesa dei pagamenti nelle fasi iniziali e intermedie.

Nel corso degli ultimi tre anni, il Gruppo ACEA ha ottenuto contributi a fondo perduto nell'ambito del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), finalizzati al sostegno degli investimenti e delle iniziative strategiche previste dal piano stesso.

Non sono stati riconosciuti ulteriori contributi pubblici a valere sul PNRR nel corso dei primi sei mesi del 2025.

In questo scenario le società del Gruppo ACEA hanno beneficiato di risorse erogate nell'ambito delle misure del PNRR per complessivi 0,89 €mld, di cui:

• 0,87 € mld di cui 0,55 €mld per le infrastrutture idriche (M2-C4-I4.1 e M2-C4-I4.2) e 0,15 €mld per fognatura e depurazione (M2-C4-I4.4);
• 0,174 €mld per progetti di resilienza delle reti elettriche (M2-C2-I2.1) e smart grid (M2-C2-I2.2).
• L'erogazione dei contributi PNRR è subordinata al rispetto di specifiche condizioni stabilite dalle autorità competenti, tra cui:
  • Il raggiungimento degli obiettivi previsti dal progetto finanziato;
  • L'obbligo di rendicontazione periodica delle spese sostenute.

Il gruppo ACEA conferma il rispetto degli obblighi previsti e continua a monitorare attentamente l'evoluzione normativa e amministrativa relativa all'attuazione del PNRR, al fine di garantire la corretta gestione e rendicontazione delle risorse ricevute.

Aree Industriali

I macrosettori in cui opera ACEA sono articolati nelle aree industriali di seguito elencate: Acqua, Reti e Illuminazione Pubblica, Ambiente, Produzione, Energy Management, ed Engineering & Infrastructure Projects. Per ulteriori informazioni si rinvia al paragrafo "Modello Organizzativo". A C Q U A R E T I &

o Servizio Idrico Integrato nel territorio italiano

• o Distribuzione Gas
• A M B I E N T E o Sviluppo iniziative al di fuori del territorio italiano
• • o Gestione Fanghi
• o Trattamento, recupero, valorizzazione e smaltimento dei Rifiuti C O M M E R C I A L E E N E R G Y M A N A G ^E M E N T
• o Gestione delle plastiche da riciclo
• o Energy efficiency
  • o E-mobility
  • o Energy mamagment

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 fa presente che tra i ricavi è incluso il risultato sintetico delle partecipazioni (di natura non finanziaria) consolidate con il metodo del patrimonio netto, mentre l'Area Acqua comprende anche i bilanci delle società opranti nella distribuzione del gas ed ASM Terni.

€milioni 30/06/2025	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Produzione	Energy Management	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Ricavi	779	47	381	150	62	121	75	76	(207)	1.484
Costi	350	29	156	113	30	111	70	100	(207)	753
Margine Operativo Lordo	429	18	225	37	32	10	5	(24)	0	731
Ammortamenti e perdite di valore	209	9	78	29	10	1	2	17	(0)	354
Risultato Operativo	220	9	147	8	22	9	3	(41)	0	378
Investimenti	381	3	179	17	12	68	1	7	0	668

€milioni 30/06/2024	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Produzione	Energy Management	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Ricavi	726	45	352	148	41	155	48	70	(180)	1.406
Costi	358	28	130	113	24	149	44	84	(180)	751
Margine Operativo Lordo	368	18	222	35	17	6	4	(14)	0	655
Ammortamenti e perdite di valore	211	8	81	28	9	1	3	17	0	357
Risultato Operativo	157	10	141	7	8	5	1	(32)	0	298
Investimenti	343	3	150	22	11	32	1	5	0	568

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Volumi acqua	Mm3	240,8	255,8	(15,0)	(5,9%)
Energia consumata	GWh	354,6	365,0	(10,4)	(2,8%)
Fanghi smaltiti	KTon	64,3	78,7	(14,4)	(18,3%)
PUN	€ / MWh	119,9	93,4	26,4	28,3%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	779,1	726,4	52,7	7,3%
Costi	350,4	358,5	(8,0)	(2,2%)
Margine Operativo Lordo	428,6	367,9	60,7	16,5%
Risultato Operativo	219,5	157,3	62,2	39,5%
Dipendenti Medi	3.647	4.017	(370)	(9,2%)
Investimenti	381,2	343,2	37,9	11,1%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Acqua	428,6	367,9	60,7	16,5%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	58,6%	56,2%	2,5 p,p,

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) dell'Area si attesta al 30 giugno 2025 a € 428,6 milioni e registra un incremento di € 60,7 milioni rispetto al 30 giugno 2024 (+ 16,5%). La variazione in aumento è legata ai seguenti fattori: i) effetto positivo delle premialità connesse all'applicazione del meccanismo incentivante della regolazione della Qualità Tecnica e Contrattuale del servizio idrico integrato per le annualità 2022-2023 (Delibera 277/2025), che hanno visto riconoscere al Gruppo un premio complessivamente pari ad € 24,7 milioni; ii) maggiori margini derivanti dalla crescita tariffaria relativi a partite non passanti (+ € 22,5 milioni), legati alla componente Capex e OpexEnd; iii) maggiori altri ricavi per € 8,0 milioni, principalmente riferibili ai contributi di Gori (+ € 4,5 milioni) ed inerenti al contributo REACT-EU dell'Unione Europea riconosciuto nel 2025 a fronte di investimenti già realizzati nei precedenti esercizi. Compensa tale incremento l'effetto in riduzione derivante dal consolidamento di Acquedotto del Fiora secondo il metodo del patrimonio netto a far data ottobre 2024 per € 28,8 milioni al netto della valutazione 2025 illustrata nella tabella che segue.

Il contributo all'E ITDA delle società idriche valutate a patrimonio netto, pari a € 18,9 milioni, risulta in aumento di € 14,7 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. L'incremento risente in parte del consolidamento ad equity di Rivieracqua e di Acquedotto del Fiora (+ € 4,0 milioni complessivi) e in parte dagli effetti relativi alla svalutazione dei progetti non realizzati delle società DropMI e Aqua Iot (+ € 5,5 milioni) nel semestre 2024. La restante variazione deriva dai migliori risultati conseguiti da Publiacqua (+ € 3,4 milioni) in prevalenza legati ai minori ammortamenti registrati rispetto al precedente semestre e Umbra Acque (+ € 2, milioni) prevalentemente conseguenza dei maggiori ricavi legati al nuovo piano tariffario MTI-4 e per la rilevazione dei ricavi afferenti alla sopra citata premialità.

Di seguito si rappresenta in dettaglio il contributo all'E ITDA delle società valutate a patrimonio netto:

€ milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Publiacqua	5,5	2,2	3,4	154,6%
Gruppo Acque	3,6	5,1	(1,5)	(29,3%)
Umbra Acque	4,0	1,7	2,3	134,3%
Nuove Acque e Intesa Aretina	1,2	1,1	0,1	11,3%
Geal	0,7	0,1	0,6	n.s.
Umbria Distribuzione Gas	0,0	(0,4)	0,4	(100,0%)
DropMi e Aqua Iot	(0,1)	(5,5)	5,5	(98,5%)
Acquedotto del fiora	2,9	0,0	2,9	n.s.
Rivieracqua	1,1	0,0	1,1	n.s.
Totale	18,9	4,2	14,7	n.s.

La quantificazione dei ricavi derivanti dalla gestione del servizio idrico integrato è conseguenza dell'applicazione del metodo tariffario idrico relativo al quarto periodo regolatorio (MTI-4), così come approvato dall'Autorità (ARERA) con delibera 639/2023/R/idr di dicembre 2023 e tenuto conto delle approvazioni delle predisposizioni tariffarie 2024-2029 intervenute.

L'organico medio al 30 giugno 2025, pari a 3.647 unità, si riduce rispetto al 30 giugno 2024 di 370 unità, principalmente imputabili ad Acquedotto del Fiora come conseguenza del già citato deconsolidamento.

Gli investimenti dell'Area si attestano a € 381,2 milioni, con un incremento di € 37,9 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio prevalentemente legato al perimetro delle grandi opere co-finanziate PNRR. Gli investimenti si riferiscono principalmente agli interventi di manutenzione straordinaria, rifacimento, ammodernamento e ampliamento degli impianti e delle reti, alla bonifica e all'ampliamento delle condotte idriche e fognarie dei vari Comuni e agli interventi sui depuratori e agli impianti di trasporto (adduttrici ed alimentatrici).

Ricavi da Servizio Idrico Integrato

La tabella che segue indica, per ciascuna Società dell'Area Acqua, l'importo dei ricavi del primo semestre 2025 valorizzati sulla base del Metodo Tariffario MTI-4; i dati sono comprensivi anche dei conguagli delle partite passanti e della componente Fo.NI.

Società valori in € milioni	Ricavi da SII	FONI	% partecipazione diretta
ACEA Ato2	425,2	FNI = 12,8 AMMFoNI = 17,7	96,5%
ACEA Ato5	61,5	AMMFoNI = 3,2	98,5%
GORI	128,8		37,1%
Acque*	39,9		45,0%
Publiacqua*	54,7	FNI= 8,1 AMMFoNI = 6,6	40,0%
Acquedotto del Fiora *	23,7	AMMFoNI = 0,6	40,0%
Gesesa	8,1		57,9%
Nuove Acque*	4,8	FNI = 0,1 AMMFoNI = 0,7	16,2%
Geal*	5,0	AMMFoNI = 0,1	48,0%
Acea Molise	3,1		100,0%
SII	25,3		43,0%
Umbra Acque*	20,5	FNI= 0,7 AMMFoNI = 1,6	40,0%

* valori pro quota

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Volumi Acqua	Mm3	30,2	27,6	2,6	9,4%
Volumi immessi in rete	Mm3	21,9	21,8	0,1	0,3%
Numero di clienti (utenze servite)	Numero	126.785	126.480	305	0,2%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	47,2	45,3	1,9	4,2%
Costi	29,4	27,7	1,7	6,0%
Margine Operativo Lordo	17,8	17,6	0,2	1,3%
Risultato Operativo	8,7	9,9	(1,2)	(11,9%)
Dipendenti Medi	1.464	1.614	(150)	(9,3%)
Investimenti	3,1	3,4	(0,2)	(7,3%)

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Acqua (Estero)	17,8	17,6	0,2	1,3%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	2,4%	2,7%	(0,2 p,p,)

L'Area comprende attualmente le società che gestiscono il servizio idrico in America Latina e chiude il primo semestre 2025 con un E ITDA di € 17,8 milioni, nel complesso in linea rispetto al 30 giugno 2024.

L'organico medio al 30 giugno 2025 si attesta a 1.464 unità, risultando in riduzione rispetto al 30 giugno 2024 di (- 150) unità. Tale variazione è influenzata dalla scadenza del contratto triennale per la manutenzione della rete idrica e fognaria nella zona nord di Lima gestito dal Consorcio Acea Lima Norte (- 520 unità) e dalla scadenza del contratto triennale per la gestione delle stazioni di pompaggio acqua potabile di Lima gestito dal Consorcio Acea (- 199 unità). Tale decremento risulta in parte compensato dall'incremento di Acea Perù (+ 609 unità) a seguito della partecipazione al bando di gara per l'aggiudicazione di attività O&M correttiva sulla rete idrica e fognaria di Lima Sud.

Gli investimenti del periodo si attestano ad € ,1 milioni in aumento rispetto al precedente esercizio (- € 0,2 milioni) e risultano quasi interamente riferibili agli investimenti effettuati da Aguas de San Pedro in relazione alla gestione del servizio idrico integrato della città di San Pedro Sula, in Honduras.

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
EE distribuita	GWh	4.350,6	4.336,6	14,0	0,3%
Nr. Clienti	N/1000	1.676	1.666	10	0,6%
Km di Rete (MT/BT)	Km	32.560	31.290	270	0,8%
Gruppi di Misura 2G	Numero	149.252	218.941	(69.689)	(31,8%)

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	380,6	352,0	28,6	8,1%
Costi	155,7	130,3	25,4	19,5%
Margine Operativo Lordo	225,0	221,8	3,2	1,4%
Risultato Operativo	147,3	140,8	6,5	4,6%
Dipendenti Medi	1.227	1.253	(25)	(2,0%)
Investimenti	179,5	149,8	29,7	19,9%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Reti & Smart Cities	225,0	221,8	3,2	1,4%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	30,8%	33,9%	(3,1 p,p,)

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) dell'Area al 30 giugno 2025 si è attestato a € 225,0 milioni e registra un incremento di € 3,2 milioni rispetto al 30 giugno 2024. La variazione discende: i)dai maggiori ricavi relativi ai contributi in conto capitale ricevuti per il PNRR e per il "Decreto Aiuti" (+ € 5,9, milioni) ii) dal positivo contributo del margine regolato (+ € 4,4 milioni) guidato della crescita legata agli investimenti dall'effetto del deflatore, che hanno assorbito la riduzione del WACC (5,6 vs 6,0 ); iii) dal maggiori ricavi realizzati in relazione al contratto di servizio di pubblica illuminazione nel Comune di Roma (+ € 2,0 milioni) in seguito alle maggiori attività di manutenzione extra ordinaria. Compensa tale incremento il rilascio del debito per agevolazione tariffaria presente nel primo semestre 2024 (- € 5,0 milioni) e i maggiori costi del personale ed esterni sostenuti nel corso del primo semestre 2025.

Al 30 giugno 2025 areti ha distribuito ai clienti finali 4.350,6 GWh di energia elettrica, in lieve aumento rispetto al precedente esercizio.

L'organico medio presenta una riduzione rispetto al precedente esercizio per 25 unità.

Gli investimenti si attestano a € 179,5 milioni, registrano un incremento pari ad € 29,7 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Gli investimenti effettuati si riferiscono per la maggior parte ad areti e sono dovuti principalmente all'ampliamento e potenziamento delle reti in particolar modo della rete BT. Permangono gli interventi di sostituzione dei gruppi di misura 2G, gli interventi sulle cabine primarie e secondarie e sui contatori e agli apparati di telecontrollo nell'ambito dei progetti di "Adeguatezza e Sicurezza" della rete e di "Innovazione e Digitalizzazione". Gli investimenti immateriali si riferiscono ai progetti di reingegnerizzazione dei sistemi informativi e commerciali.

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Conferimenti a WTE	KTon	200,3	161,0	39,2	24,4%
Rifiuti in TMB e Discarica	KTon	239,3	226,0	13,3	5,9%
Conferimenti in Impianti di Compostaggio	KTon	81,7	79,6	2,1	2,7%
Conferimenti in Impianti di Selezione	KTon	167,3	166,9	0,4	0,2%
Rifiuti intermediati	KTon	68,0	84,8	(16,9)	(19,9%)
Liquidi trattati presso Impianti	KTon	48,1	116,5	(68,4)	(58,7%)
Energia Elettrica ceduta netta WTE	GWh	143,2	115,2	28,0	24,3%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	150,1	148,4	1,7	1,1%
Costi	113,0	113,3	(0,2)	(0,2%)
Margine Operativo Lordo	37,1	35,2	1,9	5,4%
Risultato Operativo	8,0	7,4	0,6	8,6%
Dipendenti Medi	758	799	(40)	(5,0%)
Investimenti	17,3	21,6	(4,3)	(20,0%)

Margine Operativo Lordo (EBITDA) € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Ambiente	37,1	35,2	1,9	5,4%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	5,1%	5,4%	(0,3 p,p,)

L'Area Ambiente chiude il primo semestre del 2025 con Margine Operativo Lordo (E ITDA) pari a € 7,1 milioni, in aumento di € 1,9 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (+ 5,4%). Tale variazione risente in primis della crescita del margine dei WTE (+ € 5,8 milioni), principalmente per effetto del fermo per revamping linea fumi dell'impianto di Terni registrata nei primi cinque mesi del 2024 (+ € 7,8 milioni), in parte compensata dai minori margini di San Vittore a causa dell'impatto negativo di partite non ricorrenti per € 2,0 milioni in particolare legate al contributo CIP6. La variazione sopra citata risulta inoltre compensata: i) dalla contrazione subita dal settore del recycling (- € 1,7 milioni), per effetto dei minori ricavi per commesse di Tecnoservizi (- € 0,9 milioni) e dei maggiori costi per prestazioni tecniche, personale e sopravvenienze passive di Serplast (per complessivi - € 0,8 milioni); ii) dai minori margini del TMB-Discarica (- € 0,8 milioni) a causa dei minori conferimenti nella discarica di Orvieto (- € 1,6 milioni) parzialmente compensato dal miglior risultato di Deco e Cirsu (+ € 0,8 milioni).

L'organico medio al 30 giugno 2025 si attesta a 758 unità e risulta in lieve riduzione rispetto al 30 giugno 2024.

Gli investimenti dell'Area si attestano a € 17, milioni (- € 4,3 milioni rispetto al 30 giugno 2024), per effetto dei minori investimenti nei WTE (- € 7,0 milioni), in virtù del revamping della linea fumi effettuato nel primo semestre del 2024 sull'impianto di Terni (- € 10,0 milioni) in parte compensati dai maggiori interventi sul WTE di San Vittore (+ € ,0 milioni), nella filiera del Recycling (+ € 1,8 milioni) e del TMB-Discarica (+ € 1,4 milioni).

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati Operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Energia prodotta	GWh	292,6	253,9	38,7	15,2%
di cui idro	GWh	194,7	157,7	37,0	23,5%
di cui termo	GWh	97,9	96,2	1,6	1,7%
Energia prodotta (fotovoltaico)	GWh	119,7	74,3	45,3	61,0%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	62,2	40,7	21,5	52,8%
Costi	29,8	24,0	5,8	24,2%
Margine Operativo Lordo	32,4	16,7	15,7	93,8%
Risultato Operativo	22,5	7,6	14,9	196,8%
Dipendenti Medi	91	89	2	2,4%
Investimenti	11,6	11,0	0,5	5,0%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Produzione	32,4	16,7	15,7	93,8%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	4,4%	2,6%	1,9 p.p.

Il Margine Operativo Lordo (EBITDA) al 30 giugno 2025 si è attestato a € 32,4 milioni e registra un aumento di € 15,7 milioni, rispetto al 30 giugno 2024, imputabile in prevalenza ad Acea Produzione come conseguenza dei maggiori margini sull'energia prodotta da impianti idroelettrici (+ € 9,6 milioni), influenzati sia dall'effetto prezzo per € 4,6 milioni (+ € 26/MWh) che dalle maggiori quantità prodotte per € 4,3 milioni (+ 37 GWh) quasi interamente su Sant'Angelo. La restante parte della variazione in aumento è legata ai maggiori margini derivanti dal business fotovoltaico, riferibili ai maggiori volumi anche in relazione agli impianti entrati in esercizio (+ € 4,3 milioni) e al miglior contributo delle società consolidate tramite metodo del patrimonio netto.

L'organico medio risulta in linea rispetto al precedente esercizio; si specifica che le società fotovoltaiche non hanno personale dipendente.

Gli investimenti si attestano a € 11,6 milioni e registrano un aumento di € 0,5 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, prevalentemente riconducibile al perimetro fotovoltaico per un ritardo relativo alla realizzazione degli impianti fotovoltaici.

E N E R G Y M A N A G ^E M E N T

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Colonnine attive	Nr	561	487	74	15,20%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	120,9	155,5	(34,6)	(22,2%)
Costi	111,3	149,4	(38,1)	(25,5%)
Margine Operativo Lordo	9,6	6,1	3,5	57,0%
Risultato Operativo	8,9	5,2	3,7	70,4%
Dipendenti Medi	399	446	(47)	(10,6%)
Investimenti	67,6	32,3	35,3	109,4%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Energy Management	9,6	6,1	3,5	57,0%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	1,3%	0,9%	0,4 p,p,

L'Area, responsabile della gestione e sviluppo delle attività di Energy Efficiency, e-Mobility e Economia Circolare ed Energy Management per le società del Gruppo chiude il primo semestre 2025 con un livello di Margine Operativo Lordo (EBITDA) pari a € 9,6 milioni, in aumento rispetto al 2024 di € ,5 milioni dovuti ai maggiori margini dell'Energy Management a fronte del diverso scenario energetico.

Con riferimento all'organico, la consistenza media al 30 giugno 2025 si è attestata a 22 unità, in lieve riduzione rispetto al 30 giugno 2024 per 3 unità.

Gli investimenti dell'area, che sono esposti al lordo della riclassifica relativa alle discontinued operation (si rinvia al paragrafo IFRS5 per maggiori informazioni sull'operazione) si attestano a € 67,6 milioni (+ € 35,3 milioni rispetto al 30 giugno 2024), e sono riferibili in prevalenza i) al costo di acquisizione di nuovi clienti ai sensi dell'IFRS15 (€ 26,6 milioni); ii) alla miglior stima dei costi che saranno sostenuti per l'acquisizione "esclusiva" della customer list dei clienti gestiti ad oggi in partnership con un altro operatore (€ 6,0 milioni); iii) e alle migliorie apportate sui sistemi di fatturazione, credito e di supporto decisionale agli sviluppi e agli interventi evolutivi legati alle integrazioni tra sistemi della piattaforma del CRM.

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Dati Operativi	U.M.	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Numero progetti	Numero	14	25	(11)	(44,0%)
Numero cantieri EPC	Numero	22	11	11	100,0%
Numero ispezioni sicurezza	Numero	8.071	7.770	301	3,9%
Numero determinazioni	Numero	520.538	560.208	(39.670)	(7,1%)
Numero campionamenti	Numero	17.671	17.373	298	1,7%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	75,1	48,5	26,7	55,0%
Costi	70,4	44,5	25,9	58,2%
Margine Operativo Lordo	4,7	4,0	0,8	19,0%
Risultato Operativo	3,1	1,0	2,1	n.s.
Dipendenti Medi	485	468	18	3,8%
Investimenti	0,9	1,3	(0,4)	(31,1%)

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Engineering & Infrastructure Projects	4,7	4,0	0,8	19,0%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	0,6%	0,6%	0,0 p,p,

Il Margine Operativo Lordo (E ITDA) dell'Area al 30 giugno 2025 si è attestato a € 4,7 milioni in aumento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio per € 0,8 milioni. La variazione è attribuibile in prevalenza ad Acea Infrastructure (+ € 1,0 milioni) a seguito dell'incremento delle attività.

L'organico medio al 30 giugno 2025 si attesta a 485 unità in lieve aumento rispetto al 30 giugno 2024 (erano 468 unità).

Gli investimenti si attestano a € 0,9 milioni, in diminuzione di € 0,4 milioni rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio a seguito dei minori investimenti effettuati da Acea Infrastructure (- € 0,5 milioni) principalmente per minori sviluppi software e minori investimenti sugli impianti di Simam.

Dati operativi e risultati economici e patrimoniali

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi	75,8	69,9	5,9	8,4%
Costi	99,7	84,1	15,6	18,6%
Margine Operativo Lordo	(24,0)	(14,2)	(9,8)	69,0%
Risultato Operativo	(40,5)	(31,6)	(8,9)	28,2%
Dipendenti Medi	810	779	32	4,1%
Investimenti	6,9	5,0	1,9	39,1%

Risultati economici e patrimoniali € milioni	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Margine operativo lordo Area Corporate	(24,0)	(14,2)	(9,8)	69,0%
Margine operativo lordo GRUPPO	731,4	655,2	76,2	11,6%
Peso percentuale	(3,3%)	(2,2%)	(1,1 p,p,)

Corporate chiude al 30 giugno 2025 con un E ITDA negativo di € 24,0 milioni in peggioramento per € 9,8 rispetto al valore dell'esercizio precedente.

La variazione è da ricondurre all'effetto combinato dell'incremento dei costi pari ad € 15,6 milioni solo parzialmente compensati dall'incremento dei ricavi pari ad € 5,9 milioni. L'incremento dei costi è da imputare all'aumento dei costi delle strutture aziendali (+ € 4,2 milioni) e del costo del personale (+ € 11,4 milioni). In particolare, i costi delle strutture aziendali aumentano per maggiori costi informatici, per lavori, spese pubblicitarie e sponsorizzazioni. L'incremento del costo del personale, invece, è dovuto a maggiori costi derivanti dall'incremento dell'organico e dall'eliminazione nel semestre 2024 dell'obbligazione cumulata per agevolazione tariffaria pensionati iscritta in bilancio (+ € 9,4 milioni).

L'E IT risulta negativo per € 40,5 milioni, in peggioramento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio di € 8,9 milioni come conseguenza principale del peggioramento dell'E ITDA e di maggiori ammortamenti compensati in parte da minori accantonamenti a fondo oneri.

L'organico medio al 30 giugno 2025 si attesta a 810 unità, in aumento rispetto al 2024 di 32 unità (erano 779 unità).

Gli investimenti si attestano ad € 6,9 milioni (€ 5,0 milioni al 30 giugno 2024) in aumento rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente e si riferiscono principalmente a licenze software, sviluppi informatici e ad investimenti sulle sedi ad uso aziendale.

Fatti di Rilievo intervenuti nel corso del periodo e successivamente

Acea: Stipula dell'accordo con GSE finalizzato alla sostenibilità

Il 14 gennaio 2025, ACEA e il Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A. hanno siglato un accordo finalizzato a favorire la diffusione della sostenibilità nei settori in cui ACEA e le Società del Gruppo operano attraverso interventi di efficientamento energetico e di integrazione delle fonti rinnovabili.

Acea: Top Employers Italia 2025

Il 16 gennaio 2025, Acea ha comunicato di aver ottenuto, per il quarto anno consecutivo, la certificazione Top Employers Italia, che testimonia l'impegno del Gruppo ed il miglioramento continuo nello sviluppo di politiche di selezione, formazione, crescita professionale, ambiente di lavoro, welfare, equity, inclusione e diversity.

Acea: Entrata in produzione di due impianti fotovoltaici nella provincia di Viterbo

Il 0 gennaio 2025, ACEA ha comunicato l'entrata in produzione di due impianti nella provincia di Viterbo con una potenza installata complessiva di circa 12 MW, il primo nel comune Nepi e il secondo nel comune di Bomarzo.

Acea: Green & Blue Financing Framework

Il 1 febbraio 2025, ACEA ha pubblicato il suo primo "Green & lue Financing Framework", a conferma dell'impegno della Società nell'utilizzo di strumenti di finanza sostenibile per l'attuazione dei propri investimenti nei suoi business di riferimento, a partire dal servizio idrico integrato.

Acea: Italy – UAE Business Forum

Il 24 febbraio 2025 nel corso dell'"Italy – UAE usiness Forum", evento promosso per favorire e rafforzare i legami economici e industriali tra l'Italia e gli Emirati Arabi Uniti, ACEA ha firmato con Metito Utilities il Memorandum d'Intesa finalizzato ad esplorare opportunità di collaborazione nel settore idrico a livello internazionale, con particolare focus su Africa e Medio Oriente.

Acea: Yves Rannou si dimette dalla carica di consigliere

Il 7 marzo 2025, ACEA ha comunicato di aver ricevuto le dimissioni dalla carica di Consigliere di Amministrazione di Yves Rannou, nominato ai sensi dell'art. 15.4 dello Statuto Sociale, su proposta presentata dal Socio Suez International, nell'Assemblea del 12 aprile 2024.

Acea: interventi per ammodernare e potenziare il sistema di luci

Il 4 aprile 2025, areti, società del Gruppo ACEA che gestisce per conto del Comune la rete elettrica della Capitale, ha avviato una serie di interventi per ammodernare e potenziare il sistema di luci nella città di Roma.

Acea: approvazione del Bilancio al 31.12.24

Il 28 aprile 2025, l'Assemblea Ordinaria degli Azionisti di ACEA S.p.A ha approvato il Bilancio di Esercizio al 31 dicembre 2024, deliberato la destinazione dell'utile di esercizio 2024, nominato il Collegio Sindacale per il triennio 2025-2026-2027 e nominato Consigliere di Amministrazione Ferruccio Resta.

Acea: sussistenza dei requisiti di indipendenza

Il 5 maggio 2025, il Consiglio di Amministrazione di ACEA S.p.A ha verificato in capo all'Amministratore Ferruccio Resta la sussistenza dei requisiti di indipendenza previsti dalla legge e dal Codice di Corporate Governance.

Acea: aggiudicazione della realizzazione del Termovalorizzatore di Roma

Il 7 maggio 2025 è stata aggiudicata in via definitiva al Raggruppamento di imprese guidato da Acea Ambiente con Suez Italy, Kanadevia Inova, Vianini Lavori e Rmb la realizzazione del termovalorizzatore di Roma, previsto nell'area industriale di Santa Palomba.

Acea: Moody's conferma il Long-Term Issuer Rating al livello " aa2" e il aseline Credit Assessment a "baa2"

Il 15 maggio 2025, Moody's ha comunicato di aver confermato il Long-Term Issuer Rating al livello " aa2" e il aseline Credit Assessment a "baa2" di ACEA. Contestualmente, l'Agenzia ha confermato il provisional "(P) aa2" senior unsecured rating sul programma EMTN da 5 miliardi di Euro e il " aa2" senior unsecured rating sulle emissioni obbligazionarie nell'ambito del programma, con outlook "stabile".

Acea: Sottoscrizione dell'Accordo dell'Illuminazione Pubblica con Roma Capitale

Il 15 maggio 2025 è stato formalmente sottoscritto da Acea e Roma Capitale l'Accordo relativo all'Illuminazione Pubblica, il quale ha determinato il riconoscimento dei crediti commerciali e dei crediti per ratei futuri iscritti da Acea, rispettivamente pari a € 72, milioni e € 11,8 milioni, i quali verranno riconosciuti ad Acea in tranches a decorrere dal mese di luglio 2025. L'Accordo ha altresì comportato il rilascio della quota eccedente del fondo precedentemente stanziato a titolo di svalutazione crediti, in misura pari a € ,9 milioni, così come il rilascio dei fondi rischi all'uopo accantonati negli esercizi precedenti in areti (€ ,6 milioni) per la rinuncia di Roma Capitale alle penali per ritardi nella realizzazione dei lavori e dei diritti di istruttoria.

Acea: comunicazione del miglioramento dell'outlook di ACEA

Il 28 maggio 2025, Moody's ha comunicato di aver migliorato l'outlook di ACEA da "stabile" a "positivo". Contestualmente, l'Agenzia ha confermato il Long-Term Issuer Rating e i Senior unsecured ratings al livello " aa2" di ACEA, il aseline Credit Assessment a " aa2" e il provisional "(P) aa2" rating sul programma EMTN da 5 miliardi di Euro.

Acea: comunicazione dell'offerta di Eni Plenitude

Il 4 giugno 2025, ACEA ha comunicato di aver ricevuto da Eni Plenitude un'offerta vincolante avente a oggetto l'intero capitale sociale della controllata ACEA Energia S.p.A. (100% ACEA).

Acea: costituzione di Acea Gas

Il 5 giugno 2025, nell'ambito della razionalizzazione delle linee di business, il Gruppo ACEA ha varato la costituzione di a.Gas S.p.A. (Acea Gas), una nuova società che ha come obiettivo il consolidamento e la crescita nel settore della distribuzione gas.

Acea: avvio della disamina dell'offerta ricevuta da Eni Plenitude

Il 7 giugno 2025, il Consiglio di Amministrazione di ACEA ha avviato la disamina dell'offerta vincolante ricevuta da Eni Plenitude, in data 4 giugno 2025, avente a oggetto l'intero capitale sociale della controllata ACEA Energia S.p.A. (100 ACEA).

Acea: approvazione dell'offerta ricevuta da Eni Plenitude

Il 24 giugno 2025, il Consiglio di Amministrazione di ACEA ha approvato l'offerta vincolante ricevuta il 4 giugno 2025 da Eni Plenitude per l'acquisto del 100 del capitale sociale di ACEA Energia S.p.A. (che include, tra l'altro, la partecipazione del 50 del capitale sociale di Umbria Energy S.p.A.), fatta eccezione per le seguenti linee di business che nell'esercizio 2024 hanno generato un E ITDA pari a circa 6 milioni di Euro: energy efficiency (cui sono associati crediti di imposta per il "superbonus" pari a circa 159 milioni di Euro alla fine del 2024), mobilità elettrica, economia circolare ed Energy Management e relativi contratti.

Acea: il gruppo Acea è stato oggetto di un attacco hacker

Il giorno 4 luglio 2025, il Gruppo Acea ha rilevato di essere oggetto di un attacco hacker. Dopo una prima valutazione degli impatti, l'unità Cyber & Information Security di Acea S.p.A. ha effettuato una segnalazione sul portale dell'Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale (ACN) come notifica volontaria NIS ed ha immediatamente messo a conoscenza dei fatti il CNAIPIC (Polizia Postale). A seguito della segnalazione sono state prontamente avviate tutte le azioni tecniche di contenimento. In data 5 luglio è stata data comunicazione interlocutoria dell'incidente anche al Garante per la Protezione dei Dati Personali (di seguito GPDP) e in data 8 luglio, essendo venuti a conoscenza della violazione di dati personali, si è provveduto alla notifica preliminare di violazione dei dati personali verso il GPDP, ai sensi dell'art. del Regolamento UE 679/16. Nella medesima data, è stata data notifica dell'incidente occorso alle Società del Gruppo in service con ACEA. L'incidente non ha comunque avuto impatti operativi sui servizi erogati dalle società del Gruppo. Alla data della firma del presente documento non risultano compromissioni di dati di sistemi che supportano la redazione del Bilancio Consolidato Semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 del Gruppo Acea. A supporto è stata rilasciata una dichiarazione dell'esperto esterno a cui sono state affidate le attività tecniche di Incident Response.

Acea: riconoscimento dei premi erogati da ARERA

Il 9 luglio 2025, ACEA ha comunicato che ARERA, l'Autorità di regolazione per Energia, Reti e Ambiente, ha approvato i risultati finali dell'applicazione del meccanismo incentivante della Qualità Tecnica del servizio idrico integrato per il biennio 2022-2023. Alle società del Gruppo Acea attive nel settore idrico – ai primi posti in Italia per continuità del servizio, riduzione delle perdite e qualità dell'acqua depurata - sono stati riconosciuti premi per oltre 36 milioni di Euro, sui 155 complessivamente erogati da ARERA.

Acea: costituzione Robotic Joint Lab

Il 16 luglio 2025, a.Quantum, società del Gruppo Acea dedicata allo sviluppo di soluzioni innovative per il mercato non regolato, e l'Istituto Italiano di Tecnologia (IIT), centro di eccellenza nella ricerca scientifica e tecnologica, hanno firmato un accordo strategico di durata triennale. Questa firma sancisce ufficialmente la costituzione di un Robotic Joint Lab, un laboratorio congiunto dedicato alla progettazione e allo sviluppo di soluzioni robotiche avanzate per la realizzazione, gestione e la manutenzione delle infrastrutture industriali, in ambito idrico, energia ed ambiente.

Acea: costituzione del programma EMTN

Il 16 luglio 2025, Acea ha costituito un nuovo Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) da 5 miliardi di euro quotato sul Mercato telematico delle obbligazioni (MOT) di Borsa Italiana e approvato dalla Commissione Nazionale per le Società e la Borsa (CONSOB).

Principali rischi e incertezze

Per la natura del proprio business, il Gruppo è potenzialmente esposto a diverse tipologie di rischi, principalmente a rischi competitivoregolamentari, rischi da eventi naturali e cambiamenti climatici e rischi di mercato finanziario (rischi esterni) e rischi in ambito Legale & Compliance e rischi operativi specifici per ciascun settore di business, di Information Technology e Risorse Umane (rischi interni). Per la gestione di tali rischi vengono poste in essere una serie di attività di analisi e monitoraggio, realizzate da ciascuna società nell'ambito di un processo strutturato e coordinato a livello di Gruppo mediante l'integrazione di due approcci complementari l'Enterprise Risk Management e la gestione rischi nel continuo. Tale processo è finalizzato a valutare e trattare in logica integrata i rischi dell'intera organizzazione, coerentemente con la propria propensione al rischio, con l'obiettivo di garantire al management le informazioni necessarie ad assumere le decisioni più appropriate per il raggiungimento degli obiettivi strategici e di business, per la salvaguardia, crescita e creazione del valore dell'impresa.

Nell'ambito del Framework di Enterprise Risk Management, le società del Gruppo, avvalendosi anche del supporto e dell'assistenza della Funzione Risk Management, Compliance & Sustainability di Acea SpA, conducono periodicamente e in modalità strutturata un'attività di risk assessment, con la finalità di identificare e valutare i principali rischi che possono influire in modo significativo sul raggiungimento degli obiettivi di business. In tal modo si ottiene una rappresentazione dell'evoluzione del profilo di rischio complessivo del Gruppo, mediante la mappatura e la prioritizzazione dei principali rischi ai quali il Gruppo risulta esposto e l'individuazione di modalità di gestione ottimale degli stessi, elaborando strategie di risposta e monitorando la relativa implementazione. In fase di monitoraggio, le società del Gruppo garantiscono la gestione degli scenari di rischio individuati, anche tramite l'implementazione di specifiche azioni di risposta identificate per ridurre i potenziali effetti degli stessi.

Inoltre, tra gli strumenti a disposizione del Gruppo, il Key Risk Indicators (KRI) Framework permette di valutare la variazione dell'esposizione ai rischi «operativi» dell'organizzazione mediante l'adozione e la lettura integrata di specifiche metriche «sentinella». Al fine del contenimento di tali tipologie di rischi, il Gruppo ha posto in essere attività di mitigazione e di monitoraggio che nei paragrafi successivi sono sinteticamente dettagliate sia a livello corporate che di settore di business.

Il Gruppo Acea ha da tempo introdotto tra gli strumenti di Risk Mitigation, lo sviluppo e l'adozione di un Piano Assicurativo di Gruppo imperniato sui seguenti pillars:

• Third Party Liability;
• Property Damage;
• Employee benefit.

I primi due pillars, in particolare, mettono in atto il trasferimento del rischio economico e/o patrimoniale derivante dalla Responsabilità Civile – in tutte le sue tipologie generale, professionale, ambientale, ecc. – e da eventi (accidentali, colposi o dolosi) che colpiscano gli asset fisici e produttivi del Gruppo.

Il terzo pillar, invece, oltre a trasferire il rischio economico-patrimoniale, attua una vera e propria misura di welfare aziendale andando a garantire e riconoscere ai dipendenti del Gruppo Acea, importanti sostegni economici – sia ai diretti interessati che agli eventuali aventi diritto – in caso di manifestazione di eventi traumatici gravi connessi sia alla sfera professionale che a quella privata.

Sempre in tema di Risk Mitigation, gran parte delle società del Gruppo Acea hanno adottato e mantengono attivo un Sistema di Gestione Integrato Qualità, Ambiente, Sicurezza ed Energia (di seguito il "Sistema"), conforme alle norme UNI ISO 9001:2015 (Qualità), UNI ISO 14001:2015 (Ambiente), UNI ISO 45001:2018 (Sicurezza) e UNI ISO 50001:2018 (Energia), certificato da Ente esterno accreditato, quale strumento propedeutico alla prevenzione degli infortuni, delle malattie e dell'inquinamento, nonché quale misura per promuovere e sostenere l'efficienza e l'efficacia dei processi della società, compresi quelli energetici, e conseguire il miglioramento continuo delle prestazioni del Sistema stesso e della gestione del lavoro.

È necessario evidenziare che, alla data di predisposizione della corrente Relazione sulla Gestione, nel presente documento sono menzionati i principali rischi e incertezze che possano determinare effetti significativi sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria del Gruppo Acea e che si procederà, con regolarità, ad eventuali aggiornamenti ove necessari.

RISCHI COMPETITIVO – REGOLAMENTARI

Rischio di evoluzione normativa – regolamentare

Come noto il Gruppo Acea opera prevalentemente nei mercati regolamentati e le prescrizioni e gli obblighi che li caratterizzano (nonché il cambiamento delle regole di funzionamento di tali mercati) possono significativamente influire sui risultati e sull'andamento della gestione. In particolare, diverse Società del Gruppo gestiscono, per i rispettivi Ambiti Territoriali, il Servizio Idrico Integrato che notoriamente rappresenta un comparto caratterizzato da una crescente attenzione da parte del Legislatore e dell'Authority di settore (ARERA). Il Gruppo risulta pertanto esposto, con riferimento a tutti i territori serviti, all'evoluzione del quadro normativo/regolamentare di riferimento.

In proposito si evidenzia come, a seguito dell'estensione delle competenze di regolazione e controllo dell'ARERA al ciclo dei rifiuti, anche le Società dell'Area Ambiente risultino esposte a potenziali rischi derivanti dall'evoluzione del quadro regolatorio di riferimento. Tali rischi vengono mitigati da una attenta attività di monitoraggio delle evoluzioni normative, di interlocuzione con gli enti competenti e di partecipazione ai tavoli associativi ed istituzionali, svolta dalle competenti strutture di business in sinergia con i presidi organizzativi di cui si è dotato il Gruppo. Tali strutture assicurano il monitoraggio dell'evoluzione normativa e regolatoria, 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 nelle indicazioni per una coerente applicazione delle disposizioni normative all'interno dei processi aziendali, dei business dell'energia elettrica, del gas, dell'acqua e dell'ambiente.

Rischio di contesto politico – sociale e macroeconomico

Il Gruppo Acea, nell'erogazione dei servizi resi alla propria clientela, è molto attento alle attese ed alle scelte delle proprie controparti istituzionali, territoriali e centrali. D'altronde, la maggior parte delle proprie attività risultano comunque sensibili alle dinamiche, di tipo congiunturale e strutturale, registrate dal tessuto economico e produttivo dei rispettivi territori.

In tal senso tra i principali fattori che influenzano la performance del Gruppo vanno annoverate le evoluzioni del contesto politico/sociale e macroeconomico di riferimento. Tali incertezze possono avere un riflesso sulla realizzazione degli obiettivi economico/finanziari e degli investimenti, oltre che sulla realizzazione delle grandi opere, i cui tempi possono essere influenzati da cambiamenti delle compagini governative sia a livello centrale che locale.

Il Gruppo è storicamente focalizzato a garantire livelli di eccellenza nella qualità tecnica e commerciale dei servizi resi, anche tramite modelli di dialogo sempre più attenti alle necessità espresse dai propri interlocutori di riferimento, al fine di attivare dinamiche virtuose nei rapporti con la propria clientela, anche con riferimento alle abitudini di pagamento. In proposito è necessario evidenziare come il Gruppo sia inoltre soggetto al rischio di deterioramento delle posizioni creditizie in particolare connesse con l'erogazione del Servizio Idrico Integrato, con conseguenze sulle rispettive esposizioni in capitale circolante. Tale rischio è gestito in logica proattiva dalle competenti strutture delle singole società, in applicazione di specifiche Credit Policy di Gruppo e con il supporto di competenti presidi organizzativi della Capogruppo.

In relazione al perdurare della crisi geopolitica internazionale determinatasi a seguito del conflitto Russia – Ucraina e in Medioriente risulta attualmente difficile nonché incerto valutare gli effetti e le ripercussioni che potrebbero derivarne.

Il management è attualmente impegnato a monitorare la situazione sui mercati internazionali e proseguirà l'attività di analisi sull'andamento dei prezzi delle materie prime nonché sull'andamento del credito che allo stato attuale non rappresentano comunque elementi di criticità. Con riferimento alle materie prime, oltre ad attenzionare gli equilibri sulla base delle previsioni di vendita a prezzo fisso e variabile, le Società del Gruppo ricorrono solo a controparti di primario standing che soddisfino i requisiti previsti dalle proprie procedure di rischio commodity e controparte. In merito ai riflessi di natura finanziaria sia nel breve che nel medio periodo il Gruppo sta ponendo in essere opportune attività di monitoraggio al fine di intervenire tempestivamente. Si segnala che il Gruppo Acea non ha rapporti diretti con società di diritto russo ovvero ucraino o bielorusso comunque interessate dal conflitto.

RISCHI NATURALI

Per il Gruppo Acea, vista la natura e localizzazione delle sue linee di business, le principali criticità connesse al cambiamento climatico potrebbero manifestarsi in campo operativo, normativo e legale, con potenziali ripercussioni anche in campo finanziario. Per quanto riguarda il primo aspetto, eventi meteorologici cronici come la riduzione delle precipitazioni possono portare a impatti negativi sia sul fronte della produzione di energia idroelettrica che su quello della riduzione della disponibilità di risorse di acqua potabile da distribuire, tra l'altro con un aumento dei consumi energetici per il prelievo di acqua da fonti meno favorite. D'altra parte, fenomeni estremi come i nubifragi possono portare a rischi di fulmini, di interruzione del servizio della rete elettrica o, per la rete idrica, di tracimazione degli afflussi nei sistemi di acque reflue e di torbidità delle fonti idriche. Dal punto di vista normativo e legale, inoltre, questi effetti climatici possono incidere sulla conseguente prestazione del servizio secondo la disciplina normativa prevista con conseguenti sanzioni pecuniarie. Le implicazioni della evoluzione normativa in materia di quote di emissione di CO2, fonti rinnovabili, tasse e certificati bianchi (titoli di efficienza energetica) potrebbero essere molto significative, con possibili impatti finanziari finali.

Tra i fattori di rischio cui è sottoposto il Gruppo, vanno inoltre evidenziati i possibili impatti derivanti da fenomeni naturali imprevedibili (es: terremoti, alluvioni e frane) e/o da variazioni climatiche cicliche o permanenti sulle reti e impianti gestiti dalle società del Gruppo Acea. Le prime tipologie di rischi vengono affrontati tramite l'implementazione di strutturati strumenti di governo degli asset, specifici per ciascun ambito di business (es. Water Safety Plan nell'ambito del SII; monitoraggio costante degli invasi, svolto anche in collaborazione con Ministero competente, nell'ambito della gestione dighe), oltre che con progetti, anche di rilevanza nazionale, finalizzati ad incrementare la resilienza delle infrastrutture dei vari territori (es. la progettualità inerente l'acquedotto del Peschiera-Le Capore). La parte residuale dei rischi da eventi naturali viene trasferita tramite il programma assicurativo di Gruppo cui si è fatto cenno nelle pagine precedenti.

L'ambiente naturale è lo scenario entro cui si sviluppano le attività del Gruppo e come tale è fondamentale comprendere il contesto di norme e trend globali che su di esso impattano, anche in relazione ai collegamenti tra ambiente e scenari energetici-climatici.

Nel corso del 2024, alla COP 29 che si è tenuta a Baku, sono emersi diversi punti chiave. Tra questi, un nuovo obiettivo di finanziamento climatico di almeno 300 miliardi di dollari all'anno entro il 2035, che rappresenta un impegno significativo per sostenere le iniziative globali contro i cambiamenti climatici. Inoltre, è stato introdotto il Piano di Baku per l'adattamento, con nuovi indicatori utili nel monitorare i progressi e rafforzare la resilienza delle comunità vulnerabili. Infine, sono state adottate nuove regole per un mercato globale delle emissioni di CO2, mirate a incentivare la riduzione delle emissioni a livello mondiale.

Per quanto riguarda il contesto energetico, l'analisi World Energy Outlook 202 dell'IEA conferma uno scenario di transizione in atto, registrando un'opportunità crescente per l'energia pulita (+40% negli investimenti dal 2020) pur permanendo una previsione di aumento dei progetti di gas naturale liquefatto nel 2025 per affrontare le preoccupazioni sull'approvvigionamento. In linea con le Conferenze delle Parti sui cambiamenti climatici, per raggiungere gli obiettivi dello scenario a zero emissioni nette entro il 2050, l'IEA afferma siano necessari ulteriori progressi, inclusi il triplicare la produzione di energia rinnovabile, il raddoppio del miglioramento dell'efficienza energetica e l'incremento dell'elettrificazione, con la riduzione delle emissioni di metano dalle operazioni legate ai combustibili fossili.

Nel 2024 Il World Energy Outlook dell'IEA dipinge un quadro complesso del panorama energetico globale. Le tensioni geopolitiche, come quelle in Medio Oriente e la guerra in Ucraina, rappresentano rischi significativi per la sicurezza energetica mondiale. Nonostante i progressi nelle tecnologie pulite, permangono incertezze sulle politiche future e sulla resilienza delle catene di approvvigionamento. La transizione energetica sta accelerando, ma per garantire la sicurezza energetica sono necessari sistemi più resilienti e sostenibili, che integrino sia i combustibili tradizionali che le energie rinnovabili. Gli eventi meteorologici estremi, intensificati dalle emissioni, stanno già mettendo a rischio la sicurezza energetica, sottolineando l'urgenza di un'azione coordinata e incisiva.

La Taskforce on Nature-related Financial Disclosure (TNFD) ha emesso nel 2023 il documento finale contenente Raccomandazioni legate alla natura rivolte ad organizzazioni, settori e catene di valore.

Il Gruppo Acea, nel suo Codice Etico, attribuisce un'importanza fondamentale ai principi legati alla sostenibilità e all'adozione di una strategia climatica. Nel corso del 2023, Acea ha ottenuto la validazione da parte di Science Based Targets Initiative (SBTi) per il suo target di riduzione delle emissioni (al 20 2), allineato alle indicazioni della scienza climatica Come d'accordo con la S T Initiative, in quanto previsto da SBTi stessa, Acea ha realizzato il monitoraggio del triennio 2021-2023 e lo ha pubblicato a dicembre 2023 sul sito. Il Gruppo partecipa annualmente al Carbon Disclosure Project (CDP) e nell'anno in esame si è registrata una riduzione del proprio posizionamento nella valutazione CDP passando da A- a B.

Inoltre, sul tema delle emissioni di gas climalteranti, ha pubblicato la sua seconda Informativa climatica secondo le Raccomandazioni del Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) arricchendo la sua progettualità volta all'identificazione dei rischi e alle analisi di scenario climatico di medio-lungo periodo. Da gennaio 2024 la TCFD ha trasferito il suo mandato all'ISS (International Sustainability Standards oard), l'organismo indipendente di definizione dei principi di informativa sulla sostenibilità della Fondazione IFRS, per cui in questo documento si cita direttamente il sistema ISSB-TCFD intendendo quelle stesse Raccomandazioni della TCFD.

RISCHI OPERATIVI

Rischio di compliance normativa

La natura del business espone il Gruppo Acea a potenziali rischi di non conformità alla normativa nazionale e comunitaria volta alla tutela dei consumatori, ossia il rischio connesso principalmente alla commissione di illeciti consumeristici/pratiche commerciali scorrette o pubblicità ingannevole oltre che al rischio di non conformità alla normativa nazionale e comunitaria a tutela della concorrenza, ossia il rischio connesso principalmente al divieto, per le imprese, di porre in essere intese restrittive della concorrenza e di abusare della propria posizione dominante sul mercato.

Acea ha da tempo adottato uno specifico Programma di Compliance Antitrust e nominato il Referente Antitrust di Holding. Il Programma ha come obiettivo principale il rafforzamento dei presidi interni volti a prevenire la violazione della normativa, attraverso l'implementazione di strumenti normativi ed organizzativi, oltre che attraverso una più capillare diffusione della cultura del rispetto dei principi di leale concorrenza e dei diritti dei consumatori. Le principali Società del Gruppo hanno adottato il Programma di Compliance Antitrust in linea con le indicazioni della Holding ed istituito strutture organizzative in cui sono stati individuati i Referenti Antitrust di Società, con il compito di curare le attività di adeguamento del Programma alle singole realtà societarie e di sovrintendere alla sua implementazione e manutenzione.

Tra i rischi normativi sono inoltre comprese tutte quelle non conformità, con particolare riguardo per il Gruppo Acea alle violazioni in materia di ambiente (generati ad es. dalle attività di produzione e/o trattamento dei reflui urbani e dei rifiuti e di salute e sicurezza sul lavoro, mitigati attraverso l'adozione di sistemi di gestione certificati, rispettivamente UNI EN ISO 14001:2015 e ISO 45001:2018), che possono provocare l'applicazione di sanzioni amministrative e/o penali, anche di natura interdittiva.

l Modelli Organizzativi ex D. Lgs. 231/2001 delle Società del Gruppo Acea sono continuamente aggiornati e migliorati in linea con l'evoluzione giurisprudenziale e dottrinale, l'evoluzione normativa del Decreto e i mutamenti organizzativi aziendali. Nel 2023, Acea SpA ha svolto una revisione integrale del Modello per quanto riguarda la metodologia di valutazione del rischio, al fine di renderlo coerente con le ulteriori metodologie utilizzate in azienda e ha rielaborato la Parte Speciale secondo un approccio "process driven" per rendere più fruibile il documento e facilitarne l'applicazione. Il nuovo Modello di Acea SpA costituisce il framework di riferimento per i Modelli delle società del Gruppo. Relativamente ad Acea SpA, il Modello 231 è stato ulteriormente aggiornato a dicembre 2024 recependo le modifiche normative entrate in vigore fino a novembre 2024.

Nell'ambito della più generale Procedura di Gruppo in materia di Whistleblowing, volta a regolare il sistema attraverso cui chiunque può effettuare segnalazioni di carattere volontario e discrezionale, garantendo la riservatezza dell'identità del segnalante e preservandolo, quindi, da qualsiasi ritorsione, è stata aggiornata la disciplina delle Segnalazioni afferenti a condotte illegittime anche ai sensi del D.Lgs. 231/01 e/o violazioni del Modello 231, ampliando i possibili canali di comunicazione anche attraverso una specifica piattaforma informatica, accessibile da parte di tutti (dipendenti, terzi, ecc.) sul sito Internet di ogni Società del Gruppo e da parte dei dipendenti delle Società italiane del Gruppo con accesso dedicato sulle Intranet aziendali.

Si informa che talune società consolidate (areti, ACEA Ato2, Acea Infrastructure e Acea Ambiente), come più ampiamente illustrato nei relativi bilanci, sono interessate da indagini o procedimenti che afferiscono a fattispecie rilevanti ai sensi del D.Lgs. 231/01 in materia di sicurezza e/o ambiente.

Al riguardo, si segnala che il GUP di Frosinone ha pronunciato nei confronti degli stessi sentenza di non luogo a procedere per i reati di frode nelle pubbliche forniture, turbata libertà degli incanti e peculato dichiarando, contestualmente, la propria incompetenza territoriale in favore del Tribunale di Roma per le ulteriori ipotesi di reato di ostacolo all'esercizio dell'autorità pubblica di vigilanza, falso in bilancio e dichiarazione infedele per gli esercizi 2015-2017, per le quali risulta che il Pubblico Ministero di Roma, assegnatario del relativo procedimento, abbia recentemente avanzato richiesta di archiviazione al locale Gip. Con riferimento ai procedimenti penali in cui risultano imputate, ai sensi del D.Lgs. 231/01 sulla responsabilità amministrativa da reato degli Enti, talune società consolidate, si segnala che sono intervenute di recente due pronunce assolutorie: la prima in relazione al procedimento penale n.2123/16 R.G.N.R., inerente un sinistro mortale sul lavoro occorso nel 2015 ad un dipendente di Acea Ato2, sia nei confronti della persona fisica imputata che nei confronti della Società medesima, la seconda con riferimento al procedimento penale 9740/16 RGNR, scaturito da un sinistro sul lavoro occorso ad un dipendente di una ditta appaltatrice di areti (sentenza di non doversi procedere nei confronti delle persone fisiche per intervenuta prescrizione nonché sentenza di esclusione della responsabilità "2 1" in capo ad areti per insussistenza dell'illecito amministrativo contestato).

Sulla base delle informazioni attualmente disponibili, tenuto conto dell'autonomia operativa delle Società rispetto alla controllante Acea, le eventuali responsabilità che dovessero essere accertate all'esito definitivo dei suddetti procedimenti sarebbero imputabili esclusivamente alle società destinatarie degli stessi, senza riflessi sulla Capogruppo o sulle altre società del Gruppo non coinvolte.

Inoltre, il Gruppo Acea è esposto ad un potenziale rischio di non conformità alla normativa in materia di protezione dei dati personali ovvero al Regolamento europeo in materia di protezione dei dati personali 2016/679 (di seguito anche GDPR), al Codice in materia di protezione dei dati personali D.lgs. 196/03, ai provvedimenti del Garante per la protezione dei dati personali. A titolo esemplificativo, configurano violazione privacy i trattamenti illeciti per violazione dei principi di pertinenza e non eccedenza, per assenza di idonea base giuridica, di idonea informativa, di adeguate misure di sicurezza, mancata nomina del Responsabile per la protezione dei dati personali (DPO), mancata notifica data breach ecc. È stato quindi definito e implementato un Modello di Governance Privacy valevole per il Gruppo, prendendo come ambito privilegiato di osservazione la Capogruppo, nel suo ruolo di perno del sistema e fornitore di attività in service e/o centralizzate, guardando alle Società con logica di priorità sui processi core caratteristici per ambito di business. È stato esteso alle Società il programma di formazione on line, tramite piattaforma e-learning, inteso a fornire il primo layer di adempimento all'obbligo in capo ai Titolari di istruire le persone autorizzate (ex incaricati) al trattamento dei dati, a cui sono state associate iniziative formative su singoli processi di ambito societario come anche un particolare focus sui processi a valenza trasversale, (HR, Legal, ecc.). Sono state attuate le procedure necessarie a presidiare il rischio privacy (a titolo di esempio: procedura data classification, data retention, data cancellation, data breach ecc.) ed è attivo un canale di contatto con il Gruppo per le segnalazioni/reclami privacy. È stato nominato un DPO in Acea SpA e, il medesimo, nelle Società controllate dirette e indirette.

Ove necessario per la natura del business, è stato customizzato il Modello di gruppo nelle singole realtà, con effetti sull'implementazione e/o il fine tuning di processi ad elevato impatto privacy, nell'ambito dei quali si sono svolte anche iniziative di testing delle soluzioni di compliance già adottate.

Energy Managment

Con riferimento all'area Energy Management, il Gruppo è attivamente impegnato nell'ottimizzazione dei flussi energetici, con particolare riferimento alla gestione integrata degli approvvigionamenti e della vendita di commodities energetiche, in primis gas naturale ed energia elettrica. Tale attività ha l'obiettivo di garantire l'efficienza nell'approvvigionamento e nella copertura dei fabbisogni energetici delle società del Gruppo, nonché di cogliere opportunità di mercato attraverso la vendita a terzi.

L'attività si caratterizza per un'elevata complessità operativa e un'esposizione intrinseca a variabili di mercato, quali la volatilità dei prezzi delle commodities, la liquidità dei mercati energetici all'ingrosso, e l'evoluzione del quadro regolatorio e normativo di riferimento, sia a livello nazionale che europeo.

Il Gruppo utilizza strumenti derivati con finalità di copertura economica (economic hedging), principalmente per mitigare i rischi legati alla volatilità dei prezzi delle commodities e per allineare la struttura dei costi energetici con gli impegni contrattuali verso controparti interne ed esterne. Tali strumenti sono contabilizzati secondo quanto previsto dall'IFRS 9, in base alla classificazione appropriata (FVPL o FVOCI) e alle strategie di copertura adottate.

Le attività di energy management implicano anche rischi operativi legati all'adeguatezza dei sistemi informativi e dei processi di monitoraggio, alla tempestività nella gestione delle posizioni e alla corretta valutazione delle esposizioni di mercato e creditizie verso le controparti.

Il Gruppo adotta politiche e procedure di controllo interno volte a garantire un'adeguata gestione dei rischi operativi connessi, compresa la segregazione delle funzioni tra front, middle e back office, il rispetto dei limiti autorizzati per le operazioni su mercati regolamentati e non regolamentati, e il monitoraggio continuo del fair value dei contratti derivati, anche tramite l'utilizzo di modelli interni validati.

Per quanto attiene il rischio di prezzo commodity e gli strumenti di controllo adottati, si rimanda ai successivi rischi di natura finanziaria.

Area Reti & Illuminazione Pubblica

La società areti, avvalendosi del supporto e dell'assistenza della Funzione Risk Management, Compliance & Sustainability di Acea S.p.A. nella gestione del processo e degli strumenti del sistema di Enterprise Risk Management implementati nel Gruppo societario, conduce periodicamente e in modalità strutturata un'attività di identificazione e valutazione dei principali rischi che possono impattare in modo significativo sul raggiungimento degli obiettivi di business derivanti dai piani strategici, industriali, finanziari e di sostenibilità.

Nel corso dell'ultimo assessment ERM si è identificato uno scenario di rischio associato al concretizzarsi delle minacce cyber che espongono i sistemi OT della Società alla compromissione di disponibilità, integrità e confidenzialità dei dati nell'ambito del perimetro dei sistemi ICS (Industrial Control System) con danni potenziali in termini di business interruption (per alterazione\indisponibilità di processi tecnici o amministrativi), data/infrastructure impairment (alterazione di infrastrutture logiche o fisiche) e mancata compliance normativa (e.g. GDPR - General Data Protection regulation, NIS - Network and Information Security, Perimetro di sicurezza nazionale cibernetica).

L'azienda ha già adottato misure preventive e sta operando per implementare ulteriori azioni di contrasto in linea con le migliori tecnologie disponibili sul mercato e in ottemperanza ai disposti legislativi vigenti.

Area Produzione

I principali rischi operativi connessi all'attività dell'area possono essere relativi a danni materiali (danni agli asset, adeguatezza dei fornitori, negligenza), danni alle persone e danni derivanti da sistemi informativi e da eventi esogeni.

La Società, per far fronte ad eventuali rischi di natura operativa, ha provveduto, sin dall'avvio della propria attività, a sottoscrivere con primari istituti assicurativi polizze per Property Damage (danni materiali a cose), Third Part Liability (responsabilità civile verso terzi), polizza infortuni dipendenti.

La Società pone particolare attenzione all'aggiornamento formativo dei propri dipendenti, attraverso docenze in presenza, aule virtuali e moduli e-learning, al fine di responsabilizzare gli operatori di campo e tutto il management aziendale a lavorare in sicurezza, nel rispetto dell'ambiente e degli ecosistemi, con adeguatezza etica e in termini di eco-sostenibilità nonché per assicurare il rispetto della conformità normativa in materia di D.lgs.231/01 e ss.mm.ii. - Antitrust e Tutela del Consumatore – Privacy (GDPR).

La Società sviluppa e definisce, altresì, procedure organizzative interne finalizzate alla descrizione delle attività e dei processi aziendali dei siti produttivi/unità operative ove risultano specificate le matrici di responsabilità ed il contesto e la normativa applicabile di riferimento; inoltre redige istruzioni operative proprie di campo dirette alla rappresentazione delle modalità esecutive degli interventi manutentivi ricorrenti, dove risultano messe in relazione le specifiche tecniche di esercizio con le condotte di sicurezza da impiegare nell'operatività.

Quanto sopra indicato si concretizza anche attraverso l'attuazione di un Sistema di Gestione Integrato Qualità – Ambiente e Sicurezza - Responsabilità Sociale d'Impresa (di seguito SISTEMA o SGI), adottato dalla Società ai sensi delle norme ISO 9001:2015 – ISO14001:2015 – ISO 45001:2018 e in conformità allo Standard Internazionale SA8000:2014, certificato da Ente esterno di controllo accreditato, rispettivamente con n.44357/23/S – EMS-5491/S – OHS-2046 – SA-2349.

L'indirizzo del SISTEMA, quale strumento funzionale a:

• rispetto dei diritti umani e recepimento/miglioramento dei diritti dei lavoratori;
• tutela della salute e sicurezza nei luoghi di lavoro e lungo la catena dei fornitori;
• salvaguardia dell'ambiente e della biodiversità degli ecosistemi di interesse;
• uso cosciente e razionale delle fonti energetiche e delle materie prime;
• promozione della cultura della qualità e del risparmio energetico;
• conseguimento della soddisfazione del cliente;
• dialogo continuo e proattivo con le altre parti interessate;
• favorire la consultazione e la partecipazione dei Lavoratori attraverso l'espressione dei loro Rappresentanti (RLS/A/E).

L'Azienda, inoltre, ha intrapreso un percorso di implementazione di un sistema di rendicontazione e comunicazione delle proprie prestazioni ambientali in accordo con quanto riportato nel Reg.CE 1221/2009 ss.mm.ii. per l'impianto di produzione idroelettrico "Centrale S. ANGELO" (Altino – CH).

Quanto suddetto trova puntuale espressione nella POLITICA di SISTEMA dichiarata, adottata e resa pubblica dalle stesse società dell'area.

Area Ambiente

Per quanto attiene, alla fase gestionale si evidenzia come l'eventuale discontinuità delle attività di termovalorizzazione nonché delle attività di recupero, trattamento e smaltimento rifiuti, qualora connesse alla produzione di energia elettrica in regime incentivato e allo svolgimento di servizi aventi rilievo pubblico, potrebbe determinare rilevanti ricadute negative, sia sotto un profilo economico che sotto un profilo di responsabilità nei confronti dei conferitori pubblici e privati. In tale contesto, quindi, il fermo impianto, laddove non programmato, prefigura un concreto rischio di mancato conseguimento degli obiettivi posti a base dell'attività industriale.

I termovalorizzatori, ma anche, seppure in grado minore, gli impianti di selezione, trattamento e smaltimento 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 in ingresso e rifiuti e materie prime in uscita, funzione dell'apparato tecnico e autorizzativo sito-specifico. 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 e reputazionale.

Per tale motivo sono state attivate specifiche procedure di verifica e controllo dei materiali in ingresso e in uscita mediante l'attuazione di specifici piani di monitoraggio e controllo conformi ai disposti autorizzativi e normativi, anche basati su prelievi di campioni di materiali ed indagini chimico-fisiche.

Rischi di Information Technology

Acea ha intrapreso ormai da anni un percorso di sviluppo centrato sull'impiego delle nuove tecnologie come elemento propulsore di efficienza operativa, sicurezza e resilienza dei propri asset industriali. I principali processi aziendali sono ormai tutti supportati dall'utilizzo di avanzati sistemi informativi, implementati e gestiti dai presidi centralizzati di Gruppo in logica di supporto alle operations delle diverse realtà aziendali. In tal senso il Gruppo è quindi esposto ai rischi di adeguatezza dell'infrastruttura informatica alle esigenze attuali o prospettiche dei vari business oltre che ai rischi di accesso non autorizzato, con o senza dolo, e comunque non appropriato o rispettoso delle normative vigenti, dei dati trattati tramite procedure informatiche. Acea gestisce tali rischi con massima attenzione, tramite specifiche strutture organizzative di compliance aziendale, coordinate da presidi specialistici di Gruppo.

Per quanto attiene la sicurezza informatica di sistemi, infrastrutture, reti ed altri dispositivi elettronici nell'ambito del servizi erogati o dalle rispettive Società del Gruppo, gli attuali presidi procedurali e tecnologici delle Società stesse stanno attuando tutte le azioni necessarie per allineare la propria postura di cyber security ai principali standard nazionali ed internazionali di settore, al fine di innalzare la propria resilienza ai fenomeni di questa natura, eventi possibili ripercussioni in termini di business interruption e non compliance normativa. Sono state implementate misure tecnologiche ed organizzative con l'obiettivo di:

• gestire le minacce a cui sono esposti l'infrastruttura di rete e i sistemi informativi dell'organizzazione, al fine di assicurare un livello di sicurezza adeguato al rischio esistente;
• prevenire gli incidenti e minimizzarne l'impatto sulla sicurezza della rete e dei sistemi informativi usati per la fornitura di servizi, in modo da assicurarne la continuità.

A tal proposito si informa che in data 2 febbraio 2023, Acea è stata vittima di un attacco hacker di tipo Ransomware, che ha impattato tutti i servizi IT Corporate. I servizi essenziali (quali la distribuzione di energia elettrica ed acqua) non sono stati impattati; con

riferimento alle Postazioni di Lavoro, è stata rilevata una compromissione limitata a poche unità, grazie alla tecnologia anti-malware attiva. Parallelamente alle attività di analisi, sono state rafforzate le misure di sicurezza in essere ed avviate le attività di recovery, tra cui il ripristino dei backup integri, che hanno portato gradualmente al ripristino delle funzionalità di tutti i sistemi / servizi. L'evento ha comportato la compromissione (cifratura) del repository dei dati non strutturati della società con impatto sulla disponibilità. Contestualmente alle analisi interne, è stata avviata – ed è ancora in corso - un'indagine della Procura di Roma, a mezzo organi di PG – CNAIPIC Polizia Postale per analizzare l'incidente. L'incidente ha visto anche la successiva pubblicazione online di cartelle e file aziendali illegalmente estratti durante l'attacco; poiché tra questi vi era la presenza di dati personali è stata avviata la procedura di Data Breach aziendale, con la conseguente comunicazione al Garante per la Protezione dei Dati Personali (di seguito anche "GPDP"), Acea ha prontamente attivato tutte le procedure necessarie a rispettare la normativa sulla Privacy; in particolare, è stata presentata una notifica preliminare al GPDP entro il termine di legge delle 72 ore dalla rilevazione dell'incidente, quindi, successivamente, due notifiche integrative più una terza il 21 aprile 2023 a chiusura del processo di notifica, con le quali è stata data evidenza delle risultanze delle analisi di volta in volta effettuate.

A seguito della chiusura del processo di notifica, il GPDP ha inviato una richiesta di informazioni, a cui Acea ha fornito riscontro nei tempi previsti, e successivamente ha avviato un'attività ispettiva, e principalmente consistente nella richiesta di informazioni e documentazione inerente alle notifiche effettuate. Detta attività ispettiva si è svolta in una prima giornata nel mese di maggio 2023, al termine della quale il GPDP ha avvisato della durata dell'attività anche per una seconda giornata che si è tenuta nel mese di luglio u.s. Al termine di questa seconda giornata, il GPDP ha concesso il termine del 1 luglio 202 per fornire l'ulteriore documentazione richiesta, non disponibile al momento dell'attività perché in corso di definizione, documentazione regolarmente fornita alla data sopra indicata.

Da allora, non sono pervenute ulteriori richieste di informazioni e/o chiarimento da parte del GPDP, pur avendone i poteri, né provvedimenti.

Tanto premesso, tenuto presente che, ancora oggi, è nella facoltà del Garante poter approfondire ulteriormente attraverso altre richieste ed accertamenti istruttori, si deve rilevare che allo stato non è possibile prevedere, sulla base delle informazioni ad oggi disponibili, l'adozione di alcun tipo di provvedimento sanzionatorio da parte dell'Autorità, né il relativo ammontare rimanendo quindi valido ancora oggi quanto rappresentato nella comunicazione resa su richiesta di ACEA, in occasione della relazione semestrale 2023, da un soggetto terzo, tenendo anche in considerazione il fatto che è stato rispettato l'iter normativo della notifica al Garante.

Inoltre, in data 4 luglio 2025, Acea ha rilevato di essere oggetto di un attacco hacker". L'attacco non ha comportato impatti ai servizi digitali né tantomeno ha interessato l'erogazione di servizi essenziali al cittadino, sia in ambito elettrico sia idrico che ambientale. Acea ha prontamente collaborato con tutte le Autorità in materia Cyber Security e Data Protection, pertanto, fin dai primi istanti dopo la rilevazione dell'attacco, Acea ha effettuato una segnalazione sul portale dell'Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale (ACN) come notifica volontaria NIS (Network Information and Security), quindi informato anche il CNAIPIC (Polizia Postale) per avviare le opportune indagini investigative.. In data 8 luglio u.s., essendo venuti a conoscenza della violazione di dati personali in data 7 luglio 2025, si è provveduto alla notifica preliminare verso il Garante per la Protezione dei Dati Personali (GPDP), ai sensi dell'art. del Regolamento UE 679/16, entro le 72 ore di cui ai termini di legge Alla data della firma del presente documento non risultano compromissioni di dati di sistemi che supportano la redazione del Bilancio Consolidato Semestrale abbreviato al 30 giugno 2025 del Gruppo Acea. A supporto è stata rilasciata una dichiarazione dell'esperto esterno a cui sono state affidate le attività tecniche di Incident Response.

RISCHIO MERCATO

Il Gruppo è esposto a diversi rischi di mercato con particolare riferimento al rischio di oscillazione dei prezzi/volumi delle commodities 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.

Con Rischio Mercato si intende il rischio relativo agli effetti imprevisti sul valore degli asset in portafoglio dovuti a variazioni delle condizioni di mercato.

Rischio Commodity

Acea S.p.A., attraverso l'attività svolta dall'Unità Commodity Risk Control della Direzione Risk Management, Compliance & Sustainability, assicura l'analisi e la misurazione dell'esposizione ai rischi di mercato, interagendo con l'Unità Energy Management, verificando il rispetto dei limiti e criteri generali di Gestione dei Rischi del Settore Energy Management in coerenza con le "Linee di Indirizzo del Sistema di Controllo Interno e di Gestione dei Rischi" di Acea S.p.A. e le "Linee Guida per la Gestione del rischio relativo all'attività di compravendita di commodity sui mercati a termine" di Acea S.p.A. e le specifiche procedure. L'analisi e gestione dei rischi è effettuata secondo un processo di controllo di secondo livello che prevede l'esecuzione di attività lungo tutto l'anno con periodicità differenti per tipologia di limite (annuale, mensile e giornaliera), svolte dall'Unità Commodity Risk Control e dai risk owners. In particolare:

• annualmente, vengono definiti le metriche ed i limiti di rischio, che devono essere rispettati nella gestione dei rischi;
• giornalmente, l'Unità Commodity Risk Control controlla l'esposizione ai rischi di mercato delle società dell'Area Industriale Energy Management e veri ca il rispetto dei limiti de niti.

La reportistica verso il Top Management ha periodicità giornaliera e mensile. Quando richiesto dal Sistema di Controllo Interno, Commodity Risk Control predispone l'invio delle informazioni richieste

In questo ambito si fa riferimento alle fattispecie di Rischio Prezzo e Rischio Volume così de niti:

Rischio di Prezzo: rischio legato alla variazione dei prezzi delle commodities derivante dalla non coincidenza degli indici di prezzo di acquisti e vendita di Energia Elettrica, Gas Naturale e Titoli Ambientali;

Rischio di Volume: è il rischio legato alla variazione dei volumi effettivamente consumati dai clienti nali rispetto ai volumi previsti dai contratti di vendita (pro li di vendita) o, in generale, al bilanciamento delle posizioni nei portafogli.

• I limiti di rischio del Settore Energy Managment sono de niti 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 de nizione delle coperture.

La gestione e mitigazione del rischio commodity sono funzionali al raggiungimento degli obiettivi economici e nanziari del Gruppo ACEA, come indicati nel budget, in particolare:

• proteggere il Primo Margine contro imprevisti e sfavorevoli shock di breve termine del mercato che abbiano impatti sui ricavi o sui costi;
• identi care, misurare, gestire e rappresentare l'esposizione al rischio;
• ridurre i rischi attraverso la predisposizione e l'applicazione di adeguati controlli interni, procedure, sistemi informativi e competenze.

L'attività di compravendita di commodity sui mercati a termine è nalizzata a soddisfare il fabbisogno atteso derivante dai contratti di vendita di energia elettrica e gas per il gruppo e ai clienti nali.

La strategia di copertura del rischio adottata dall'Area Energy Managment ha anche l'obiettivo di minimizzare il rischio associato alla volatilità del conto economico derivante dalla variabilità dei prezzi di mercato e garantire la corretta applicazione dell'Hedge Accounting (ai sensi dei Principi Contabili Internazionali vigenti) a tutti gli strumenti nanziari derivati utilizzati a tale scopo.

In merito agli impegni assunti dal Gruppo Acea al ne di stabilizzare il flusso di cassa delle operazioni di acquisto e vendita di energia elettrica, si segnala che la totalità delle operazioni di copertura in essere sono contabilizzabili in modalità cash flow hedge in quanto è dimostrabile l'efficacia della copertura.

L'attività dell'Unità Commodity Risk Control prevede controlli codi cati giornalieri sul rispetto delle procedure e dei limiti di rischio (anche ai ni del rispetto della L. 262/05) e riferisce ai Responsabili di Direzione gli eventuali scostamenti rilevati nelle fasi di controllo, affinché possano far adottare le misure atte a rientrare nei limiti previsti.

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 prudente e volto a preservare il costo del funding, stabilizzare i margini e i flussi finanziari derivanti dalla gestione caratteristica attraverso una modalità di gestione 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, di volta in volta, un 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 cambio

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

A febbraio 2025 è stato rimborsato a scadenza il Private Placement di 20 miliardi di yen, coperto tramite un cross currency swap, anch'esso estinto a scadenza.

Rischio liquidità

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 nel breve – medio termine, mantenendo un corretto equilibrio tra durata e composizione del debito, anche tenendo conto degli sfidanti obiettivi previsti dal Piano Industriale in termini di sviluppo di nuove iniziative e di M&A.

Il processo di gestione del rischio di liquidità, che si avvale di strumenti di pianificazione finanziaria delle uscite e delle entrate implementati a livello delle singole Società sotto il coordinamento di un apposito presidio di Gruppo, finalizzati ad ottimizzare la gestione delle 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

Il rischio di credito è connesso all'eventualità che una controparte commerciale sia inadempiente, ovvero non onori il proprio impegno nei modi e tempi previsti contrattualmente. Tale tipologia di rischio viene gestita dal Gruppo Acea attraverso apposite procedure, redatte in coerenza con la Credit Policy di Gruppo e con opportune azioni di mitigazione.

Il sistema di Credit Check, operativo sui mercati non regolamentati da diversi anni e con il quale vengono sottoposti a verifica attraverso "scorecard" personalizzate tutti i nuovi clienti mass market e small business, è integrato con il sistema di gestione utenze del Mercato Libero dell'energia e del gas di Acea Energia Spa.

Le "scorecard" aggiornate sulla base delle esperienze di incasso più recenti sono state rilasciate in produzione ad inizio 2022 e adeguate nel 2023 in coerenza con il mutato scenario di riferimento.

Nel corso del 2024 sono stati definiti ulteriori adeguamenti ai modelli sottostanti in ottica di recepire le recenti evoluzioni normative dello scenario regolatorio (eg. Fine del Servizio di Maggior Tutela) e la conseguente evoluzione delle politiche commerciali della società, che sono stati oggetto di rilascio a inizio 2025.

La valutazione dei clienti Large Business è gestita attraverso un workflow approvativo con organi deliberanti coerenti con il livello di esposizione attesa dal cliente stesso. Anche i modelli e gli strumenti per la gestione della clientela Large Business sono stati ottimizzati nel corso del 2023 e 2024.

La gestione dinamica delle strategie di recupero è effettuata nei sistemi di fatturazione per i clienti attivi, in funzione delle relative abitudini di pagamento (scorecard andamentali) e attraverso un gestionale dedicato per quelli cessati. Nel secondo trimestre 2025 è stato avviato l'iter di revisione delle scorecard andamentali, con l'obiettivo di renderle operative da inizio 2026.

Le strutture delle singole società deputate alla gestione dei crediti sono coordinate dall'unità Finance - Credito Corporate di Acea che garantisce il presidio end to end di tutto il processo.

L'attività di gestione massiva dei crediti attivi e dei crediti cessati di importo contenuto è svolta dalle società operative, lasciando alla Holding, oltre alla gestione dei clienti cessati di importo rilevante, l'attività di smaltimento di crediti non-performing mediante operazioni di dismissione. Per effetto di tali interventi, il Gruppo ACEA negli ultimi anni ha significativamente migliorato la propria capacità di incasso, sia con riferimento al business di vendita di energia elettrica che a quello di somministrazione idrica.

In ragione del difficile contesto macroeconomico del 2022, ferme restando le ottime performance registrate in termini di incasso, il Gruppo Acea ha ritenuto opportuno incorporare nella valutazione del rischio di credito dell'esercizio precedente un fattore correttivo finalizzato ad anticipare un possibile peggioramento del merito creditizio delle controparti in portafoglio. Tramite dei "modelli satellite", è stato pertanto introdotto, per le principali Società del Gruppo, uno «stress di scenario» nella determinazione dei tassi di unpaid utilizzati per il calcolo della svalutazione delle fatture da emettere, diversificato in funzione del business di riferimento.

Il 202 , nonostante il perdurare di una situazione di incertezza finanziaria (incremento dei tassi e aumento dell'inflazione), si è rivelato un anno in cui tutte le principali società del Gruppo hanno confermato performance di incasso molto elevate. Con riferimento alla chiusura di bilancio 2023, in continuità con la precedente metodologia, sono stati aggiornati i coefficienti prudenziali applicati già dal 2022 determinando pertanto i nuovi valori di «unpaid stressed».

Tale approccio prudenziale è stato replicato anche per la chiusura del 2024 e per il primo semestre del 2025.

Come negli anni precedenti, anche quest'anno il Gruppo ha posto in essere operazioni di cessione pro-soluto, rotative e spot, di crediti verso clienti Privati. Tale strategia espone il Gruppo ai rischi sottesi alla chiusura o mancata chiusura delle citate operazioni e, d'altronde, consente l'integrale deconsolidamento dal bilancio delle corrispondenti attività oggetto di cessione essendo trasferiti tutti i rischi e i benefici ad essi connessi.

I crediti commerciali sono esposti in bilancio al netto delle eventuali svalutazioni; si ritiene che il valore riportato esprima la corretta rappresentazione del valore di presunto realizzo del monte crediti commerciali.

Rischi connessi al rating

La possibilità di accesso al mercato dei capitali e alle altre forme di nanziamento nonché i costi connessi dipendono, tra l'altro, dal merito di credito assegnato al Gruppo da parte delle agenzie di rating.

Eventuali riduzioni del merito di credito potrebbero costituire una limitazione alla possibilità di accesso al mercato dei capitali ed incrementare il costo della raccolta con conseguenti effetti negativi sulla situazione economica, nanziaria e patrimoniale del Gruppo. L'attuale rating di Acea è riportato nella tabella che segue.

Società	M/L Termine	reve Termine	Outlook	Data
Fitch	+	F2	Stabile	07/2025
Moody's	aa2	Na	Positivo	05/2025

Evoluzione prevedibile della gestione

Nonostante il contesto globale incerto, a causa delle tensioni geopolitiche in Est Europa e Medio Oriente e delle politiche commerciali statunitensi, i risultati del primo semestre 2025 del Gruppo Acea si confermano in crescita rispetto agli anni precedenti, evidenziando risultati economici in miglioramento sia in termini di margine operativo lordo che di risultato netto.

In relazione alle fonti di finanziamento, il Gruppo Acea mira ad ottimizzarne il mix, sfruttando l'ampia flessibilità di strumenti offerti sul mercato, sia a tasso fisso che a tasso variabile. Attraverso un monitoraggio costante dell'andamento dei tassi e delle dinamiche di mercato, il Gruppo è in grado di individuare le soluzioni più efficaci, garantendo un adeguato equilibrio tra costo e rischio.

In questo contesto, peraltro, in data 16 luglio 2025, Acea ha costituito un nuovo Programma EMTN (Euro Medium Term Notes) da 5 miliardi di euro quotato sul Mercato telematico delle obbligazioni (MOT) di Borsa Italiana.

Prosegue l'attenzione alla gestione della spesa, attraverso il miglioramento continuo delle procedure di acquisto e dei processi aziendali, e al contenimento del rischio di credito attraverso la prevenzione e la gestione del portafoglio clienti.

Il Gruppo continua la sua strategia di focalizzazione per lo sviluppo di infrastrutture sostenibili in contesti regolati, con l'obiettivo di mantenere una solida struttura finanziaria e continuare a generare un impatto positivo sulle performance operative ed economiche. In questo ambito, il CDA di Acea Spa in data 24 giugno 2025 ha approvato l'offerta ricevuta il 4 giugno 2025 da Eni Plenitude per l'acquisto del 100 del capitale sociale di ACEA Energia S.p.A. (che include, tra l'altro, la partecipazione del 50% del capitale sociale di Umbria Energy S.p.A.), fatta eccezione per le linee di business energy efficiency, mobilità elettrica, economia circolare ed Energy Management.

L'operazione, coerente con la strategia di ACEA delineata dal Piano Industriale 2024-2028, rafforzerà il posizionamento del Gruppo come operatore infrastrutturale offrendo l'opportunità di reinvestire i proventi della cessione per l'ulteriore sviluppo nell'ambito dei business a forte connotazione infrastrutturale, con particolare riferimento al potenziamento degli investimenti per la messa in sicurezza della rete di distribuzione elettrica di Roma.

RELAZIONE FINANZIARIA CONSOLIDATA

ACEA è una delle principali multiutility italiane ed è quotata in Borsa dal 1999. ACEA ha adottato un assetto organizzativo e un modello operativo che trova fondamento nelle linee strategiche basate sulla crescita nel mercato idrico attraverso sviluppi infrastrutturali, espansione geografica, potenziamento tecnologico e tutela della risorsa idrica; sulla resilienza della rete elettrica e sulla qualità del servizio della città di Roma; sullo sviluppo di nuova capacità rinnovabile per far fronte alla transizione energetica; sulla spinta verso l'economia circolare con espansione geografica anche in sinergia con altri business.

Forma e struttura

Informazioni generali

La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata al 30 giugno 2025 del Gruppo ACEA è stata approvata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 24 luglio 2025, che ne ha autorizzato la pubblicazione. La Capogruppo ACEA 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

La presente Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata è predisposta in conformità ai principi contabili internazionali efficaci alla data di bilancio, approvati dall'International Accounting Standards oard (IAS ) e adottati dalla Commissione Europea secondo la procedura di cui all'art. 6 del regolamento (CE) n. 1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002 e ai sensi dell'art. 9 del D.Lgs. 8/2005.

I principi contabili internazionali sono costituiti dagli International Financial Reporting Standards (IFRS), dagli International Accounting Standards (IAS) e dalle interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) e dello Standard Interpretations Committee (SIC), collettivamente indicati "IFRS".

Basi di presentazione

La presente Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata è costituita dal Prospetto di Conto Economico Consolidato, dal Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato, dal Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata, dal Prospetto del Rendiconto Finanziario Consolidato e dal Prospetto delle Variazioni del Patrimonio Netto Consolidato, nonché dalle note illustrative redatte secondo quanto previsto dagli IAS/IFRS vigenti. Si specifica che il Prospetto di Conto Economico Consolidato è classificato in base alla natura dei costi, la Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata sulla base del criterio di liquidità con suddivisione delle poste tra corrente e non corrente, mentre il Rendiconto Finanziario Consolidato è presentato utilizzando il metodo indiretto.

La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata è redatta sul presupposto della continuità aziendale e non sussistono significative incertezze (come definite dal paragrafo 25 del Principio IAS 1) sulla continuità aziendale.

La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata è inoltre redatta in euro e tutti i valori sono arrotondati alle migliaia di euro tranne quando diversamente indicato.

I dati della presente La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata sono comparabili con i dati del medesimo periodo dell'esercizio precedente.

Uso di stime e assunzioni

La redazione della Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata, in applicazione agli IFRS, richiede l'effettuazione di stime ed assunzioni che hanno effetto sui valori dei ricavi (compresa la stima del VRG), dei costi, delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali alla data di riferimento. Nell'effettuare le stime di bilancio sono, inoltre, considerate le principali fonti di incertezze che potrebbero avere impatti sui processi valutativi.

I risultati di consuntivo potrebbero differire da tali stime. Le stime sono utilizzate per determinare alcuni ricavi di vendita, per i fondi per rischi e oneri, i fondi svalutazione crediti e gli altri fondi svalutazione, gli ammortamenti, le valutazioni degli strumenti derivati, i benefici ai dipendenti e le imposte. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ciascuna variazione sono immediatamente iscritti a Conto Economico.

Le stime hanno parimenti tenuto conto di assunzioni basate su parametri ed informazioni di mercato e regolatorie disponibili alla data di predisposizione del bilancio. I fatti e le circostanze correnti che influenzano le assunzioni circa sviluppi ed eventi futuri, tuttavia, potrebbero modificarsi per effetto, ad esempio, di cambiamenti negli andamenti di mercato o nelle regolamentazioni applicabili che sono al di fuori del controllo della Società. Tali cambiamenti nelle assunzioni sono anch'essi riflessi in bilancio quando si realizzano.

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. Per maggiori dettagli sulle modalità in commento si rimanda ai successivi paragrafi di riferimento.

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

In ottemperanza alle priorità di enforcement individuate dall'ESMA per il 2024, il Gruppo garantisce una divulgazione trasparente ai sensi dell'IFRS 12 - Informativa sulle partecipazioni in altre entità - assicurando agli stakeholder una chiara comprensione della struttura societaria e dell'impatto economico-finanziario delle partecipazioni detenute. Nel dettaglio, si fa presente che il Gruppo consolida integralmente alcune società in cui detiene una partecipazione inferiore al 50% (Gori, Servizio Idrico Integrato, ASM Terni e Consorcio Agua Azul), in quanto i patti parasociali in essere conferiscono il controllo in conformità ai criteri definiti dall'IFRS 10. Allo stesso modo, alcune società in cui il Gruppo possiede una partecipazione superiore al 50% (Società del Gruppo Powertis, Umbria Distribuzione Gas, Aguazul Bogotà e RenewRome) sono consolidate con il metodo del patrimonio netto, poiché i patti parasociali limitano il potere di controllo, determinando un'influenza significativa anziché il controllo esclusivo.

I criteri utilizzati ai fini della determinazione del controllo, controllo congiunto o influenza significativa sono indicati nei paragrafi seguenti, mentre l'elenco delle partecipazioni in entità consolidate e in entità non consolidate (collegate) con indicazione delle quote di partecipazione sono riportate negli allegati al bilancio.

Criteri di consolidamento

Società controllate

L'area di consolidamento comprende la Capogruppo ACEA e le società nelle quali la stessa esercita direttamente o indirettamente un controllo, ovvero quando il Gruppo è esposto o ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata ed ha la capacità, attraverso l'esercizio del proprio potere sulla partecipata, di influenzarne i rendimenti. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti.

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.

Secondo le previsioni del principio contabile IFRS 10, il controllo è ottenuto quando il Gruppo è esposto, o ha diritto ai rendimenti variabili derivanti dal rapporto con la partecipata e ha la capacità, attraverso l'esercizio del potere sulla partecipata, di influenzarne i relativi rendimenti. Il potere è definito come la capacità attuale di dirigere le attività rilevanti della partecipata in virtù di diritti sostanziali esistenti.

L'esistenza del controllo non dipende esclusivamente dal possesso della maggioranza dei diritti di voto, ma dai diritti sostanziali dell'investitore sulla partecipata. Conseguentemente, è richiesto il giudizio del management per valutare specifiche situazioni che determinino diritti sostanziali che attribuiscono al Gruppo il potere di dirigere le attività rilevanti della partecipata in modo da influenzarne i rendimenti.

Ai fini dell'assessment sul requisito del controllo, il management analizza tutti i fatti e le circostanze, inclusi gli accordi con gli altri investitori, i diritti derivanti da altri accordi contrattuali e dai diritti di voto potenziali (call option, warrant, put option assegnate ad azionisti minoritari, ecc.). Tali altri fatti e circostanze possono risultare particolarmente rilevanti nell'ambito di tale valutazione soprattutto nei casi in cui il Gruppo detiene meno della maggioranza dei diritti di voto, o diritti similari, della partecipata.

Il Gruppo riesamina l'esistenza delle condizioni di controllo su una partecipata quando i fatti e le circostanze indichino che ci sia stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica della sua esistenza. Si segnala, infine, come, nella valutazione dell'esistenza dei requisiti del controllo non siano state riscontrate situazioni di controllo de facto. Le variazioni nella quota di possesso in partecipazioni in imprese controllate che non implicano la perdita del controllo sono rilevate come operazioni sul capitale rettificando la quota attribuibile agli azionisti della Capogruppo e quella ai terzi per riflettere la variazione della quota di possesso. L'eventuale differenza tra il corrispettivo pagato o incassato e la corrispondente frazione di patrimonio netto acquisito o venduto viene rilevata direttamente nel patrimonio netto consolidato. Quando il Gruppo perde il controllo, l'eventuale partecipazione residua nella società precedentemente controllata viene rimisurata al fair value (con contropartita il conto economico) alla data in cui si perde il controllo. Inoltre, la quota delle OCI riferita alla controllata di cui si perde il controllo è trattata contabilmente come se il Gruppo avesse direttamente dismesso le relative attività o passività. Inoltre, laddove si riscontri una perdita di controllo di una società rientrante nell'area di consolidamento, la Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata 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. La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata include la quota di pertinenza del Gruppo dei risultati delle società a controllo congiunto, contabilizzata con il metodo del patrimonio netto.

Secondo le previsioni del principio contabile IFRS11, un accordo congiunto è un accordo del quale due o più parti detengono il controllo congiunto. Si ha il controllo congiunto quando per le decisioni relative alle attività rilevanti dell'accordo congiunto è richiesto il consenso unanime o almeno di due parti dell'accordo stesso. Un accordo congiunto si può configurare come una joint venture o una joint operation. Una joint venture è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto vantano diritti sulle attività nette dell'accordo. Per contro, una joint operation è un accordo a controllo congiunto nel quale le parti che detengono il controllo congiunto hanno diritti sulle attività e obbligazioni per le passività relative all'accordo.

Al fine di determinare l'esistenza del controllo congiunto e il tipo di accordo congiunto, è richiesto il giudizio del management, che deve valutare i diritti e gli obblighi derivanti dall'accordo. A tal fine il management considera la struttura e la forma legale dell'accordo, i termini concordati tra le parti nell'accordo contrattuale e, quando rilevanti, altri fatti e circostanze. Il Gruppo riesamina l'esistenza del controllo congiunto quando i fatti e le circostanze indicano che c'è stata una variazione di uno o più elementi precedentemente considerati per la verifica dell'esistenza del controllo congiunto e del tipo di controllo congiunto.

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. La Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata 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.

Al fine di determinare l'esistenza dell'influenza notevole è richiesto il giudizio del management che deve valutare tutti i fatti e le circostanze.

Il Gruppo riesamina l'esistenza dell'influenza notevole quando i fatti e le circostanze indicano che c'è stata una variazione di uno o più elementi considerati per la verifica dell'esistenza di tale influenza notevole.

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'IFRS 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 dall'IFRS9, nel conto economico o nel prospetto delle altre componenti di conto economico complessivo.

I costi direttamente attribuibili all'acquisizione sono rilevati a Conto economico.

Il costo di acquisto è allocato rilevando le attività, le passività e le passività potenziali identificabili dell'acquisita ai relativi fair value alla data di acquisizione. L'eventuale eccedenza positiva tra il corrispettivo trasferito, valutato al fair value alla data di acquisizione, e l'importo di qualsiasi partecipazione di minoranza, rispetto al valore netto degli importi delle attività e passività identificabili nell'acquisita stessa valutate al fair value, è rilevata come avviamento ovvero, se negativa, 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.

Si specifica che il processo di allocazione del prezzo viene provvisoriamente allocato alle attività e passività e definitivamente contabilizzato entro i 12 mesi dalla data di acquisizione come previsto dal principio contabile internazionale IFRS3.

Aggregazioni aziendali che coinvolgono entità sotto comune controllo

Le operazioni di aggregazione che coinvolgono imprese che sono, in definitiva, controllate da una medesima società o dalle medesime società sia prima, sia dopo l'operazione di aggregazione, e tale controllo non è transitorio, sono qualificate come Business Combinations of entities under common control. Tali operazioni sono escluse dall'ambito di applicazione dell'IFRS , né tantomeno sono disciplinate da altri IFRS. In assenza di un principio contabile di riferimento, la selezione del principio contabile per le operazioni in esame, relativamente alle quali non sia comprovabile una significativa influenza sui flussi di cassa futuri, è guidata dal principio di prudenza

che porta ad applicare il criterio della continuità di valori delle attività nette acquisite. Le attività sono rilevate ai valori di libro che risultavano dalla contabilità delle società oggetto di acquisizione (ovvero della società venditrice) prima dell'operazione o, alternativamente, ai valori risultanti dal bilancio consolidato della controllante comune. Con particolare riferimento alle operazioni di cui sopra, relative alla cessione di un business, il trattamento della differenza tra il corrispettivo definito contrattualmente e i valori contabili del business trasferito è differenziato in funzione dei rapporti partecipativi tra i soggetti coinvolti nell'operazione di trasferimento. Relativamente ai conferimenti di business under common control, invece, indipendentemente dal rapporto partecipativo preesistente, l'entità conferitaria deve rilevare il business trasferito al suo valore contabile storico incrementando di pari importo il proprio patrimonio netto; l'entità conferente rileverà simmetricamente la partecipazione nell'entità conferitaria per un importo pari all'incremento del patrimonio netto di quest'ultima. Tale trattamento contabile fa riferimento a quanto proposto da Assirevi negli Orientamenti Preliminari in tema di IFRS (OPI n. 1 Revised) - "Trattamento contabile delle Business combinations of entities under common control nel bilancio di esercizio e nel bilancio consolidato", emesso nel mese di ottobre 2016.

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.

Trattamento delle opzioni put su azioni di imprese controllate

Secondo le disposizioni stabilite dal principio IAS 2, paragrafo 2 , un contratto che contiene un'obbligazione per un'entità di acquisire azioni per cassa o a fronte di altre attività finanziarie, dà luogo a una passività finanziaria per il valore attuale del prezzo di esercizio dell'opzione. Pertanto, qualora l'entità non abbia il diritto incondizionato di evitare la consegna di cassa o di altri strumenti finanziari al momento dell'eventuale esercizio di una opzione put su azioni d'imprese controllate, si deve procedere all'iscrizione del debito; tutte le successive variazioni sono imputate a Conto economico. Il medesimo trattamento contabile è applicabile quand'anche oltre a una opzione put, vi sia la contestuale presenza di una simmetrica opzione call, c.d. symmetrical put and call options related to noncontrolling interest. Il Gruppo considera già acquisite, le azioni oggetto di opzioni put (ovvero di put e call incrociate), nei casi in cui non restino in capo ai soci terzi, i benefici economici e i rischi connessi alla actual ownership delle azioni; pertanto, in tali circostanze, non procede alla rilevazione delle interessenze di terzi azionisti nel bilancio consolidato.

Consolidamento d'imprese estere

I bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diverse dall'euro, che rappresenta la valuta funzionale della Capogruppo ACEA, sono convertiti in euro applicando alle attività e passività, il tasso di cambio in essere alla data di chiusura del periodo e alle voci di conto economico e al rendiconto finanziario i cambi medi del periodo.

Le differenze cambio da conversione dei bilanci delle imprese partecipate operanti in valuta diversa dall'euro, sono rilevate direttamente a patrimonio netto e sono esposte separatamente in un'apposita riserva dello stesso; tale riserva è riversata a conto economico all'atto della dismissione integrale, ovvero della perdita di controllo, del controllo congiunto o dell'influenza notevole sulla partecipata. Nei casi di dismissione parziale:

• senza perdita di controllo, la quota delle differenze di cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è attribuita al patrimonio netto di competenza delle interessenze di terzi;
• senza perdita del controllo congiunto o dell'influenza notevole, la quota delle differenze cambio afferente alla frazione di partecipazione ceduta è imputata a conto economico.

Criteri di valutazione e principi contabili

I principi contabili utilizzati, i criteri di rilevazione e di misurazione, nonché i criteri e i metodi di consolidamento adottati per la presentazione della Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata sono conformi a quelli adottati per la predisposizione del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2024, cui si rimanda per una loro più ampia trattazione.

Principi contabili, emendamenti, interpretazioni e improvements applicati dal 1° gennaio 2025

"Amendments to IAS 21: The Effects of Changes in Foreign Exchange Rates: Lack of Exchangeability"

Il 15 agosto 202 lo IAS ha pubblicato "Lack of Exchangeability" (Amendments to IAS 21) per fornire indicazioni su come determinare il tasso di cambio da utilizzare nel caso in cui non esista un tasso di cambio direttamente osservabile sul mercato, assieme alla relativa informativa da fornire in nota integrativa. Le modifiche sono efficaci per gli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2025 o successivamente. Tali modifiche non hanno tuttavia comportato un impatto materiale sul bilancio del Gruppo.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicabili successivamente alla fine dell'esercizio e non adottati in via anticipata dal Gruppo

"IFRS 18 - Presentation and Disclosure in Financial Statements"

Durante il mese di aprile 2024, lo IAS ha emesso l'IFRS 18 – Presentation and Disclosure in Financial Statements, che introduce nuovi concetti relativamente a: (i) la struttura del prospetto di conto economico; (ii) l'informativa richiesta nel bilancio per alcune misure di performance reddituale riportate al di fuori del bilancio (così come definite dal management), e (iii) principi rafforzati di aggregazione e disaggregazione che si applicano sia al bilancio che alla nota integrativa nel suo complesso. Il principio entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2027. Il Gruppo sta valutando il potenziale impatto derivante dall'adozione di questo principio.

"IFRS 19 - Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures"

Nel mese di maggio 2024, lo IAS ha emesso l'IFRS 19 - Subsidiaries without Public Accountability: Disclosures, che consente a determinate società controllate di utilizzare i principi contabili IFRS con un grado di informativa ridotta, più adatta alle esigenze dei loro stakeholders, nonché di tenere un solo insieme di registrazioni contabili che sia in grado soddisfare le esigenze della controllante e della controllata. Il principio entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2027 ed è consentita un'applicazione anticipata. Il Gruppo non si aspetta un impatto materiale derivante dall'applicazione di questo principio.

"Amendments to the Classification and Measurement of Financial Instruments (Amendments to IFRS 9 and IFRS 7)"

Nel mese di maggio 2024, lo IASB ha pubblicato Amendments to the Classification and Measurement of Financial Instruments, chiarendo che una passività finanziaria è eliminata alla "settlement date" ed introducendo la scelta di un accounting policy per l'eliminazione delle passività finanziarie, attraverso l'utilizzo di un sistema di pagamento elettronico prima della "settlement date". Altri chiarimenti riguardano la classificazione delle attività finanziarie con caratteristiche legate all'ESG, attraverso una guida aggiuntiva sulla valutazione delle caratteristiche contingenti. Chiarimenti sono state inoltre apportati ai prestiti pro-soluto e agli strumenti contrattualmente collegati. Sono state infine introdotte informazioni aggiuntive per gli strumenti finanziari con caratteristiche contingenti e strumenti rappresentativi di capitale classificati al "Fair value through OCI". Il principio entrerà in vigore a partire dal 1° gennaio 2026 ed è consentita un'applicazione anticipata. Il Gruppo sta valutando il potenziale impatto derivante dall'applicazione di queste modifiche.

"Annual Improvements to IFRS Accounting Standards – Volume 11"

Nel mese di luglio 2024, lo IASB ha pubblicato l'Annual Improvements to IFRS Accounting Standards – Volume 11, che contiene modifiche a cinque standard come risultato del progetto di miglioramento annuale dello IASB. Lo IASB utilizza infatti il processo di miglioramento annuale per apportare modifiche necessarie, ma non urgenti, ai principi contabili IFRS che non saranno incluse all'interno di un altro progetto principale. I principi modificati sono: IFRS 1 — First-time Adoption of International Financial Reporting Standards, IFRS 7 —Financial Instruments: Disclosures and its accompanying Guidance on implementing IFRS 7; IFRS 9 — Financial Instruments; IFRS 10 — Consolidated Financial Statements; e IAS 7 — Statement of Cash Flows. Le modifiche entreranno in vigore a partire dal 1° gennaio 2026 ed è consentita un'applicazione anticipata. Il Gruppo sta valutando il potenziale impatto derivante dall'adozione di queste modifiche.

"Amendments for nature-dependent electricity contracts (Amendments to IFRS 9 and IFRS 7)"

Nel mese di dicembre 2024, lo IASB ha pubblicato Amendments for nature-dependent electricity contracts, che ha modificato l'IFRS 9 - Strumenti finanziari e l'IFRS 7 - Strumenti finanziari: Informazioni integrative per aiutare le imprese a meglio rendicontare gli effetti finanziari dei contratti di energia elettrica dipendenti dalla natura, che sono spesso strutturati come accordi di acquisto di energia (PPA), alla luce del crescente utilizzo di questi contratti. Le modifiche entrano in vigore a partire dal 1° gennaio 2026 ed è consentita un'applicazione anticipata. Il Gruppo sta valutando il potenziale impatto derivante dall'adozione di queste modifiche.

Principali variazioni dell'area di consolidamento

La presente Relazione Finanziaria Semestrale Consolidata 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 delle 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 collegate sulle quali la Capogruppo un'influenza notevole.

L'area di consolidamento al 30 giugno 2025, rispetto a quella del 31 dicembre 2024, ha subito alcune modifiche a seguito delle qui riepilogate operazioni:

• con efficacia 1° gennaio 2025, la società Acea Innovation è stata fusa per incorporazione nella società Acea Energia, che ne deteneva l'intero capitale sociale;
• con efficacia 1° gennaio 2025, la società Ecogena è stata fusa per incorporazione nella società a.Cities, che ne deteneva l'intero capitale sociale;
• in data 29 aprile 2025 è stata costituita Acea Siracusa, che si occuperà della gestione del servizio idrico integrato nella provincia di Siracusa a seguito dell'aggiudicazione della gara di selezione del socio privato di Aretusacque a favore dell'RTI guidato da Acea Molise;
• in data 17 aprile 2025 è stata costituita RenewRome, incaricata della realizzazione e della gestione del termovalorizzatore di Roma sito in Santa Palomba;
• in data 25 maggio 2025 è stata costituita a.Gas, che nasce con l'obiettivo di consolidare e ampliare la crescita nel settore della distribuzione gas;
• in data 10 giugno 2025 è stata costituita Rete 2 S.r.l., che costituirà il veicolo nell'operazione di cessione della rete di alta tensione a Terna.

Prospetto di Conto Economico Consolidato

	€ migliaia	30/06/2025	Di cui parti correlate	30/06/2024 restated	Di cui parti correlate	Variazione
1	Ricavi da vendita e prestazioni	1.375.171		1.349.420		25.751
2	Altri ricavi e proventi	86.513		54.505		32.008
	Ricavi Netti Consolidati	1.461.684	75.542	1.403.925	61.725	57.759
3	Costo del lavoro	160.176		146.999		13.177
4	Costi esterni	592.875		604.304		(11.429)
	Costi Operativi Consolidati	753.051	36.589	751.303	38.827	1.749
5	Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0		0		0
6	Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	22.726		2.536		20.190
	Margine Operativo Lordo	731.359	38.953	655.158	22.898	76.200
7	Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali	38.949		32.109		6.840
8	Ammortamenti e Accantonamenti	314.847		325.388		(10.540)
	Risultato Operativo	377.562	38.953	297.662	22.898	79.901
9	Proventi finanziari	15.600	5.318	24.707	1.863	(9.107)
10	Oneri finanziari	(78.893)		(81.755)		2.862
11	Proventi/(Oneri) da partecipazioni	261		734		(473)
	Risultato ante Imposte	314.530	44.271	241.348	24.761	73.183
12	Imposte sul reddito	97.693		73.606		24.087
	Risultato netto delle attività in continuità	216.837	44.271	167.742	24.761	49.095
	Risultato netto Attività Discontinue	32.972		24.916		8.056
	Risultato netto	249.809	44.271	192.658	24.761	57.151
	Utile/(Perdita) di competenza di terzi	23.192		20.953		2.239
	Risultato netto di Competenza del gruppo	226.617		171.705		54.912
13	Utile (perdita) per azione attribuibile agli azionisti della Capogruppo
	Di base	1,06410		0,80626		0,25785
	Diluito	1,06410		0,80626		0,25785
	Utile (perdita) per azione attribuibile agli azionisti della Capogruppo al netto delle Azioni Proprie
	Di base	1,06619		0,80784		0,25835
	Diluito	1,06619		0,80784		0,25835

Prospetto di Conto Economico Consolidato Trimestrale

€ migliaia	II° Trim 2025	II° Trim 2024 restated	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni	296.500	358.959	(62.459)	(17,4%)
Altri ricavi e proventi	62.549	31.469	31.080	98,8%
Ricavi Netti Consolidati	359.049	390.427	(31.379)	(8,0%)
Costo del lavoro	82.697	57.566	25.130	43,7%
Costi Esterni	(56.689)	34.483	(91.172)	n.s.
Costi Operativi Consolidati	26.008	92.049	(66.042)	(71,7%)
Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0	0	0	n.s.
Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria	14.245	(165)	14.410	n.s.
Margine Operativo Lordo	347.286	298.213	49.073	16,5%
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali	16.750	12.385	4.364	35,2%
Ammortamenti e Accantonamenti	141.982	156.456	(14.474)	(9,3%)
Risultato Operativo	188.555	129.371	59.183	45,7%
Proventi Finanziari	7.668	13.572	(5.904)	(43,5%)
Oneri Finanziari	(38.604)	(37.592)	(1.011)	2,7%
Proventi/(Oneri) da partecipazioni	(148)	323	(472)	(145,8%)
Risultato ante Imposte	157.471	105.674	51.797	49,0%
Imposte sul reddito	47.890	31.412	16.477	52,5%
Risultato netto delle attività in continuità	109.581	74.262	35.319	47,6%
Risultato netto Attività Discontinue	32.972	24.916	8.056	32,3%
Risultato netto delle attività in continuità	142.553	99.178	43.375	43,7%
Utile/(Perdite) di competenza di terzi	13.942	10.038	3.904	38,9%
Risultato netto di Competenza del Gruppo	128.611	89.140	39.471	44,3%

Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024 restated	Variazione
Risultato netto del periodo	249.809	192.658	57.151
Utili/perdite derivanti dalla conversione dei bilanci esteri	(12.013)	1.366	(13.379)
Riserva Differenze Cambio	(42.288)	12.420	(54.707)
Riserva Fiscale per differenze di Cambio	10.149	(2.981)	13.130
Utili/perdite derivanti da differenza cambio	(32.139)	9.439	(41.577)
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	56.366	(24.312)	80.677
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	(14.416)	6.487	(20.904)
Utili/perdite derivanti dalla parte efficace sugli strumenti di copertura al netto dell'effetto fiscale	41.949	(17.824)	59.774
Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio Netto	(2.230)	3.742	(5.972)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti	1.650	(1.087)	2.737
Utili/perdite attuariali su piani pensionistici a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale	(579)	2.655	(3.234)
Totale delle componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale	(2.782)	(4.364)	1.583
Totale Utile/perdita complessivo	247.027	188.293	58.734
Risultato netto del Conto Economico Complessivo attribuibile a:
Gruppo	228.533	166.272	62.261
Terzi	18.494	22.021	(3.527)

Prospetto di Conto Economico Complessivo Consolidato Trimestrale

€ migliaia	II° Trim 2025	II° Trim 2024 restated	Variazione
Risultato netto del periodo	142.553	99.178	43.375
Utili/perdite derivanti dalla conversione dei bilanci esteri	(8.083)	(474)	(7.609)
Riserva Differenze Cambio	0	6.458	(6.458)
Riserva Fiscale per differenze di Cambio	0	(1.550)	1.550
Utili/perdite derivanti da differenza cambio	0	4.908	(4.908)
Parte efficace degli utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	1.763	(20.119)	21.881
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) sugli strumenti di copertura ("cash flow hedge")	(697)	5.530	(6.227)
Utili/perdite derivanti dalla parte efficace sugli strumenti di copertura al netto dell'effetto fiscale	1.065	(14.589)	15.654
Utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti iscritti a Patrimonio Netto	(1.412)	3.244	(4.656)
Effetto fiscale relativo agli altri utili/(perdite) attuariali su benefici a dipendenti	1.645	(942)	2.587
Utili/perdite attuariali su piani pensionistici a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale	233	2.302	(2.069)
Totale delle componenti del conto economico complessivo, al netto dell'effetto fiscale	(6.785)	(7.853)	1.068
Totale Utile/perdita complessivo	135.768	91.325	44.443
Risultato netto del Conto Economico Complessivo attribuibile a:
Gruppo	125.203	81.205	43.998
Terzi	10.565	10.120	445

Prospetto della Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata

	€ migliaia	30/06/2025	di cui con parti correlate	31/12/2024	di cui con parti correlate	Variazione
14	Immobilizzazioni materiali	3.468.516		3.363.465		105.051
15	Investimenti immobiliari	9.958		9.711		248
16	Avviamento	192.698		241.041		(48.343)
17	Concessioni e diritti sull'infrastruttura	4.176.552		3.999.275		177.276
18	Immobilizzazioni immateriali	284.396		417.231		(132.835)
19	Diritto d'uso	90.002		93.267		(3.265)
20	Partecipazioni in controllate non consolidate e collegate	508.105		488.089		20.015
21	Altre partecipazioni	2.473		7.990		(5.516)
22	Imposte differite attive	178.857		218.801		(39.944)
23	Attività finanziarie	48.191	7.082	39.553	39.553	8.637
24	Altre attività non correnti	834.358		852.079		(17.721)
	Attività non correnti	9.794.106	7.082	9.730.502	39.553	63.604
25	Rimanenze	137.516		122.556		14.961
26	Crediti Commerciali	882.397	90.872	1.027.608	55.593	(145.212)
27	Altre Attività Correnti	422.130		438.259		(16.130)
28	Attività per Imposte Correnti	58.809		9.436		49.373
29	Attività Finanziarie Correnti	162.328	146.391	186.801	89.216	(24.473)
30	Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	332.897		513.476		(180.579)
	Attività correnti	1.996.076	237.263	2.298.136	144.810	(302.060)
31	Attività non correnti destinate alla vendita	692.244		181.320		510.924
	TOTALE ATTIVITA'	12.482.427	244.345	12.209.958	184.363	272.468

	€ migliaia	30/06/2025	di cui con parti correlate	31/12/2024	di cui con parti correlate	Variazione
	Capitale sociale	1.098.899		1.098.899		0
	Riserva legale	178.410		167.986		10.425
	Altre riserve	388.092		396.666		(8.574)
	Utile (perdita) relativa a esercizi precedenti	637.486		509.935		127.552
	Utile (perdita) dell'esercizio	226.617		331.620		(105.003)
	Totale Patrimonio Netto del Gruppo	2.529.504		2.505.105		24.399
	Patrimonio Netto di Terzi	379.898		370.462		9.436
32	Totale Patrimonio Netto	2.909.402		2.875.567		33.835
33	Trattamento di fine rapporto e altri piani a benefici definiti	72.271		77.609		(5.339)
34	Fondo rischi e oneri	289.638		234.099		55.539
35	Debiti e passività finanziarie	4.976.084		4.895.268		80.816
36	Altre passività non correnti	781.209		744.195		37.014
	Passività non correnti	6.119.201		5.951.171		168.030
37	Debiti Finanziari	919.993	158.761	758.611	100.584	161.382
38	Debiti verso fornitori	1.433.300	24.099	1.872.451	19.618	(439.152)
39	Debiti Tributari	25.345		40.821		(15.476)
40	Altre passività correnti	591.534		699.576		(108.042)
	Passività correnti	2.970.171	182.860	3.371.459	120.202	(401.288)
41	Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita	483.653		11.761		471.892
	TOTALE PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO	12.482.427	182.860	12.209.958	120.202	272.468

Prospetto del Rendiconto Finanziario Consolidato

Rif. Nota	€ migliaia	30/06/2025	Parti correlate	30/06/2024 restated	Parti correlate	Variazione
	Utile prima delle imposte	314.530	0	241.348	0	73.183
8	Ammortamenti e riduzioni di valore	311.653	0	314.358	0	(2.705)
	6 - 11 Proventi/(Oneri) da partecipazioni	(22.987)	0	(3.270)	0	(19.717)
34	Variazione fondo rischi e oneri	(10.944)	0	4.012	0	(14.956)
33	Variazione netta fondo per benefici ai dipendenti	(3.205)	0	(21.168)	0	17.963
	9 - 10 Proventi/(Oneri) finanziari netti	62.106	0	55.377	0	6.729
	Cash flow da attività operativa prima delle variazioni del capitale circolante netto	651.153	0	590.657	0	60.496
26 -	Accantonamento svalutazione crediti	38.949	0	32.109	0	6.840
27 25- 26-27	Incremento/Decremento dei crediti inclusi nell'attivo circolante	(240.065)	(35.279)	(190.522)	(11.785)	(49.543)
38- 39	Incremento /Decremento dei debiti inclusi nel passivo circolante	12.585	4.481	143.153	(17.403)	(130.568)
25	Incremento/Decremento scorte	(19.592)	0	(11.025)	0	(8.567)
	Imposte corrisposte	(52.003)	0	(34.416)	0	(17.587)
	Variazione del capitale circolante	(260.126)	(30.797)	(60.701)	(29.188)	(199.425)
24 - 40	Variazione di altre attività/passività di esercizio	30.443	0	(18.799)	0	49.242
	Flusso di cassa operativo delle attività operative cessate	62.283	0	39.560	0	22.723
	Cash flow da attività operativa	483.754	(30.797)	550.717	(29.188)	(66.964)
	Investimenti in attività materiali e immateriali	(600.442)	0	(536.143)	0	(64.299)
	Investimenti in partecipazioni, imprese consolidate e rami d'azienda	(17.038)	0	(13.920)	0	(3.119)
	Incassi/pagamenti derivanti da altri investimenti finanziari	16.207	(24.703)	(84.541)	(18.368)	100.748
	Dividendi incassati	4.371	4.371	24	344	4.347
	Interessi attivi incassati	15.363	0	26.158	0	(10.795)
	Flusso di cassa per attività di investimento delle attività operative cessate	(150.558)	0	(31.374)	0	(119.184)
	TOTALE FLUSSO MONETARIO PER ATTIVITA' DI INVESTIMENTO	(732.098)	(20.333)	(639.796)	(18.024)	(92.302)
37	Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	125.000	0	435.000	0	(310.000)
37	Rimborsi di debiti finanziari	(170.135)	0	(35.751)	0	(134.384)
35	Diminuzione/Aumento di altri debiti finanziari	258.056	58.177	(23.718)	48.475	281.774
	Interessi passivi pagati	(73.836)	0	(84.282)	0	10.446
	Pagamento dividendi	(153.054)	(153.054)	(142.790)	(134.793)	(10.264)
	Flusso di cassa per attività di finanziamento delle attività operative cessate	87.723	0	(2.960)	0	90.683
	TOTALE FLUSSO MONETARIO PER ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO	73.755	(94.877)	145.500	(86.319)	(71.745)
	FLUSSO MONETARIO DEL PERIODO	(174.589)	(146.007)	56.421	(133.531)	(231.010)
	Disponibilità monetaria netta iniziale	513.476		359.379		154.097
	Disponibilità monetaria da acquisizione	1.000		0		1.000
	Disponibilità liquide finali delle attività operative cessate	(6.991)		(5.807)		(1.184)
	DISPONIBILITÀ MONETARIA NETTA FINALE	332.897	(146.007)	409.993	(133.531)	(77.097)

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto Consolidato

€ migliaia	Capitale sociale	Riserva legale	Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	Riserva fair value strumenti finanziari derivati al netto dell'effetto fiscale	Riserva differenza cambio	Altre Riserve	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale Patrimonio Netto del Gruppo	Patrimonio Netto di Terzi	Totale Patrimonio Netto
Saldi al 1° gennaio 2024	1.098.899	157.838	(16.149)	(14.307)	25.374	831.719	293.908	2.377.281	445.803	2.823.084
Utili di conto economico	0	0	0	0	0	0	171.705	171.705	20.953	192.658
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	2.473	(18.181)	10.275	0	0	(5.433)	1.068	(4.364)
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	2.473	(18.181)	10.275	0	171.705	166.272	22.021	188.293
Destinazione Risultato 2023	0	10.148	288	0	0	283.471	(293.908)	0	0	0
Distribuzione Dividendi	0	0	0	0	0	(187.042)	0	(187.042)	(5.671)	(192.713)
Variazione perimetro consolidamento	0	0	(64)	4	2	1.216	0	1.158	(1.754)	(596)
Altre Variazioni	0	0	16.759	(7)	(0)	(17.187)	0	(435)	289	(147)
Saldi al 30 giugno 2024	1.098.899	167.986	3.308	(32.492)	35.651	912.177	171.705	2.357.234	460.688	2.817.922
Utili di conto economico	0	0	0	0	0	0	159.915	159.915	19.889	179.804
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	(1.859)	(11.108)	(3.557)	0	0	(16.523)	(801)	(17.324)
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	(1.859)	(11.108)	(3.557)	0	159.915	143.392	19.089	162.481
Destinazione Risultato 2023	0	0	(288)	0	0	288	(0)	(0)	0	(0)
Distribuzione Dividendi	0	0	0	0	0	0	0	0	(6.322)	(6.322)
Variazione perimetro consolidamento	0	0	62	(624)	144	(136)	0	(553)	(103.252)	(103.805)
Altre Variazioni	0	0	288	7	(0)	4.736	0	5.032	259	5.291
Saldi al 31 dicembre 2024	1.098.899	167.986	1.512	(44.216)	32.239	917.066	331.620	2.505.105	370.462	2.875.567

€ migliaia	Capitale sociale	Riserva legale	Riserva valutazione di piani a benefici definiti per i dipendenti al netto dell'effetto fiscale	Riserva fair value strumenti finanziari derivati al netto dell'effetto fiscale	Riserva differenza cambio	Altre Riserve	Utile (perdita) dell'esercizio	Totale Patrimonio Netto del Gruppo	Patrimonio Netto di Terzi	Totale Patrimonio Netto
Saldi al 1° gennaio 2025	1.098.899	167.986	1.512	(44.216)	32.239	917.066	331.620	2.505.105	370.462	2.875.567
Utili di conto economico	0	0	0	0	0	0	226.617	226.617	23.192	249.809
Altri utili (perdite) complessivi	0	0	(530)	43.039	(40.593)	0	0	1.916	(4.698)	(2.782)
Totale utile (perdita)complessivo	0	0	(530)	43.039	(40.593)	0	226.617	228.533	18.494	247.027
Destinazione Risultato 2024	0	10.425	0	0	0	321.195	(331.620)	0	0	0
Distribuzione Dividendi	0	0	0	0	0	(201.921)	0	(201.921)	(6.895)	(208.816)
Variazione perimetro consolidamento	0	0	0	125	363	(1.208)	0	(720)	(287)	(1.007)
Altre Variazioni	0	0	(0)	(427)	696	(1.762)	0	(1.494)	(1.876)	(3.370)
Saldi al 30 giugno 2025	1.098.899	178.410	981	(1.478)	(7.295)	1.033.370	226.617	2.529.504	379.898	2.909.402

Note al Conto Economico Consolidato

In base a quanto previsto dal principio contabile internazionale IFRS 5 "Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", i dati comparativi del conto economico consolidato al 30 giugno 2024 sono stati riesposti al fine di riflettere la classificazione di Acea Energia come "attività operativa cessata" ("discontinued operation"), operata nel semestre chiuso al 0 giugno 2025.

Ricavi netti consolidati

I ricavi netti consolidati al 30 giugno 2025 ammontano ad € 1.461.684 mila (erano € 1.403.925 mila al 30 giugno 2024) e registrano un aumento di € 57.759 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio.

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni	1.375.171	1.349.420	25.751	1,9%
Altri ricavi e proventi	86.513	54.505	32.008	58,7%
Ricavi Netti Consolidati	1.461.684	1.403.925	57.759	4,1%

1. Ricavi da vendita e prestazioni - 1.375.171 mila

La voce registra complessivamente un incremento di € 25.751 mila (+ 1,9%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio che chiudeva con un ammontare pari a € 1.349.420 mila. Di seguito si riporta la composizione della voce:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica	444.961	443.336	1.625	0,4%
Ricavi da vendita gas	12.753	17.494	(4.742)	(27,1%)
Ricavi da incentivi energia elettrica	6.495	6.048	447	7,4%
Ricavi da Servizio Idrico Integrato	639.660	635.190	4.470	0,7%
Ricavi da gestioni idriche estero	47.204	45.312	1.892	4,2%
Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica	119.431	112.774	6.656	5,9%
Ricavi da prestazioni a clienti	89.903	74.571	15.332	20,6%
Contributi di allacciamento	13.345	12.470	875	7,0%
Ricavi da sviluppo sostenibile	1.420	2.225	(805)	(36,2%)
Ricavi da vendita e prestazioni	1.375.171	1.349.420	25.751	1,9%

Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica

Ammontano a € 444.961 mila e registrano un lieve incremento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. La voce può essere rappresentata come segue:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Vendita trasporto e misurazione dell'energia	430.079	424.222	5.857	1,4%
Cessione energia da Termovalorizzazione e Biogas	10.178	15.258	(5.080)	(33,3%)
Cogenerazione	4.704	3.856	848	22,0%
Ricavi da vendita e prestazioni di energia elettrica	444.961	443.336	1.625	0,4%

La voce vendita trasporto e misurazione dell'energia comprende in prevalenza i ricavi derivanti dalle attività di trasporto di areti (€ 324.761 mila), ricavi da vendita di energia prodotta dall'idroelettrico e teleriscaldamento di Acea Produzione (€ 27.818 mila) e i ricavi dell'attività di Energy Management (€ 62. 14 mila) per la vendita di energia a soggetti terzi in prevalenza a GME (Gestore dei Mercati Energetici). La variazione rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio deriva dall'effetto contrapposto dovuto all'incremento registrato da areti per il servizio di trasporto (+ € 19.07 mila) originato sia dall'effetto di maggiori tariffe obbligatorie 2025 rispetto a quelle pubblicate per l'anno 2024 che dall'incremento dell'energia distribuita ai clienti finali pari allo 0,5 ; compensa tale effetto la riduzione dei ricavi derivanti dall'attività di Energy Management (- € 16.047 milia).

Ricavi da vendita gas

Ammontano a € 12.75 mila e registrano una variazione in diminuzione di € 4.742 mila rispetto al 30 giugno 2024. Tali ricavi fanno riferimento alle attività di Energy Management non oggetto di cessione nell'ambito della prospettata operazione di vendita della partecipazione in Acea Energia.

Ricavi da incentivi energia elettrica

Ammontano a € 6.495 mila e registrano una crescita di € 447 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Gli incentivi del periodo riguardano Acea Produzione per € 5.190 mila e Acea Ambiente per € 1. 05 mila.

Ricavi da Servizio Idrico Integrato

Come anticipato nell'apposito paragrafo della Relazione sulla gestione a cui si rimanda per maggiori e più dettagliate spiegazioni, sono prodotti quasi esclusivamente dalle società che gestiscono il servizio nel Lazio, Campania. Tali proventi ammontano complessivamente a € 639.660 mila e risultano in aumento di € 4.470 mila (+ 0,7%) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (erano € 635.190 mila);sulla variazione incide l'effetto del deconsolidamento di Acquedotto del Fiora, consolidata ad equity a partire da ottobre 2024 (- € 59.780 mila). La variazione della voce, al netto di quest'ultimo effetto, deriva in prevalenza per effetto dei maggiori investimenti e dell'aumento dei ricavi tariffari, oltre che per la stima dei conguagli per partite passanti (energia elettrica, acqua all'ingrosso, ecc.). Si rappresenta di seguito la composizione della voce:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi da vendite Acqua	351.155	333.761	17.395	5,2%
Ricavi da vendite depurazione Acque	157.021	160.323	(3.302)	(2,1%)
Ricavi da vendite Fognatura	54.850	63.404	(8.553)	(13,5%)
Altri ricavi da VRG	76.634	77.703	(1.069)	(1,4%)
Ricavi da Servizio Idrico Integrato	639.660	635.190	4.470	0,7%

La quantificazione dei ricavi derivanti dalla gestione del servizio idrico integrato è conseguenza dell'applicazione del metodo tariffario idrico relativo al quarto periodo regolatorio (MTI-4), così come approvato dall'Autorità (ARERA) con delibera 639/2023/R/idr di dicembre 2023 e tenuto conto delle approvazioni delle predisposizioni tariffarie 2024-2029 intervenute. Per maggiori informazioni si rinvia a quanto rappresentato nell'apposito paragrafo sull'informativa ai servizi in concessione.

Ricavi da gestioni idriche all'estero

Ammontano a € 47.204 mila e presentano una variazione in aumento di € 1.892 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (€ 45.312 mila al 30 giugno 2024) come conseguenza dei maggiori volumi fatturati nonché dell'incremento tariffario dovuto all'inflazione.

Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica

Ammontano a € 119.431 mila e risultano in aumento di € 6.656 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Di seguito la rappresentazione della voce:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ricavi da smaltimento e trasporto rifiuti	14.710	13.962	748	5,4%
Ricavi da spazzamento e raccolta	15.732	14.787	945	6,4%
Ricavi da selezione e trattamento	15.636	25.109	(9.473)	(37,7%)
Ricavi da gestione e trasporto discarica	16.592	9.358	7.234	77,3%
Ricavi da recupero fanghi	5.031	4.080	951	23,3%
Ricavi per conferimento biomasse	51.730	45.478	6.252	13,7%
Ricavi da conferimento rifiuti e gestione discarica	119.431	112.774	6.656	5,9%

La variazione sopra riportata risente in particolare del fermo dell'impianto di Terni nei primi cinque mesi del 2024 (+ 9 kton) e dei maggiori conferimenti effettuati nel primo semestre 2025 nella discarica del Cirsu (+ 34 kton) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, in parte compensati dai minori conferimenti in Ecologica (- 6 kton), Orvieto (-11 kton) e Deco TMB (- 3 kton).

Ricavi da prestazioni a clienti

Ammontano a € 89.903 mila (€ 74.571 mila al 30 giugno 2024) e si incrementano di € 15.332 mila. La voce può essere rappresentata come segue:

€migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Illuminazione Pubblica Roma	20.292	17.473	2.819	16,1%
Lavori a terzi	36.698	31.735	4.963	15,6%
Prestazioni infragruppo verso collegate	19.484	15.667	3.818	24,4%
Fotovoltaico	480	257	223	86,8%
Ricavi GIP	3.119	3.151	(32)	(1,0%)
Variazione delle rimanenze	9.829	6.287	3.542	56,3%
Ricavi da prestazioni a clienti	89.903	74.571	15.332	20,6%

L'aumento deriva in prevalenza dalla variazione registrata i) sui lavori in corso su ordinazione relativi a progetti di energy efficiency (+ € 2.490 mila); ii) maggiori ricavi per ricavi da prestazioni per utenti e lavori per conto terzi (+ € 4.963 mila) in prevalenza legate ai lavori svolti da areti e TWS; iii) dai maggiori ricavi per prestazioni infragruppo verso società collegate (+ € 3.818 mila) influenzati in prevalenza

dal consolidamento ad equity di Rivieracqua (+ €1.493 mila) e dal consolidamento ad equity di Acquedotto del Fiora a partire da ottobre 2024 (+ € 1.628 mila); iv) dai maggiori ricavi realizzati in relazione al contratto di illuminazione pubblica di Roma (+ € 2.040 mila) a seguito delle attività svolte nel corso del primo semestre 2025.

Contributi di allacciamento

Ammontano a € 13.345 mila e risultano in aumento (+ € 875 mila) rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio, come di seguito rappresentato.

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Contributi di allaccio Idrico	2.257	2.113	144	6,8%
Contributi di allaccio mercato elettrico	10.219	9.333	886	9,5%
Ricavi accessori	793	906	(113)	(12,5%)
Margine Componente CTS	76	118	(42)	(35,7%)
Contributi di allacciamento	13.345	12.470	875	7,0%

Ricavi da sviluppo sostenibile

Ammontano a € 1.420 mila e risultano in diminuzione di € 805 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio. Tali ricavi sono afferenti ai corrispettivi derivanti dalla gestione degli interventi di efficienza energetica in fase di conclusione.

2. Altri ricavi e proventi – € 86.513 mila

Tale voce registra un incremento di € 32.008 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (€ 54.505 mila al 30 giugno 2024); gli effetti del deconsolidamento di Acquedotto del Fiora incidono sulla variazione per € 2.458 mila. Nella tabella seguente viene fornita la composizione della voce:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Contributi da Enti per TEE	3.398	4.767	(1.370)	(28,7%)
Sopravvenienze attive	13.941	7.755	6.186	79,8%
Altri Ricavi	30.590	11.746	18.844	160,4%
Rimborsi per danni, penalità, rivalse	1.448	2.443	(995)	(40,7%)
Conto Energia	1.198	1.248	(49)	(4,0%)
Contributi Regionali	20.451	11.065	9.386	84,8%
Personale distaccato	969	1.063	(94)	(8,8%)
Proventi Immobiliari	840	1.063	(223)	(20,9%)
Margine IFRIC 12	12.474	11.897	578	4,9%
Ricavi per distacchi e riallacci	1.204	1.459	(255)	(17,5%)
Altri ricavi e proventi	86.513	54.505	32.008	58,7%

La variazione in aumento è riconducibile in prevalenza ai seguenti effetti contrapposti:

• maggiori ricavi per sopravvenienze attive (+ € 6.186 mila), in gran parte derivanti da insussistenze attive di Acea Ato 5 (+ € 3.480 mila) dovute a: i) riconoscimento del debito del canone concessorio 2006-2011 a seguito del tavolo conciliativo con l'EGATO 5, in misura pari a € 2. 77 mila; ii) riconoscimento dei conguagli tariffari del periodo 2006-2011 attualizzati "a moneta 201 " e di fatto fatturati invece nel triennio 2014-2017, in misura pari a € 1.0 9 mila.;
• maggiori altri ricavi (+ € 18.844 mila), in gran parte riferibili all'applicazione del meccanismo incentivante della regolazione della Qualità Tecnica del servizio idrico integrato per le annualità 2022-2023 (Delibera 277/2025), che ha visto riconoscere alla società un premio complessivamente pari a € 22.385 mila. Compensa tale incremento il minor ricavo legato ad Acea Ambiente (- € 2.727 mila) per l'iscrizione del provento nel 2024 in relazione all'accordo transattivo sottoscritto tra Acea Ambiente, Dema, Evolvo e Sviluppo;
• maggiori ricavi per contributi riferibili in prevalenza a Gori (+ € 4.471 milioni) in gran parte inerenti al contributo REACT-EU dell'Unione Europea riconosciuto nel 2025 a fronte di investimenti già realizzati nei precedenti esercizi e ad areti (+ € 5.950 mila) per maggiori rilasci di contributi in c/capitale in relazione ai contributi ricevuti per il D.L. 50/2022 (c.d. "Decreto aiuti") e per i progetti rientranti nel PNRR;
• minori contributi da Enti per titoli da efficienza energetica "TEE" (- € 1. 70 mila) imputabili principalmente ad areti.

Costi operativi consolidati

Al 30 giugno 2025 i costi operativi ammontano a € 753.051 mila (erano € 751.303 mila al 30 giugno 2024) e registrano un aumento di € 1.749 mila (+ 0,2% rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio); di seguito la composizione della voce:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro	160.176	146.999	13.177	9,0%
Costi esterni	592.875	604.304	(11.429)	(1,9%)
Costi Operativi Consolidati	753.051	751.303	1.749	0,2%

3. Costo del lavoro – € 160.176 mila

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Costo del lavoro al lordo dei costi capitalizzati	270.248	247.357	22.890	9,3%
Costi capitalizzati	(110.071)	(100.359)	(9.713)	9,7%
Costo del lavoro	160.176	146.999	13.177	9,0%

Il costo del lavoro, presenta una variazione in aumento rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio per € 1 .177 mila (+ 9,0%); la voce al netto degli effetti conseguenti il deconsolidamento di Acquedotto del Fiora, consolidata secondo il metodo del patrimonio netto da ottobre 2024, presenta un incremento paria ad € 21.984 mila influenzato principalmente dall'incremento delle componenti retributive, a seguito dell'adeguamento dei contratti collettivi nazionali, e da una diversa composizione dell'organico, parzialmente compensata dai maggiori costi capitalizzati nel primo semestre 2025.

Nei prospetti che seguono è evidenziata la consistenza media nonché quella effettiva dei dipendenti per Area Industriale, confrontata con quella del medesimo periodo del precedente esercizio.

Consistenza finale del periodo	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ambiente	755	786	(31)	(3,9%)
Energy Management	22	24	(2)	(8,3%)
Acqua (Estero)	1.400	991	409	41,3%
Acqua	3.665	4.008	(343)	(8,6%)
Reti e Illuminazione Pubblica	1.220	1.242	(22)	(1,8%)
Produzione	93	88	5	5,7%
Engineering & Infrastructure Projects	504	465	39	8,4%
Corporate	806	784	22	2,8%
Totale	8.465	8.388	77	0,9%
Consistenza media del periodo	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ambiente	758	799	(40)	(5,0%)
Energy Management	22	25	(3)	(12,0%)
Acqua (Estero)	1.464	1.614	(150)	(9,3%)
Acqua	3.647	4.017	(370)	(9,2%)
Reti e Illuminazione Pubblica	1.227	1.253	(25)	(2,0%)
Produzione	91	89	2	2,4%
Engineering & Infrastructure Projects	485	468	18	3,8%
Corporate	810	779	32	4,1%

4. Costi esterni – € 592.875 mila.

Tale voce presenta una riduzione complessiva di € 11.429 mila (- 1,9% rispetto al 30 giugno 2024) che risente in primo luogo degli effetti del deconsolidamento e riconsolidamento secondo il metodo del patrimonio netto di Acquedotto del Fiora (- € 15,2 milioni); al netto di tale effetto, la voce regista una variazione in aumento (+ € ,9 milioni). Di seguito viene fornita una tabella riepilogativa delle principali voci di costo ricomprese all'interno dei costi esterni:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Energia, gas, combustibili	211.448	225.747	(14.299)	(6,3%)
Materie	54.985	47.152	7.833	16,6%
Servizi e appalti	239.392	244.566	(5.174)	(2,1%)
Canoni di concessione	33.458	34.528	(1.070)	(3,1%)
Godimento beni di terzi	24.161	23.850	311	1,3%
Oneri diversi di gestione	29.430	28.461	969	3,4%
Costi esterni	592.875	604.304	(11.429)	(1,9%)

Energia, gas e combustibili

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Acquisto e trasporto energia elettrica e gas	208.311	221.008	(12.697)	(5,7%)
Certificati bianchi	533	343	191	55,7%
Certificati verdi e diritti CO2	2.604	4.397	(1.792)	(40,8%)
Energia, gas, combustibili	211.448	225.747	(14.299)	(6,3%)

La riduzione della voce è dovuta a una flessione dei costi per acquisto rinvenenti dalle attività di Energy Management (- € 16.768 mila) tale flessione in linea con quanto registrato sui ricavi.

Materie

I costi per materie ammontano a € 54.985 mila e rappresentano i consumi di materiali al netto dei costi destinati ad investimento come illustrato dalla tabella che segue:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Acquisti di materiali	114.269	93.557	20.712	22,1%
Variazione delle rimanenze	(9.584)	(4.277)	(5.307)	124,1%
Costi capitalizzati	(49.699)	(42.128)	(7.571)	18,0%
Materie	54.985	47.152	7.833	16,6%

La voce registra un incremento influenzato in gran parte dalle maggiori rimanenze di Simam (+ € 4.771 mila) legate all'incremento delle attività.

Servizi ed Appalti

Ammontano a € 239.392 mila e risultano in diminuzione per € 5.174 mila (erano € 244.566 mila al 30 giugno 2024). Tale voce può essere rappresentata come segue:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Prestazioni tecniche e amministrative (comprese consulenze e collaborazioni)	30.005	29.844	161	0,5%
Lavori eseguiti in appalto	51.839	48.895	2.944	6,0%
Smaltimento e trasporto fanghi, scorie, ceneri e rifiuti	47.827	56.191	(8.364)	(14,9%)
Altri servizi	26.405	25.362	1.044	4,1%
Servizi al personale	9.663	10.430	(767)	(7,4%)
Spese assicurative	7.981	7.777	204	2,6%
Consumi elettrici, idrici e gas	32.792	31.268	1.524	4,9%
Sottendimento energia	4.916	4.924	(8)	(0,2%)
Servizi infragruppo verso collegate	3.000	5.847	(2.848)	(48,7%)
Spese telefoniche e trasmissione dati	2.707	3.074	(367)	(11,9%)
Spese postali	1.361	1.655	(294)	(17,8%)
Canoni di manutenzione	3.210	3.664	(454)	(12,4%)
Spese di pulizia, trasporto e facchinaggio	3.799	3.655	144	3,9%
Spese pubblicitarie e sponsorizzazioni	3.397	2.302	1.094	47,5%
Organi sociali	2.336	2.496	(160)	(6,4%)
Rilevazione indici di lettura	2.851	2.605	246	9,4%
Spese bancarie	1.853	1.667	185	11,1%
Spese di viaggio e trasferta	1.153	978	176	18,0%

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Personale distaccato	2.258	1.897	361	19,0%
Spese tipografiche	40	34	7	19,3%
Servizi e appalti	239.392	244.566	(5.174)	(2,1%)

La variazione in riduzione è influenzata dal deconsolidamento di Acquedotto del Fiora (- € 10.572 mila), al netto di tale effetto la voce presenta un incremento pari ad € 5. 98 mila dovuto ai seguenti effetti contrapposti:

• maggiori costi per lavori eseguiti in appalto (+ € 7.794 mila), in gran parte riferibili a SIMAM (+ € 2.478 mila) e Acea Infrastructure (+ € 2.164 mila) in conseguenza dell'aumento delle attività;
• minori costi per smaltimento e trasporto fanghi, scorie, ceneri e rifiuti (- € 7.152 mila), correlato principalmente alle minori quantità smaltite e al decremento delle tariffe;

maggiori costi per gestione rifornimento idrico legato all'utilizzo di autobotti (+ € 1.557 mila);

maggiori spese della Capogruppo in relazione a spese pubblicitarie (+ € 1.255 mila) e spese tecniche (+ 1.582 mila).

La voce altri servizi comprende i costi sostenuti dal Gruppo non ricompresi nelle altre voci di dettaglio, come ad esempio costi commerciali, lavoro interinale, analisi laboratorio, stampa bollette e spese per recupero crediti.

Canoni di concessione

L'importo complessivo di € 33.458 mila risulta in lieve diminuzione rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio ed 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:

30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
1.494	1.424	71	5,0%
47	47	(0)	(0,1%)
27.384	26.529	855	3,2%
1.865	1.295	570	44,0%
170	175	(5)	(2,9%)
1.330	1.387	(57)	(4,1%)
0	2.413	(2.413)	(100,0%)
1.162	1.232	(70)	(5,7%)
6	26	(70)	(5,7%)
33.458	34.528	(1.070)	(3,1%)

Per le altre informazioni in merito alle concessioni si rinvia a quanto illustrato nell'apposito paragrafo denominato "Informativa sui servizi in concessione".

Godimento di beni di terzi

La voce ammonta a € 24.161 mila e risulta in aumento di € 311 mila rispetto al medesimo periodo del precedente esercizio (erano € 23.850 mila al 30 giugno 2024); l'incremento è in gran parte riferibile ai maggiori costi per licenze d'uso software applicativo della Capogruppo. Tale voce contiene, in linea con quanto previsto dall'IFRS16, i costi relativi ai leasing a breve termine e i leasing di modesto valore.

Oneri diversi di gestione

Ammontano a € 29.430 mila al 30 giugno 2025 e si incrementano di € 969 mila. La tabella che segue espone tale voce per natura:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Imposte e tasse	8.161	8.730	(568)	(6,5%)
Risarcimento danni ed esborsi per vertenze giudiziarie	2.552	3.475	(923)	(26,6%)
Contributi erogati e quote associative	2.260	1.562	698	44,7%
Perdite su crediti	500	500	(0)	0,0%
Spese generali	7.096	8.743	(1.647)	(18,8%)
Sopravvenienze passive	8.861	5.452	3.409	62,5%
Oneri diversi di gestione	29.430	28.461	969	3,4%

La variazione in aumento deriva in gran parte dall'iscrizione di sopravvenienze passive, relative in prevalenza ad Acea Ato 2 (+ € 975 mila) per la chiusura di stanziamenti relativi a fatture da emettere di anni precedenti ed ASM Terni (+ € 1. 99 mila); tale effetto risulta in parte compensato da una riduzione delle spese generali (- € 1.647 mila), principalmente riferibile ad Acea Ato 2 (- € 837 mila), per effetto della sottoscrizione delle convenzioni per la gestione del servizio idrico integrato. Tale effetto risulta più che compensato.

5. Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity - € 0 mila

Al 30 giugno 2025 il Gruppo non ha derivati sottoscritti a copertura delle operazioni di trading.

6. Proventi/(Oneri) da partecipazioni di natura non finanziaria - € 22.726 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 strategiche. Di seguito è riportato il dettaglio della sua composizione:

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
MOL	90.482	74.260	16.222	21,8%
Ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti	(55.099)	(61.953)	6.854	(11,1%)
Proventi/(Oneri) da partecipazioni	0	444	(444)	(100,0%)
Gestione Finanziaria	(3.976)	(5.253)	1.277	(24,3%)
Imposte	(8.681)	(4.962)	(3.719)	74,9%
Proventi da partecipazioni di natura non finanziaria	22.726	2.536	20.190	n.s.

Il Margine Operativo Lordo di tali società risulta in aumento di € 16.222 mila, mentre il provento da partecipazione risulta in aumento di € 20.190 mila, per effetto combinato dei maggiori proventi derivanti dalle società del settore fotovoltaico (+ € 5.337 mila) dovuto alle maggiori quantità anche dovuti all'incremento degli impianti in esercizio e alle società del settore idrico (+ € 14.699 mila) che risentono i) del consolidamento ad equity di Rivieracqua e di Acquedotto del Fiora (+ € 4,0 milioni complessivi) ii) dagli effetti relativi alla svalutazione dei progetti non realizzati delle società DropMI e Aqua Iot (+ € 5,5 milioni) nel semestre 2024; dei migliori risultati conseguiti da Publiacqua (+ € ,4 milioni) in prevalenza legati ai minori ammortamenti registrati rispetto al precedente semestre e Umbra Acque (+ € 2, milioni) prevalentemente conseguenza dei maggiori ricavi legati al nuovo piano tariffario MTI-4 e per la rilevazione dei ricavi afferenti l'effetto positivo delle premialità connesse all'applicazione del meccanismo incentivante della regolazione della Qualità Tecnica e Contrattuale del servizio idrico integrato per le annualità 2022-2023 (Delibera 277/2025).

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Gruppo Powertis	(24)	(10)	(14)	134,5%
Gruppo Acea Sun Capital	2.940	(1.994)	4.934	n.s.
Umbria Distribuzione Gas	0	(417)	417	(100,0%)
DropMI	(82)	(5.533)	5.451	(98,5%)
Energia	282	79	203	n.s.
Acque	3.614	5.111	(1.497)	(29,3%)
Intesa Aretina	(36)	728	(764)	(104,9%)
Geal	691	113	578	n.s.
Nuove Acque	1.263	39	1.224	n.s.
Publiacqua	5.520	2.168	3.351	154,6%
Umbra Acque	3.973	1.695	2.277	134,3%
Ingegnerie Toscane	697	556	141	25,3%
RenewRome	(90)	0	(90)	n.s.
Rivieracqua	1.067	0	1.067	n.s.
Agile Academy	(19)	0	(19)	n.s.
Acquedotto del Fiora	2.930	0	2.930	n.s.
Totale	22.726	2.536	20.190	n.s.

7. Svalutazioni (riprese di valore) nette dei crediti commerciali - € 38.949 mila

Tale voce registra un incremento rispetto al precedente esercizio pari ad € 6.840 mila, con incidenza sostanzialmente stabile rispetto ai ricavi (2,66% vs 2,27%). Questo risultato è principalmente attribuibile ad un aumento della copertura dello stock di crediti idrici, in linea con l'andamento del relativo ageing, e alla maggiore copertura di alcune partite straordinarie, che ne hanno influenzato la dinamica.

8. Ammortamenti e accantonamenti – € 314.847 mila

Rispetto al 30 giugno 2024 si evidenzia una diminuzione di € 10.540 mila come di seguito illustrato.

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ammortamenti e perdite di valore	311.653	314.358	(2.705)	(0,9%)
Accantonamenti	3.195	11.029	(7.835)	(71,0%)
Ammortamenti e Accantonamenti	314.847	325.388	(10.540)	(3,2%)

Ammortamenti e perdite di valore

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Ammortamenti materiali	94.437	93.717	719	0,8%
Ammortamenti immateriali	216.366	220.605	(4.239)	(1,9%)
Perdite di valore	850	36	814	n.s.
Ammortamenti e perdite di valore	311.653	314.358	(2.705)	(0,9%)

La variazione in diminuzione della voce pari ad € 2.705 mila è legata in prevalenza alla naturale crescita degli ammortamenti sui business regolati, in prevalenza dell'area "Acqua" (+ € 14.045 mila), seppur compensata dagli effetti del deconsolidamento e riconsolidamento tramite metodo del patrimonio netto di Acquedotto del Fiora (- € 19.811 mila), e "Reti & Illuminazione Pubblica" (+ € 2.406 mila), come conseguenza dei maggiori investimenti e dell'entrata in esercizio di cespiti in corso. Contribuiscono alla variazione della voce anche l'incremento subito dalle perdite di valore (+ € 814 mila), in larga parte riconducibili ad Acea Ato 5 (+ 695 mila) a seguito della svalutazione effettuata con riferimento alle immobilizzazioni in corso.

Accantonamenti

Gli accantonamenti, al netto dei rilasci, ammontano ad € 3.195 mila e sono così distinti per natura:

	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Acc.to Rischi Legale	939	1.434	(495)	(34,5%)
Acc.to Rischi regolatori	2.650	1.357	1.293	95,2%
Acc.to Rischi contributivi	173	221	(48)	(21,8%)
Acc.to Appalti e Forniture	1.400	407	993	n.s.
Acc.to Franchigie Assicurative	742	972	(229)	(23,6%)
Acc.to Altri rischi ed oneri	5.817	2.811	3.005	106,9%
Accantonamenti fondi rischi	11.721	7.202	4.519	62,7%
Acc.to Esodo e mobilità	1.400	13	1.387	n.s.
Acc.to Oneri verso Altri	262	6.283	(6.021)	(95,8%)
Accantonamenti fondi oneri	1.662	6.296	(4.634)	(73,6%)
Totale Accantonamenti	13.383	13.498	(115)	(0,9%)
Rilasci fondi rischi, Rilasci fondi oneri	(10.188)	(2.468)	(7.720)	n.s.
Totale	3.195	11.029	(7.835)	(71,0%)

Sulla variazione incide il deconsolidamento di Acquedotto del Fiora per € 1.148 mila; per maggiori dettagli si rinvia alla nota 34 "Fondo rischi e oneri".

9. Proventi finanziari - € 15.600 mila

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Interessi su crediti finanziari	187	144	43	29,9%
Interessi attivi bancari	781	1.267	(486)	(38,4%)
Interessi su crediti verso clienti	8.334	10.981	(2.648)	(24,1%)
Interessi su crediti diversi	1.320	7.425	(6.104)	(82,2%)
Proventi finanziari da attualizzazione	221	61	159	n.s.
Proventi da valutazione di derivati al fair value hedge	8	19	(10)	(54,6%)
Altri proventi	4.749	4.810	(62)	(1,3%)
Proventi finanziari	15.600	24.707	(9.107)	(36,9%)

I proventi finanziari, pari a € 15.600 mila, registrano una diminuzione di € 9.107 mila rispetto medesimo periodo del precedente esercizio. Tale variazione deriva i) dai minori interessi su crediti diversi (- € 6.104 mila), in gran parte legati alla Capogruppo come conseguenza della riduzione della consistenza dei depositi a breve; ii) dai minori interessi attivi verso clienti per € 2.648 mila conseguenza del decremento dei tassi di mercato.

10. Oneri finanziari - € 78.893 mila

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Oneri (Proventi) su Interest Rate Swap	785	1.825	(1.040)	(57,0%)
Interessi su prestiti obbligazionari	31.474	40.342	(8.868)	(22,0%)
Interessi su indebitamento a medio - lungo termine	25.681	21.378	4.303	20,1%
Interessi su indebitamento a breve termine	4.780	5.173	(392)	(7,6%)
Interessi moratori e dilatori	5.259	1.821	3.438	188,8%
Interest cost al netto degli utili e perdite attuariali	1.187	1.671	(484)	(29,0%)
Commissioni su crediti ceduti	3.938	5.689	(1.751)	(30,8%)
Oneri da attualizzazione	805	687	118	17,2%
Oneri finanziari IFRS16	1.832	1.731	101	5,8%
Altri oneri finanziari	1.676	1.674	2	0,1%
Interessi verso utenti	243	307	(64)	(21,0%)
(Utili)/perdite su cambi	1.234	(543)	1.776	n.s.
Oneri finanziari	78.893	81.755	(2.862)	(3,5%)

Gli oneri finanziari, pari a € 78.89 mila, risultano in diminuzione per € 2.862 mila per l'effetto combinato della diminuzione dei tassi di interesse, parzialmente compensato dall'aumento del debito medio del periodo. In particolare, il decremento degli oneri finanziari risente dall'effetto combinato i) dei minori interessi su prestiti obbligazionari (- € 8.868 mila) a causa del rimborso del prestito obbligazionario rimborsato a luglio 2024 dalla Capogruppo e dei minori interessi sul Private Placement (AFLAC) rimborsato a marzo 2025; ii) delle minori commissioni su crediti ceduti (- € 1.751 mila) dovute alle minori cessioni di credito effettuate rispetto al precedente esercizio da areti; compensati in parte iii) dai maggiori interessi sull'indebitamento a medio-lungo termine (+ € 4. 0 mila), dovuti al tiraggio di nuovi finanziamenti; iv) dai maggiori oneri finanziari di Acea ATO5 (+ € 3.742 mila) in relazione agli effetti relativi alle partite verso l'EGATO 5 oggetto dell'Atto di Conciliazione approvato in data 15 aprile 2025, in particolare per il riconoscimento in via conciliativa degli interessi moratori dovuti da Acea ATO5 in relazione al ritardato pagamento del debito concessorio 2006-2011 (€ 3.162 mila) e per il riconoscimento degli interessi moratori per tardato pagamento dei canoni di concessione (€ 651 mila). Il costo globale medio "all in" del debito del Gruppo ACEA si è attestato al 2,07% contro il 2,17% del medesimo periodo del precedente esercizio.

11. Oneri e Proventi da Partecipazioni - € 261 mila

€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	Variazione	Variazione %
Proventi da partecipazioni in società collegate	761	969	(208)	(21,4%)
(Oneri) da partecipazioni in società collegate	(500)	(235)	(265)	112,9%
Proventi/(Oneri) da partecipazioni	261	734	(473)	(64,4%)

I proventi da partecipazione si riferiscono al consolidamento, secondo il metodo del patrimonio netto, di alcune società del Gruppo.

12. Imposte sul reddito - € 97.69 mila

La stima del carico fiscale del periodo è pari a € 97.69 mila contro € 73.606 mila del medesimo periodo del precedente esercizio. Le imposte si compongono come segue:

• Imposte correnti: € 102.832 mila (€ 86.596 mila al 30 giugno 2024);
• Imposte differite/(anticipate) nette: € 5.139 mila (- €12.990 mila al 30 giugno 2024).

L'incremento in valore assoluto delle imposte registrato nel periodo deriva principalmente dall'incremento del maggior utile ante imposte che, a parità di variazioni in aumento e in diminuzione degli imponibili fiscali, si riflette un proporzionale aumento impositivo.

€ migliaia	30/06/2025		30/06/2024
	Imposta	Incidenza	Imposta	Incidenza
Risultato ante imposte consolidato	314.530	%	241.348	%
IRES teorica calcolata con l'aliquota della Capogruppo	75.487	24,0%	57.924	24,0%
Riconciliazione con risultato ante imposte imponibile ai fini IRES	95.466	30,4%	69.867	28,9%
Effetto fiscale IRES delle differenze permanenti in aumento	6.952	2,2%	9.574	4,0%
Effetto fiscale IRES delle differenze permanenti in diminuzione	(99.824)	(31,7%)	(71.732)	(29,7%)
Effetto fiscale IRES delle differenze temporanee in aumento	32.827	10,4%	14.121	5,9%
Effetto fiscale IRES delle differenze temporanee in diminuzione	(35.926)	(11,4%)	(16.102)	(6,7%)
IRES di competenza	74.982	23,8%	63.652	26,4%
di cui relativa a società in consolidato fiscale	62.398	19,8%	54.527	22,6%
di cui relativa a società non in consolidato fiscale	12.583	4,0%	9.124	3,8%
IRAP di competenza	22.304	7,1%	18.076	7,5%
Imposte società estere	4.038	1,3%	4.712	2,0%
Sopravvenienze imposte di esercizi precedenti	1.509	0,5%	156	0,1%
Imposte anticipate/differite nette	(5.139)	(1,6%)	(12.990)	(5,4%)
Imposte totali di competenza dell'esercizio	97.693	31,1%	73.606	30,5%

Il tax rate dell'esercizio si attesta al 31,06 % (era il 30,50% al 30 giugno 2024).

Il d.lgs. 27 dicembre 202 , n. 209, recante "Attuazione della riforma fiscale in materia di fiscalità internazionale", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 01 del 28 dicembre 202 , recepisce nell'ordinamento italiano la Direttiva UE n. 2022/252 del Consiglio del 15 dicembre 2022, intesa a garantire un livello di imposizione fiscale minimo globale (c.d. Global Minimum Tax) per i gruppi multinazionali di imprese e i gruppi nazionali su larga scala nell'Unione, sulla base delle Global anti-base erosion rules (GloBE rules) elaborate in ambito OCSE (c.d. Pillar II).

La nuova disciplina sul c.d. Pillar II trova applicazione dagli esercizi che decorrono a partire dal 31 dicembre 2023 (cfr. art. 60 del d.lgs. n. 209/2023). Pertanto, per il Gruppo la normativa in esame si applica a partire dal 1° gennaio 2024.

Come noto, il Pillar 2 prevede, nell'ambito di un gruppo multinazionale, per le società del gruppo con livello di tassazione effettiva inferiore al 15%, un sistema di tassazione compensativo in capo alla controllante (c.d. Income Inclusion Rule o IIR). Ciò nella misura necessaria a raggiungere la già menzionata soglia del 15%.

Per tutte le giurisdizioni in cui Gruppo è presente, è stata valutata positivamente la possibilità di ricorrere ai regimi semplificati di cui all'art. 9 del d.lgs. n. 209/202 (cc.dd. "transitional safe harbours" nella definizione della Direttiva UE n. 2022/2523). Si ricorda che, ove applicabili, i regimi semplificati prevedono che nessuna imposta integrativa sia dovuta da un gruppo in un determinato Stato ove sia superato positivamente almeno uno dei tre test (test de minimis, test del tax rate effettivo semplificato o test degli utili ordinari) previsti dalla Direttiva UE n. 2022/2523.

In particolare, i regimi semplificati sono stati applicati sui dati complessivi del Gruppo rilevati per ciascun singolo Stato in cui tale gruppo opera, secondo la modalità di esposizione dei dati prevista anche dal Country-by-Country Report. L'utilizzo dei dati aggregati riflette l'approccio "top-down" alla base delle regole Pillar 2, che vede come punto focale per le attività di calcolo del livello di imposizione effettiva l'entità capogruppo di più alto livello (c.d. Ultimate Parent Entity).

13. 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 al 30 giugno 2025. 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 2025 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 è indicato nella seguente tabella:

	30/06/2025	30/06/2024	Variazione
Utile di periodo di Gruppo (€/000)	226.617	171.705	54.912
Utile di periodo di Gruppo di spettanza delle azioni ordinarie (€/000) (A)	226.617	171.705	54.912
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie ai fini del calcolo dell'utile per azione
di base (B)	212.548	212.548	0
di base (C)	212.548	212.548	0
Utile per azione (in €)
di base (A/B)	1,06619	0,80784	0,25835
diluito (A/C)	1,06619	0,80784	0,25835

Di seguito si riporta la riconciliazione tra l'utile attribuibile agli azionisti ordinari e il risultato per azione base e diluito per le operazioni continuative e cessate:

	30/06/2025	30/06/2024	Variazione
Risultato netto delle attività in continuità (A)	216.837	167.742	49.095
Risultato netto Attività Discontinue (B)	32.972	24.916	8.056
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie ai fini del calcolo dell'utile per azione
di base (C)	212.548	212.548	0
di base (D)	212.548	212.548	0
Utile per azione (in €)
di base sulle attività continuative (A/C)	1,02018	0,78920	0,23099
diluito sulle attività continuative (A/D)	1,02018	0,78920	0,23099
di base sulle attività discontinued (B/C)	0,15513	0,11722	0,03790
diluito sulle attività discontinued (B/D)	0,15513	0,11722	0,03790

Note alla Situazione Patrimoniale e Finanziaria Consolidata

ATTIVITA'

Al 30 giugno 2025 ammontano a € 12.482.427 mila (erano € 12.209.958 mila al 1 dicembre 2024) e registrano un aumento di € 272.468 mila pari al + 2,2% rispetto all'anno precedente, di seguito la composizione:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Attività non correnti	9.794.106	9.730.502	63.604	0,7%
Attività correnti	1.996.076	2.298.136	(302.060)	(13,1%)
Attività non correnti destinate alla vendita	692.244	181.320	510.924	n.s.
Totale Attività	12.482.427	12.209.958	272.468	2,2%

ATTIVITA' NON CORRENTI - € 9.794.106 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Immobilizzazioni materiali	3.468.516	3.363.465	105.051	3,1%
Investimenti immobiliari	9.958	9.711	248	2,6%
Avviamento	192.698	241.041	(48.343)	(20,1%)
Concessioni e diritti sull'infrastruttura	4.176.552	3.999.275	177.276	4,4%
Immobilizzazioni immateriali	284.396	417.231	(132.835)	(31,8%)
Diritto d'uso	90.002	93.267	(3.265)	(3,5%)
Partecipazioni in controllate non consolidate e collegate	508.105	488.089	20.015	4,1%
Altre partecipazioni	2.473	7.990	(5.516)	(69,0%)
Imposte differite attive	178.857	218.801	(39.944)	(18,3%)
Attività finanziarie	48.191	39.553	8.637	21,8%
Altre attività non correnti	834.358	852.079	(17.721)	(2,1%)
Attività non correnti	9.794.106	9.730.502	63.604	0,7%

14. Immobilizzazioni materiali - € 3.468.516 mila

L'incidenza delle infrastrutture utilizzate per la distribuzione e generazione di energia elettrica è pari al 79,4 delle immobilizzazioni materiali ed ammonta ad € 2.754.958 mila.

La parte residua si riferisce:

• agli impianti appartenenti alle società dell'Area Ambiente per € 9 .0 4 mila,
• alle infrastrutture relative alla Capogruppo per € 92.252 mila,
• alle infrastrutture relative all'Area Acqua per € 174.912 mila,
• alle infrastrutture relative all'Area Aqua (Estero) per € 0.8 7 mila,
• agli impianti afferenti all'Area Engineering & Infrastructure Projects per € 11. 1 mila.

€ migliaia	Terreni e Fabbricati	Impianti e Macchinari	Attrezzature Industriali	Altri Beni	Immobilizzazioni in Corso	Beni Gratuitamente Devolvibili	Totale
Costo Storico iniziale	689.882	3.966.573	1.271.907	225.252	144.221	18.438	6.316.273
Attività Destinate alla Vendita	0	(3.323)	(42)	(3.667)	(1.796)	0	(8.828)
Investimenti / Acquisizioni	7.887	105.037	58.042	8.229	26.225	1.001	206.421
Dismissioni / Alienazioni	(28)	(1.182)	(621)	(5.250)	(462)	0	(7.543)
Svalutazioni/Riduzioni di valore	0	0	0	0	(669)	0	(669)
Variazione area di consolidamento	0	0	0	0	0	0	0
Altri movimenti	3.480	(1.499)	811	(227)	(11.888)	(92)	(9.414)
Costo Storico Finale	701.221	4.065.607	1.330.097	224.337	155.631	19.347	6.496.240
Fondo amm.to iniziale	(223.364)	(2.084.495)	(468.153)	(168.571)	0	(8.225)	(2.952.808)

€ migliaia	Terreni e Fabbricati	Impianti e Macchinari	Attrezzature Industriali	Altri Beni	Immobilizzazioni in Corso	Beni Gratuitamente Devolvibili	Totale
Ammortamenti, Svalutazioni/Riduzioni di valore	(7.946)	(53.802)	(25.229)	(7.505)	0	71	(94.411)
Attività Destinate alla Vendita	0	2.856	2	2.985	0	0	5.843
Investimenti / Acquisizioni	0	0	0	0	0	0	0
Dismissioni / Alienazioni	1	26	356	5.017	0	0	5.399
Variazione area di consolidamento	0	0	0	0	0	0	0
Altri movimenti	(1.376)	7.203	(7)	2.434	0	(0)	8.254
Fondo amm.to finale	(232.685)	(2.128.212)	(493.032)	(165.640)	0	(8.154)	(3.027.724)
Valore netto contabile	468.535	1.937.394	837.066	58.696	155.631	11.193	3.468.516

Gli investimenti ammontano a € 206.421 mila e si riferiscono in prevalenza a quelli sostenuti da:

• areti per € 165.070 mila in relazione agli interventi di rinnovamento, potenziamento e digitalizzazione della rete; smartizzazione della rete attraverso la sostituzione massiva dei gruppi di misura 2G, interventi su cabine primarie secondarie, concentratori, gruppi di misura e apparati di telecontrollo.
• Acea Ambiente per € 8.511 mila per gli investimenti relativi al revamping della linea fumi di Terni e per gli interventi sulla IV linea San Vittore, nella filiera del Recycling e del TMB-Discarica;
• Acea Produzione per € 4.940 mila prevalentemente per i lavori di riqualificazione e manutenzione degli impianti idroelettrici, per l'estensione ed il risanamento della rete del teleriscaldamento, per i lavori sulla centrale di Tor di Valle e per la manutenzione e i lavori della centrale Montemartini;
• Acea Solar per € 5.895 mila per la costruzione di impianti fotovoltaici sia su suoli agricoli che su suoli industriali;
• Acea per € 2.088 mila principalmente per gli interventi di manutenzione straordinaria sulle sedi adibite alle attività aziendali oltre agli investimenti relativi agli hardware necessari ai progetti di sviluppo tecnologico per il miglioramento e l'evoluzione della rete informatica, agli arredi e macchine d'ufficio e agli investimenti inerenti agli apparati di Telecontrollo della rete di Illuminazione Pubblica di Roma;
• ASM Terni per € 4.017 mila principalmente per gli interventi di manutenzione e ammodernamento della rete elettrica;
• Aguas De San Pedro per € 2.898 mila per manutenzioni e nuove realizzazioni in relazione alla gestione del servizio idrico integrato della città di San Pedro Sula, in Honduras.

Si precisa che la voce in oggetto risente della riclassifica ai sensi dell'IFRS 5 in particolare per gli asset oggetto di discontinued operation in relazione alla prospettata cessione di Acea Energia (per maggiori dettagli si veda il paragrafo relativo all' applicazione del principio IFRS 5).

15. Investimenti immobiliari - € 9.958 mila

Sono costituiti principalmente da terreni e fabbricati non strumentali alla produzione e detenuti per la locazione. L'incremento rispetto alla fine dello scorso esercizio pari ad € 248 mila deriva da investimenti sull'immobile aziendale, che sarà destinato a Circolo Sportivo.

16. Avviamento - € 192.698 mila

Al 30 giugno 2025 la voce ammonta ad € 192.698 mila e presenta variazione in diminuzione rispetto alla chiusura del 31 dicembre 2024 per € 48. 4 mila riferibile in prevalenza alla riclassifica per l'applicazione dell'IFRS 5 sulla prospettata cessione della partecipazione detenuta in Acea Energia. Per maggiori dettagli si rinvia alla sezione dedicata "Applicazione del principio IFRS5".

€ migliaia	31/12/2024	Delta Cambio	Variazione Perimetro	Svalutazioni	Altre Variazioni	30/06/2025
Ambiente	66.594	0	0	0	0	66.594
Commerciale e Trading*	47.716	0	0	0	(47.716)	0
Generazione	91.618	0	0	0	0	91.618
Idrico e Gas	14.346	0	0	0	(241)	14.105
Estero	5.170	(387)	0	0	0	4.783
Ingegneria e servizi	15.597	0	0	0	0	15.597
Avviamento	241.041	(387)	0	0	(47.956)	192.698

* i valori di avviamento relativi all'ex area commerciale e trading sono stati riclassificati in quanto afferenti alle discontinued operation.

Così come disposto dai principi di riferimento e dalle regolamentazioni in materia, nonché come previsto dalla procedura del Gruppo approvata nel febbraio 2021 in relazione all'impairment test degli asset, l'impresa deve valutare a ogni data di riferimento del bilancio

(reporting date) se esiste qualche "indicazione" che evidenzi se un'attività possa aver subito una perdita di valore. Se esiste un qualsiasi segnale di ciò, l'impresa deve stimare il valore recuperabile dell'attività.

Indipendentemente dall'esistenza o meno di tale indicazione, un'impresa deve comunque:

calcolare almeno annualmente il valore recuperabile di un'attività immateriale con vita utile indefinita o di un'attività immateriale non ancora pronta per l'utilizzo (in qualsiasi momento dell'anno purché sempre alla stessa data);

verificare almeno annualmente l'avviamento acquisito a seguito di una business combination.

La verifica annuale dell'avviamento viene svolta in occasione della chiusura dell'esercizio fiscale, qualora non si presentino indicazioni di perdita di valore antecedenti a tale data.

Dalle analisi svolte con riferimento alle CGU consolidate, sono emersi indicatori di impairment relativamente ad Acea Ambiente, Ferrocart, Tecnoservizi, Deco, Meg, Serplast, Demap, Cavallari, Ecologica Sangro, ASM Terni, Acea Ato5, Consorcio Agua Azul e Acea Produzione. Per tali CGU è stato quindi effettuato il test di impairment dal quale non sono emerse perdite durevoli di valore significative per il bilancio consolidato del Gruppo. Infine, come già sviluppato lo scorso anno in occasione della relazione finanziaria semestrale consolidata 2024, Acea ha sviluppato e applicato un modello econometrico per la stima della relazione esistente tra le principali grandezze economico-finanziarie di interesse delle diverse società e impianti di Acea, e in particolare i margini e le principali variabili macroeconomiche (es. prezzi dell'energia elettrica, prezzi del gas, temperature medie, precipitazioni medie, etc.), nonché analisi di Montecarlo utile a comprendere le relazioni tra le singole variabili chiave e a supportare la definizione dei possibili scenari alternativi ed in generale il livello di volatilità delle previsioni. Inoltre, al fine di analizzare i possibili impatti sul business di Acea in differenti condizioni macroeconomiche, è stata sviluppata un'analisi multi-scenario per le società Demap, ASM Terni, Acea Ato5 e Acea Produzione da cui emergono possibili perdite di valore solo in alcuni scenari che da un punto di vista statistico non risultano «more likely than not».

17. Concessioni e diritti sull'infrastruttura - € 4.176.552 mila

Tale voce si riferisce prevalentemente alle Gestioni Idriche ed include sostanzialmente:

• i valori delle concessioni ricevute dai Comuni (€ 65.668 mila);
• l'ammontare complessivo dell'insieme delle infrastrutture materiali e immateriali in dotazione per la gestione dei servizi idrici e distribuzione gas (€ 3.939 mila), in conformità all'IFRIC12.

Le concessioni si riferiscono per € 59.707 mila al dritto di concessione trentennale da parte di Roma Capitale sui beni costituiti da impianti idrici e di depurazione e al diritto derivante dal subentro nella gestione del S.I.I nel territorio del Comune di Formello. L'ammortamento avviene in base alla durata della Convenzione di Gestione e le vite utili sono riviste periodicamente al fine di allineare i valori alla Regulated Asset Base (RAB) di fine concessione.

Gli investimenti del periodo relativi ai Diritti sull'Infrastruttura sono pari ad €370.502 mila e si riferiscono principalmente ad:

• ACEA Ato2 per € 259.165 mila per gli interventi di ammodernamento, ampliamento e bonifica delle condotte idriche e fognarie dei vari comuni, alla manutenzione straordinaria dei centri idrici e degli impianti di depurazione ed agli interventi volti alla riduzione delle perdite idriche;
• ACEA Ato5 per € 27.013 mila per lavori di sostituzione, manutenzione e ampliamento delle condotte idriche, fognarie e degli impianti di depurazione;
• GORI per € 68.019 mila, per la sostituzione delle condotte idriche nonché per la manutenzione straordinaria delle opere per il servizio idrico e fognario;
• SII per € 13.294 mila principalmente per l'ammodernamento e il potenziamento delle infrastrutture, nonché per il riordino e miglioramento del sistema di raccolta e trattamento dei reflui.

18. Immobilizzazioni immateriali - € 284.396

La voce presenta un valore netto contabile al 30 giugno 2025 pari ad € 284.396 mila e può essere rappresentata come segue:

€ migliaia	Diritti di brevetto	Altre immobilizzazioni immateriali	Contract Cost	Immobilizzazioni in corso e acconti	Totale
Valore netto iniziale	203.414	108.739	80.446	24.633	417.231
Ammortamenti e Riduzioni di valore	(30.810)	(8.022)	0	0	(38.832)
Attività Destinate alla Vendita	(36.318)	(511)	(107.512)	(37.914)	(182.256)
Investimenti / Acquisizioni	17.593	1.732	27.067	44.415	90.807
Dismissioni / Alienazioni	(75)	(37)	0	(110)	(221)
Variazione area di consolidamento	0	0	0	0	0
Altri movimenti	9.936	(850)	0	(11.419)	(2.333)
Valore netto finale	163.740	101.051	(0)	19.605	284.396

La voce registra una diminuzione di € 132.835 come effetto contrapposto dell'incremento derivante dagli investimenti sostenuti nel periodo (€ 90.807 mila) al netto degli ammortamenti e riduzioni di valore (€ 64.796 mila, interamente riferiti ad ammortamenti) e della riclassifica ai sensi dell'IFRS5 della "discontinued operation" legata alla prospettata cessione Acea Energia.

Gli investimenti del periodo sono principalmente riconducibili:

ad areti per € 14.226 mila per gli oneri sostenuti per il progetto di reingegnerizzazione dei sistemi informativi e commerciali della distribuzione e per l'armonizzazione dei sistemi a supporto dell'attività di misura;

• ad Acea Energia per € 66.491 mila si riferiscono i) al costo di acquisizione di nuovi clienti ai sensi dell'IFRS15 (€ 26.589 mila), ii) alla miglior stima dei costi che saranno sostenuti per l'acquisizione "esclusiva" della customer list dei clienti gestiti ad oggi in partnership con un altro operatore (€ 36.000 mila), iii) e alle migliorie apportate sui sistemi di fatturazione, credito e di supporto decisionale agli sviluppi e agli interventi evolutivi legati alle integrazioni tra sistemi della piattaforma del CRM;
• alla Capogruppo per € 4.968 mila per l'acquisto e l'implementazione di software a supporto delle attività di sviluppo dei sistemi di gestione delle piattaforme informatiche, di sicurezza aziendale e di gestione amministrativa.

19. Diritto d'uso - € 90.002 mila

In tale voce sono ricompresi i diritti d'uso sui beni altrui rilevati come attività in leasing e ammortizzati lungo la durata dei contratti, in linea con quanto previsto dallo standard internazionale IFRS16. Alla data del 30 giugno 2025 il valore netto contabile di tali attività è pari ad € 90.002 mila e la natura di tali attività può essere rappresentata come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Terreni e fabbricati	69.595	72.311	(2.716)	(3,8%)
Autovetture e autoveicoli	8.707	9.061	(354)	(3,9%)
Macchinari e attrezzature	9.962	10.014	(52)	(0,5%)
Cabine di distribuzione	1.324	1.448	(125)	(8,6%)
Altro	415	432	(17)	(4,0%)
Totale	90.002	93.267	(3.265)	(3,50%)

Si espone di seguito il valore contabile delle attività consistenti nel diritto di utilizzo al 30 giugno 2025 per ogni classe di attività sottostante con la relativa movimentazione del periodo:

€ migliaia	Terreni e fabbricati	Autovetture e autoveicoli	Macchinari e attrezzature	Cabine di distribuzione	Altro	Totale
Saldi di apertura	72.311	9.061	10.014	1.448	432	93.267
Acquisizioni	0	0	0	0	0	0
Nuovi contratti	4.101	2.779	877	0	0	7.758
Remeasurement	(587)	(298)	0	(1)	0	(886)
Riclassifica IFRS 5	(912)	(382)	0	0	0	(1.295)
Ammortamento	(5.318)	(2.453)	(930)	(123)	(17)	(8.841)
Totale	69.595	8.707	9.962	1.324	415	90.002

La variazione in diminuzione di € .265 mila deriva dagli effetti contrapposti legati ai rinnovi contrattuali o alla stipula di nuovi contratti compensati dagli ammortamenti di periodo.

Per quanto attiene le opzioni di proroga o risoluzione si fa presente che per le attività regolate, in relazione ai contratti funzionali alle attività in concessione, il termine di rinnovi contrattuali stimato risulta l'anno di fine della concessione stessa. Non sono, inoltre, presenti garanzie su valore residuo, pagamenti variabili e leasing non ancora sottoscritti, di importo significativo, per i quali il Gruppo si è impegnato.

Infine, si fa presente che i costi relativi ai leasing di breve periodo e alle attività di modesto valore sono rilevati, in linea con quanto richiesto dall'IFRS16 e in continuità con i precedenti esercizi, nella voce di conto economico "godimento beni di terzi".

20. Partecipazioni in controllate non consolidate e collegate - € 508.105 mila

€ migliaia	31/12/2024	Variazione area di consolidamen to	Plus/Minus da valutazione a PN	Increment/De cremento per dividendi	OCI	IFRS5	Altre Variazioni /Riclassifiche	30/06/2025
Acque	135.460	0	3.614	(604)	57	0	90	138.616
GEAL	10.044	0	691	(554)	(4)	0	0	10.177
Nuove acque e Intesa Areatina	12.847	0	1.228	(323)	(18)	0	0	13.734
Publiacqua	126.227	0	5.520	(842)	(3)	0	(765)	130.136
Umbra Acque	34.174	0	3.973	84	(95)	0	0	38.135
Ingegnerie Toscane	10.295	0	697	(1.642)	(4)	0	0	9.346
Energia	18.307	0	282	(999)	0	0	998	18.588
Picena Ambiente	1.821	0	0	0	0	0	0	1.821

€ migliaia	31/12/2024	Variazione area di consolidamen to	Plus/Minus da valutazione a PN	Increment/De cremento per dividendi	OCI	IFRS5	Altre Variazioni /Riclassifiche	30/06/2025
Acea Sun Capital	10.409	0	3.758	0	0	(10.625)	0	3.542
Gruppo Marmaria	13.203	0	(24)	0	0	0	139	13.318
Aguazul Bogotà	797	0	(72)	0	(57)	0	0	667
Rivieracqua	32.557	0	1.067	0	0	0	0	33.625
Acquedotto del Fiora	80.139	0	2.930	0	0	0	0	83.069
RenewRome	0	11.796	(90)	0	0	0	0	11.706
Altre partecipazioni	1.811	0	(19)	0	0	0	(166)	1.626
Totale Partecipazioni	488.089	11.796	23.554	(4.881)	(124)	(10.625)	296	508.105

Le variazioni intervenute rispetto ai valori chiusi al 31 dicembre 2024 risentono in particolare della variazione di perimetro per effetto del consolidamento ad equity della partecipazione in RenewRome (+€ 11.796 mila). Le restanti variazione riguardano le valutazioni di periodo (+ € 23.554 mila) iscritte nella voce "Proventi/Oneri da partecipazioni di natura non finanziaria" e in via residuale dalla voce "Oneri/Proventi da partecipazione", dalla distribuzione dei dividendi (- € 4.881 mila) e dalla variazione delle riserve di "other comprensive income" (- € 124 mila). La voce risente inoltre delle riclassifica del 30% della partecipazione posseduta in Acea Sun Capital in base a quanto previsto dall'IFRS5 (- € 10.625 mila), si rinvia al paragrafo "Applicazione del principio IFRS5" per maggiori dettagli circa l'operazione in corso.

Attività non correnti	Attività correnti	Passività non correnti	Passività correnti	Ricavi	Valutazione società a patrimonio netto	Posizione Finanziaria Netta
288.612	36.183	(140.381)	(46.647)	(43.921)	(3.614)	(101.751)
14.981	341	0	(12)	0	36	315
37	323	(539)	(556)	0	0	162
128.962	24.301	(47.477)	(39.062)	(26.487)	(2.930)	(22.670)
18.553	5.260	(6.864)	(6.335)	(6.837)	(691)	223
647	8.042	(328)	(2.699)	(4.365)	(697)	1.016
3.188	1.076	0	(263)	0	24	23
41	34	0	(33)	(0)	19	34
20.339	8.310	(7.501)	(5.296)	(6.422)	(1.263)	(1.769)
98.030	22.359	(63.003)	(10.949)	(6.454)	(2.940)	(40.709)
11.465	2.651	(5)	(3.104)	(1.035)	(282)	1.776
231.905	53.563	(57.190)	(95.654)	(59.912)	(5.520)	(27.700)
20.646	11.800	0	(20.734)	0	90	11.746
39.717	36.395	(26.706)	(26.370)	(12.522)	(1.067)	(6.213)
7.890	5.178	(3.359)	(8.208)	0	0	946
104.780	17.686	(56.793)	(28.632)	(22.565)	(3.973)	(30.281)

€ migliaia 31/12/2024 (valori proquota)	Attività non correnti	Attività correnti	Passività non correnti	Passività correnti	Ricavi	Valutazione società a patrimonio netto	Posizione Finanziaria Netta
Acque	283.561	39.412	(142.120)	(46.261)	(87.960)	(8.371)	(99.709)
Acquedotto del Fiora	125.069	24.704	(48.440)	(32.534)	(14.416)	(890)	(21.501)
Intesa Aretina	14.244	287	0	(101)	0	53	171
DropMI	0	249	(419)	(857)	(0)	5.573	(201)
Ecomed	37	323	(539)	(556)	0	0	162
Geal	17.275	5.430	(6.676)	(5.549)	(12.920)	(774)	209
Ingegnerie Toscane	675	9.110	(349)	(2.966)	(9.310)	(1.670)	1.207
GruppoPowertis	3.021	1.033	0	(169)	0	32	31
Nuove Acque	19.432	7.260	(7.474)	(4.288)	(10.452)	(925)	(1.569)
Gruppo Acea Sun Capital	109.489	21.511	(66.012)	(10.758)	(12.521)	(444)	(41.921)
Publiacqua	221.048	59.566	(61.488)	(91.364)	(115.477)	(3.737)	(25.764)
Umbria Distribuzione Gas	7.890	5.178	(3.359)	(8.208)	0	417	946
Umbra Acque	97.887	19.887	(54.906)	(29.879)	(43.972)	(4.951)	(27.072)

21. Altre partecipazioni - € 2.473 mila

Ammontano ad € 2.47 mila (erano € 7.990 mila al 31 dicembre 2024) e sono composte da investimenti in titoli azionari che non costituiscono controllo, collegamento o controllo congiunto. La variazione in riduzione è dovuta alla riclassifica della partecipazione detenuta in Bonifiche Ferraresi nella voce "Attività finanziarie non correnti" in applicazione dell'IFRS 9 – Strumenti finanziari. Tale riclassifica si è resa necessaria in quanto la partecipazione i) rappresenta uno strumento di capitale quotato in mercati regolamentati; ii) non conferisce controllo né influenza notevole ai sensi degli IAS/IFRS, e iii) è detenuta con finalità strategiche di lungo periodo, non di negoziazione. In base a quanto previsto dal principio IFRS 9, la partecipazione è stata classificata nella categoria Fair Value Through Other Comprehensive Income (FVOCI). Di conseguenza, la partecipazione è iscritta al fair value determinato sulla base delle quotazioni di mercato alla data di riferimento del bilancio, con imputazione delle relative variazioni al patrimonio netto.

22. Imposte differite attive - € 178.857 mila

Le imposte differite attive, al netto del fondo imposte differite, al 0 giugno 2025 ammontano ad € 178.857 mila (€ 218.801 mila al 31 dicembre 2024). Le imposte differite attive si compongono in via principale delle seguenti fattispecie: i) € 43.019 mila si riferiscono ai fondi rischi aventi rilevanza fiscale (€ 48.479 mila al 31 dicembre 2024); ii) € 25.670 mila sono relativi alla svalutazione dei crediti (€ 60.689 mila al 31 dicembre 2024) iii) € 109.102 mila si riferiscono agli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali e immateriali (€ 154.560 mila al 31 dicembre 2024); iv) € 7.575 mila sono relativi ai piani a benefici definiti e a contribuzione definita (€ 7.482 mila al 31 dicembre 2024).

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 € 5.491 mila e gli accantonamenti per € 5.0 6 mila

La tabella che segue dettaglia i movimenti intervenuti nella voce in commento:

	31/12/2024			Movimentazioni				30/06/2025
€ migliaia	Saldo	Decrementi discounted operation	Rettifiche/Riclas sifiche	Movimentazioni a Patrimonio Netto	Utilizzi	Accantonamenti IRES/IRAP	Effetto a conto economico	Saldo
Imposte anticipate
Perdite fiscali	6 7	0	0	0	0	0	0	6 7
Compensi membri CdA	158	0	0	0	0	0	0	158
Fondi per rischi ed oneri	48.479	(3.529)	0	0	(4.692)	2.762	(1.930)	43.019
Svalutazione crediti e partecipazioni	60.689	(21.407)	2.508	8 1	(21.417)	5.216	(16.201)	25.670
Ammortamenti	154.560	(9.590)	(30.851)	1.218	(11.134)	4.900	(6.233)	109.102
Piani a benefici definiti e a contribuzione definita	7.482	(318)	143	151	(183)	301	118	7.575
Tax asset	6.800	0	0	0	0	0	0	6.800
Fair value commodities e altri strumenti finanziari	14.411	0	4.301	0	0	0	0	18.712
Altre	43.197	(1.959)	17.503	(11.853)	(588)	29.519	28.930	75.819
Totale	335.842	(36.804)	(6.397)	(10.403)	(38.014)	42.698	4.684	286.921
Imposte differite
Ammortamenti	46.806	0	0	0	(1.431)	2.465	1.034	47.840
Piani a benefici definiti e a contribuzione definita	22.832	(75)	0	1 2	0	(4)	(4)	22.766
Fair value commodities e altri strumenti finanziari	10.715	(1.245)	0	0	0		0	9.471
Altre	36.687	(1.218)	(8.396)	2.399	(4.060)	2.575	(1.486)	27.987
Totale	117.041	(2.537)	(8.396)	2.412	(5.491)	5.036	(455)	108.064
Netto	218.801	(34.266)	1.999	(12.815)	(32.523)	37.662	5.139	178.857

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 stanziate.

23. Attività finanziarie non correnti - € 48.191 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Attività Finanziarie in Titoli Azionari a lungo	11.159	0	11.159	n.s.
Crediti verso collegate per finanziamenti	7.574	7.605	(31)	(0,4%)
Crediti verso altri diversi	26.550	28.250	(1.700)	(6,0%)
Crediti per derivati attivi valutati al fair value	2.908	3.699	(790)	(21,4%)
Altre attività	48.191	39.553	8.637	21,8%

Ammontano a € 48.191 mila (€ 39.553 mila al 31 dicembre 2024) e registrano un incremento pari ad € 8.637 mila in prevalenza imputabile alla riclassifica dei titoli azionari detenuti in Bonifiche Ferraresi (€ 11.159 mila), si rinvia alla nota 21 per ulteriori informazioni. Il saldo della voce comprende inoltre € 15.969 mila di Ecologica Sangro in relazione a polizze vita e un fondo di investimento ed € 7.57 mila per la quota a lungo del finanziamento erogato da Acea Molise alla società collegata Rivieracqua. Completano il saldo i crediti per fair value sui derivati attivi di copertura (€ 2.908 mila) in relazione ai finanziamenti bancari, in prevalenza in relazione a Gori (€ 2.255 mila) e Servizio Idrico Integrato (€ 615 mila).

24. Altre attività non correnti - € 834.358 mila

Le altre attività non correnti al 30 giugno 2025 risultano composte come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti diversi	71.194	136.557	(65.363)	(47,9%)
Crediti per anticipi e depositi	1.446	1.396	50	3,6%
Crediti a lungo termine per conguagli tariffari	601.783	581.324	20.459	3,5%
Crediti a lungo termine per Regulatory Lag	158.170	123.059	35.110	28,5%
Ratei/Risconti Attivi	1.766	9.743	(7.976)	(81,9%)
Altre attività non correnti	834.358	852.079	(17.721)	(2,1%)

La voce al netto delle riclassifiche operate in relazione alle discontinued operation (- € 24.078 mila), si decrementa per € 6.358 mila. Tale variazione è dovuta: i) ai maggiori crediti per Regulatory Lag (+ € 5.110 mila); ii) ai maggiori crediti a lungo per conguagli tariffari (+ € 19.791 mila); iii) alla variazione della quota a lungo dei crediti d'imposta maturati a seguito di lavori di efficienza energetica (- € 49.491 mila).

ATTIVITA' CORRENTI - € 1.996.076 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Rimanenze	137.516	122.556	14.961	12,2%
Crediti Commerciali	882.397	1.027.608	(145.212)	(14,1%)
Altre Attività Correnti	422.130	438.259	(16.130)	(3,7%)
Attività per Imposte Correnti	58.809	9.436	49.373	n.s.
Attività Finanziarie Correnti	162.328	186.801	(24.473)	(13,1%)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	332.897	513.476	(180.579)	(35,2%)
Attività correnti	1.996.076	2.298.136	(302.060)	(13,1%)

25. Rimanenze – € 1 7.516 mila

La voce rimanenze ammonta ad € 1 7.516 mila (€ 122.556 mila al 1 dicembre 2024) e presenta un incremento pari ad € 14.961 mila, che deriva in prevalenza dalla variazione in aumento delle rimanenze di SIMAM (+ € 9.903 mila), in relazione ai lavori in corso su commesse per la realizzazione di impianti e di areti (+ € 8.239 mila) in relazione ai lavori in corso sulle reti.

26. Crediti commerciali – € 882. 97 mila

Ammontano a € 882.397 mila e registrano una diminuzione di € 145.212 mila rispetto al 31 dicembre 2024 che chiudeva con un ammontare di € 1.027.608 mila. Di seguito il dettaglio della voce:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti verso Clienti	809.551	975.223	(165.673)	(17,0%)
Crediti verso Controllante	19.000	22.195	(3.195)	(14,4%)
Crediti verso controllate congiuntamente e collegate	53.846	30.190	23.656	78,4%
Crediti Commerciali	882.397	1.027.608	(145.212)	(14,1%)

Crediti verso clienti

Ammontano ad € 809.551 mila in diminuzione di € 165.673 mila rispetto al 31 dicembre 2024 e si possono rappresentare come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti verso utenti per fatture emesse	359.362	294.025	65.337	22,2%
Crediti verso utenti per fatture da emettere	312.873	478.162	(165.289)	(34,6%)
Crediti verso clienti non utenti per fatture emesse	89.104	162.089	(72.985)	(45,0%)
Crediti verso clienti non utenti per fatture da emettere	48.151	40.887	7.264	17,8%
Altri crediti e attività correnti	59	59	0	0,0%
Crediti verso Clienti	809.551	975.223	(165.673)	(17,0%)

I crediti sono esposti al netto del fondo svalutazione crediti che al 30 giugno 2025 ammonta ad € € 533.929 mila e si decrementa di € 92.025 mila rispetto all'esercizio precedente. La variazione in riduzione dello stock dei crediti rispetto al 31 dicembre 2024 è imputabile in gran parte alla riclassifica IFRS 5 per la prospettata cessione di Acea Energia (- € 204.62 mila).

Crediti verso controllante Roma Capitale

In merito ai rapporti con Roma Capitale al 30 giugno 2025 il saldo netto risulta a debito per il Gruppo per € 14.679 mila (al 31 dicembre 2024 il saldo risultava a credito per € 22.295 mila).

Per quanto riguarda i crediti, commerciali e finanziari, si rileva un incremento complessivo rispetto al precedente esercizio di € 19.739 mila dovuto alla maturazione del periodo ed agli incassi/pagamenti intercorsi nel periodo.

Di seguito si elencano le principali variazioni dell'esercizio:

• maturazione dei crediti di Acea Ato2 per somministrazione di acqua per € 26.468 mila;
• maturazione dei crediti riferiti al servizio di Illuminazione Pubblica per € 19.464 mila;
• incasso di crediti per utenza di Acea Ato2 per € 28.153 mila.

Per quanto riguarda i debiti si registra un incremento di € 56.714 mila rispetto al precedente esercizio, di seguito si riportano le principali variazioni:

• maggiori debiti per l'iscrizione dei dividendi azionari di ACEA maturati per l'anno 2024 per € 103.181 mila;
• pagamento di dividendi azionari di Acea maturati per l'anno 2024 per € 51.590 mila corrispondenti al 50 del debito complessivo sopra riportato;
• maggiori debiti per l'iscrizione dei dividendi azionari di Acea Ato2 maturati per l'anno 2024 per € 3.047 mila;
• maggiori debiti per l'iscrizione del canone di concessione di Acea Ato2 del 2025 per € 13.169 mila;
• pagamento del canone di concessione del 2024 di Acea Ato2 per € 9.892 mila.

Si informa, inoltre, che nel corso del periodo sono stati pagati debiti ricorrenti iscritti nel 2025 da parte di areti per licenze di cavi stradali per complessivi € 13.264 mila.

Si ricorda che nell'ambito delle attività necessarie al primo consolidamento del Gruppo Acea nel ilancio 2018 di Roma Capitale, è stato avviato un tavolo di confronto al fine di riconciliare le partite creditorie e debitorie verso Roma Capitale. Le società del Gruppo principalmente interessate sono Acea e Acea Ato2. A valle di diversi incontri e corrispondenze, in data 22 febbraio 2019 il Dipartimento Tecnico del Comune (SIMU), incaricato della gestione dei contratti verso il Gruppo Acea, ha comunicato diverse contestazioni relative alle forniture sia di lavori sia di servizi per il periodo 2008-2018. Tali contestazioni sono state integralmente respinte dal Gruppo. Al fine di trovare una compiuta risoluzione delle divergenze, nel corso del 2019 è stato istituito un apposito Comitato Tecnico paritetico con il Gruppo Acea. A valle di numerosi incontri, in data 18 ottobre 2019, il Comitato Tecnico paritetico ha redatto un verbale di chiusura lavori dando evidenza delle risultanze emerse e proponendo un favorevole riavvio dell'ordinaria esecuzione dei reciproci obblighi intercorrenti tra il Gruppo Acea e Roma Capitale. Le parti, come primo adempimento successivo la chiusura dei lavori, si sono attivate nel dare esecuzione alle risultanze emerse dal tavolo di conciliazione ricominciando l'attività di reciproca liquidazione delle rispettive partite creditorie e debitorie.

Per il contratto di Illuminazione Pubblica, a fine 2020 si è palesata una posizione della AGCM circa la legittimità del contratto in essere tuttora fonte di verifiche, lavori e approfondimenti congiunti. Da tale provvedimento sono emerse, tra l'altro, verifiche anche in ordine alla congruità dei prezzi applicati. A febbraio 2021, a valle dei citati riscontri e lavori, Roma Capitale si è espressa nei termini di assoluta congruità e convenienza delle condizioni economiche in essere rispetto a parametri CONSIP. Pertanto, anche nel corso del 2021, nelle more della conclusione e definizione di tali aspetti, Acea ha regolarmente continuato a svolgere il servizio di Illuminazione Pubblica. Il servizio è stato quindi fatturato e in parte anche già pagato da Roma Capitale come si evince dai dati sotto riportati:

• nell'anno 2020 sono stati chiusi complessivamente nel Gruppo € 33.327 mila di crediti riferiti al verbale sopra citato;
• nel corso del 2021 è stato istituito un nuovo Tavolo Tecnico per l'Illuminazione Pubblica composto da Acea e Roma Capitale con l'intento di proseguire nella risoluzione di tematiche ostative alla liquidazione dei crediti. In esito a tali lavori Roma Capitale ha liquidato ad Acea crediti relativi all'Illuminazione Pubblica per € 75.206 mila tramite compensazioni;
• nel corso del 2022 è proseguita di fatto l'attività di riconciliazione con Roma Capitale che ha consentito la prosecuzione delle liquidazioni dei crediti di Acea sempre tramite compensazioni per complessivi € 56.516 mila di cui € 27.631 mila relativi a competenze di esercizi precedenti.

Si informa che in data 11 agosto 2022, la Giunta Capitolina con deliberazione n. 12 intitolata "Servizio di illuminazione pubblica ed artistica monumentale sull'intero territorio comunale - Concessionario: Acea SpA - Ricognizione del perimetro della situazione debitoria ed avvio delle procedure conseguenti" ha effettuato la ricognizione del perimetro di debito dell'Amministrazione nei confronti di Acea/areti riferito al servizio di Illuminazione Pubblica alla data del 31 dicembre 2021.

Tale deliberazione è stata pubblicata sul sito istituzionale di Roma Capitale in data 30 agosto 2022.

Nel corso del 2023, precisamente a settembre, il CdA di Acea, previo parere del Comitato OPC, ha approvato la proposta di un possibile Accordo Transattivo con Roma Capitale funzionale a disciplinare le reciproche posizioni e le modalità di risoluzione consensuale anticipata dei rapporti contrattuali fra le parti al servizio per l'illuminazione pubblica erogato dalla Società e per essa dalla controllata areti SpA.

Si informa che specularmente anche Roma Capitale ha approvato lo schema di Accordo Transattivo nell'Assemblea Capitolina a dicembre 2023. Quanto ai termini economici del possibile Accordo Transattivo, in sostanziale coerenza con la delibera della Giunta Capitolina n. 12 dell'11 agosto 2022, è previsto, ad esito di reciproche rinunzie delle parti, il riconoscimento di crediti vantati da Acea/areti nei confronti di Roma Capitale, dell'importo complessivo di circa € 100.685 mila.

Si ricorda che nella transazione è ricompresa una pluralità di attività svolte, riferita alla conduzione in concessione del servizio di Illuminazione Pubblica nella capitale e dispiegatesi in un orizzonte temporale pluriennale, che trova una formalizzazione definitiva nell'accordo transattivo, con una puntuale ricostruzione amministrativa e con effetto tombale rispetto ai rapporti pregressi perimetrati in detto accordo, in grado di evitare rispetto agli stessi controversie e contestazioni

Il 15 maggio 2025 è stato formalmente sottoscritto tra le parti l'Accordo della Illuminazione Pubblica sopra richiamato rendendo così possibile il perfezionamento dell'assetto contabile già precedentemente previsto. In particolare, l'Accordo Transattivo ha comportato:

• il riconoscimento dei crediti commerciali di ACEA per € 86.208 mila iva split inclusa (crediti iscritti in ACEA per € 72.29 mila);
• il riconoscimento di crediti per ratei futuri di ACEA per € 14.425 mila iva split inclusa (crediti iscritti in ACEA per € 11.834 mila);
• il mancato riconoscimento dei crediti commerciali di ACEA per €16.7 2 mila iva split inclusa (crediti iscritti in ACEA per € 13.837 mila);
• il mancato riconoscimento dei crediti per interessi di mora sui crediti di ACEA rientranti nel perimetro dell'Accordo per € 66.926 mila.

L'Accordo Transattivo comporta il pagamento ad ACEA dei crediti sub 1) in 3 tranche a decorrere da luglio 2025

Quanto ai punti sub 3) e 4), tale mancato riconoscimento non ha prodotto effetti negativi sul bilancio 2025 in quanto tali previsioni erano già contemplate e gli effetti erano stati stanziati nei rispettivi fondi di svalutazione crediti. A tal proposito si registra, invece, un disavanzo positivo derivante dall'utilizzo del fondo svalutazione crediti commerciali relativamente al punto ), in quanto il fondo correlato è risultato eccedente di circa € .855 mila. Per quanto concerne il punto 4) invece, il fondo precedentemente stanziato era esattamente coincidente con l'utilizzo pattuito nell'accordo e dunque l'operazione è risultata neutra.

L'Accordo Transattivo ha altresì prodotto ulteriori effetti positivi nel Gruppo, in quanto ha previsto la rinuncia da parte di Roma Capitale di penali per ritardi nella realizzazione dei lavori e dei diritti di istruttoria, rendendo così possibile il disaccantonamento di debiti per complessivi € .600 mila.

All'esito della chiusura di tutti i crediti rientranti nel perimetro dell'Accordo, di fatto residueranno per l'Illuminazione Pubblica solo partite correnti non oggetto di contestazioni/criticità. Si precisa infatti che a luglio 2025 sono stati già corrisposti ad ACEA crediti correnti della Illuminazione Pubblica non ricadenti nell'accordo per complessivi € 28.422 mila.

Crediti verso Roma Capitale	30/06/2025	31/12/2024	Variazione
Crediti per utenze	16.795	18.385	(1.590)
Fondi svalutazione	(1.747)	(1.746)	(1)
Totale crediti da utenza	15.048	16.639	(1.591)
Crediti per lavori e servizi idrici	4.520	3.804	716
Crediti per lavori e servizi da fatturare idrici	1.120	1.253	(132)
Fondi svalutazione	(2.449)	(2.449)	0
Crediti per lavori e servizi elettrici	2.583	2.535	47
Crediti lavori e servizi - da emettere	1.974	739	1.236
Fondi svalutazione	(326)	(326)	0
Totale crediti per lavori	7.422	5.556	1.866
Totale crediti commerciali	22.470	22.195	275
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica Fatture Emesse	120.217	155.794	(35.577)
Fondi svalutazione	0	(57.994)	57.994
Crediti finanziari per Illuminazione Pubblica fatture da emettere	20.069	46.164	(26.095)
Fondi svalutazione	(893)	(24.181)	23.288
Crediti finanziari M/L termine per Illuminazione Pubblica	282	428	(146)
Totale crediti illuminazione pubblica	139.675	120.211	19.464
Totale Crediti	162.145	142.406	19.739
Debiti verso Roma Capitale	45.838	45.657	Variazione
Debiti per addizionali energia elettrica	(5.503)	(5.503)	0
Debiti per canone di Concessione	(15.877)	(12.601)	(3.276)
Altri debiti	(4.473)	(5.673)	1.200
Debiti per dividendi	(150.970)	(96.333)	(54.637)
Totale debiti	(176.824)	(120.111)	(56.714)
Saldo netto credito debito	(14.679)	22.295	(36.975)

Crediti commerciali verso controllate congiuntamente e collegate

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti verso collegate	30.300	7.561	22.739	n.s.
Crediti verso controllate congiuntamente	23.546	22.629	917	4,1%
Crediti verso controllate congiuntamente e collegate	53.846	30.190	23.656	78,4%

La voce in oggetto, pari a € 5 .846 mila, si riferisce in via prevalente ai crediti nei confronti delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto. L'incremento deriva dal consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto delle società RenewRome (+ € 20.270 mila) e Rivieracqua (+ € 1.49 mila).

27. Altre attività correnti - € 422.130 mila

Le altre attività correnti al 30 giugno 2025 risultano composte come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti verso altri	375.331	405.982	(30.651)	(7,5%)
Ratei e risconti attivi	42.181	32.275	9.906	30,7%
Crediti per derivati su commodities	4.618	3	4.615	n.s.
Altre Attività Correnti	422.130	438.259	(16.130)	(3,7%)

Crediti verso altri

Ammontano complessivamente a € 375.331 mila e si compongono come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti verso Cassa Conguaglio per Perequazione Energia	132.211	34.036	98.175	n.s.
Crediti verso Cassa Conguaglio per CT da annullamento	3.233	3.646	(412)	(11,3%)
Altri Crediti verso Cassa Conguaglio	4.516	29.987	(25.471)	(84,9%)
Crediti per contributi regionali	288	571	(283)	(49,6%)
Depositi cauzionali	2.372	5.059	(2.687)	(53,1%)
Crediti verso istituti previdenziali	2.052	3.405	(1.352)	(39,7%)
Crediti per anticipi fornitori	11.090	13.366	(2.276)	(17,0%)
Crediti verso Comuni	10.738	10.738	0	0,0%
Crediti per Certificati Verdi maturati	4.382	2.304	2.078	90,2%
Crediti per anticipi dipendenti	2.959	3.232	(273)	(8,4%)
Altri Crediti Tributari	74.349	148.350	(74.001)	(49,9%)
Altri Crediti	127.138	151.287	(24.149)	(16,0%)
Crediti verso altri	375.331	405.982	(30.651)	(7,5%)

La variazione in diminuzione per € 30.651 mila risulta influenzata dalla riclassifica ai fini IFRS5 in relazione alle discontinued operation per un importo pari per € 21.763 mila. La restante variazione è imputabile a: i) minori altri crediti per (- € 24.149 mila) riferibili a Gori (- € 15.351 mila) in relazione ai crediti vantati verso Enti per la concessione di contributi in conto impianti relativi ad opere finanziate, realizzate nel corso del 2025 ed Acea Ambiente per la riduzione spiegata dalla riclassifica riclassifica tra i "Crediti commerciali verso controllate congiuntamente e collegate" della voce "Crediti commerciali" di crediti connessi al "PFTE per gara" e "fase progettazione" dell'impianto WTE di Roma (- € 19. 7 mila); ii) maggiori crediti verso Cassa Conguaglio per Perequazione Energia (+ € 98.175 mila) in prevalenza di areti principalmente per effetto della regolazione da parte di CSEA degli importi dovuti per l'annualità 2025 ed anni pregressi; iii) minori altri crediti tributari in prevalenza riferibili alla Capogruppo (- € 2.561 mila), in relazione al pagamento dell'acconto IRES per il consolidato fiscale.

Ratei e Risconti attivi

Ammontano a € 42.181 mila (€ 32.275 mila al 31 dicembre 2024) e si riferiscono principalmente a canoni demaniali, canoni di locazione e assicurazioni oltre che alla quota di licenze d'uso di competenza di periodi successivi ed ai canoni di manutenzione delle infrastrutture informatiche. La variazione è imputabile in prevalenza ai maggiori risconti attivi della Capogruppo per un importo di (+ € 11.974) afferenti licenze d'uso e canoni di manutenzione delle infrastrutture informatiche.

Strumenti derivati attivi su commodity

Gli strumenti derivati attivi su commodities rappresentano la valutazione dei derivati di copertura sulle commodity, sono interamente

riferibili ad Acea Energia in relazione al carve out non oggetto di cessione e ammontano ad € 4.618 mila in aumento rispetto al 31 dicembre 2024 di € 4.615 mila per effetto sia della variazione della valutazione a fair value al termine del periodo in esame che per la variazione delle quantità coperte. Per tali operazioni classificate come cash flow hedge, le variazioni di fair value sono state rilevate, limitatamente alla sola quota efficace, in una specifica riserva di patrimonio netto definita "Riserva Cash Flow Hedge" attraverso il conto economico complessivo. Non si registrano variazioni di fair value riferibili alla porzione inefficace da rilevare a conto economico. Si segnala che tra le "Altre passività correnti" è iscritta la voce "Strumenti derivati passivi su commodities" per € 0 mila alla data del 30 giugno 2025.

28. Attività per imposte correnti – € 58.809 mila

Ammontano a € 58.809 mila (€ 9.436 mila al 31 dicembre 2024) e comprendono i crediti IRAP (€ 4.408 mila) e IRES (€ 44.965 mila).

29. Attività finanziarie correnti – € 162.328 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Crediti finanziari verso controllante Roma Capitale	139.394	119.783	19.610	16,4%
Crediti finanziari verso controllate congiuntamente e collegate	9.595	3.755	5.840	155,5%
Crediti finanziari verso terzi	12.198	62.230	(50.032)	(80,4%)
Titoli	1.141	1.033	108	10,5%
Attività Finanziarie Correnti	162.328	186.801	(24.473)	(13,1%)

Crediti finanziari verso controllante Roma Capitale

Ammontano a € 139.394 mila e aumentano di € 19.610 mila rispetto al 31 dicembre 2024. Tali crediti, 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 controllate congiuntamente e collegate

Ammontano a € 9.595 mila e rappresentano i crediti finanziari verso le società; la voce si incrementa per € 5.840 mila in prevalenza per il credito da dividendo di Acque e Publicqua.

Crediti finanziari verso terzi

Ammontano a € 12.198 mila (€ 62.230 mila al 31 dicembre 2024), la variazione è principalmente dovuta al rimborso pari a € 50.000 mila delle linee di deposito a breve termine della Capogruppo.

30. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti – € 2.897 mila

Il saldo al 30 giugno 2025 dei conti correnti bancari e postali accesi presso i vari istituti di credito nonché presso Banco Poste delle società consolidate è pari a € 332.897 mila. Di seguito la tabella che illustra il dettaglio della voce:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Depositi bancari e postali	322.619	505.808	(183.189)	(36,2%)
Denaro, valori in cassa e assegni	10.278	7.668	2.610	34,0%
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	332.897	513.476	(180.579)	(35,2%)

31. Attività destinate alla vendita - € 692.244 mila

Al 30 giugno 2025 le "Attività non correnti destinate alla vendita" risultano pari ad € 692.244 mila (€ 181. 20 mila al 31 dicembre 2024), la variazione riflette in gran parte la riclassifica delle discontinued operation, per maggiori informazioni si rinvia al paragrafo "Applicazione del principio IFRS5".

PASSIVITA'

Al 30 giugno 2025 ammontano a € 12.482.427 mila (erano € 12.209.958 mila al 31 dicembre 2024) e registrano un aumento di € 272.468 mila (+ 2,2%) rispetto all'esercizio precedente e sono composte come segue:

	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Totale Patrimonio Netto	2.909.402	2.875.567	33.835	1,2%
Passività non correnti	6.119.201	5.951.171	168.030	2,8%
Passività correnti	2.970.171	3.371.459	(401.288)	(11,9%)
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita	483.653	11.761	471.892	n.s.
Totale passività	12.482.427	12.209.958	272.468	2,2%

32. Patrimonio netto - € 2.909.402 mila

Il Patrimonio Netto consolidato al 30 giugno 2025 ammonta a € 2.909.402 mila (€ 2.875.567 mila al 31 dicembre 2024). Le variazioni intervenute nel corso del periodo sono riportate di seguito:

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 € 560.434 mila;
• Suez SA: n. 49.691.095 per un valore nominale complessivo di € 257.799 mila,
• Caltagirone: n. 10.500.000 per un valore nominale complessivo di € 54.180 mila,
• Mercato: n°44.162.655 per un valore nominale complessivo di € 5 6. 14 mila;
• Azioni Proprie: n°416.993 azioni ordinarie per un valore nominale complessivo di € 2.151 mila;

Riserva legale

Accoglie il 5 degli utili degli esercizi precedenti come previsto dall'articolo 24 0 cod. civ. e si riferisce alla riserva legale della Capogruppo ed ammonta a € 178.410 mila, in aumento di € 10.425 mila per la destinazione del risultato del precedente esercizio.

Altre riserve e utili a nuovo

Al 30 giugno 2025 le altre riserve risultano pari a € 88.092 mila mentre gli utili a nuovo risultano pari ad € 6 7.486, mentre al 31 dicembre 2024 risultavano pari rispettivamente a € 96.666 e € 509.9 5. Le variazioni delle due voci, rispettivamente in diminuzione per - € 8.574 mila e in aumento per € 127.552 mila, discendono nel complesso, oltre che dalla destinazione del risultato del precedente esercizio, principalmente: i) dalla distribuzione dei dividendi della capogruppo per € 201.921 mila; ii) dalla variazione positiva delle riserve di cash flow hedge di strumenti finanziari e commodities per € 43.039 mila in parte per l'effetto derivante dal rimborso del prestito obbligazionario del Private Placement (AFLAC) della Capogruppo (+ € 2.908 mila) e in parte per la variazione sugli strumenti di copertura di Acea Energia (+ € 10.417 mila); iii) dal decremento pari a € 530 mila delle riserve di utili e perdite attuariali; iv) dal decremento della riserva cambio per € 39.897 mila in prevalenza legato alla chiusura del sopra citato prestito obbligazionario Private Placement (AFLAC) della Capogruppo. Le variazioni di perimetro si riferiscono all'acquisizione di un ulteriore 20 delle quote della società Meg a seguito dell'esercizio della put option da parte del socio di minoranza.

Al 30 giugno 2025 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

È pari a € 379.898 mila e registra un aumento di € 9.436 mila rispetto al 31 dicembre 2024. L'incremento deriva in prevalenza dagli effetti contrapposti dell'utile di periodo (+ € 2 .192 mila) compensato in parte dalle riserve di OCI (- € 4.698 mila) e dalla distribuzione dei dividendi (- € 6.895 mila).

PASSIVITA' NON CORRENTI - € 6.119.201 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Trattamento di fine rapporto e altri piani a benefici definiti	72.271	77.609	(5.339)	(6,9%)
Fondo rischi e oneri	289.638	234.099	55.539	23,7%
Debiti e passività finanziarie	4.976.084	4.895.268	80.816	1,7%
Altre passività non correnti	781.209	744.195	37.014	5,0%
Passività non correnti	6.119.201	5.951.171	168.030	2,8%

33. Trattamento di fine rapporto ed altri piani a benefici definiti € 72.271 mila

Al 30 giugno 2025 ammonta a € 72.271 mila (€ 77.609 mila al 31 dicembre 2024) 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 nel periodo delle passività attuariali:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
TFR	49.144	51.246	(2.102)	(4,1%)
Fondo Pegaso	59	51	7	14,4%
- Trattamento di Fine Rapporto	49.202	51.297	(2.094)	(4,1%)
Mensilità Aggiuntive	6.717	6.724	(7)	(0,1%)
- Mensilità Aggiuntive	6.717	6.724	(7)	(0,1%)
Piani LTIP	3.526	3.904	(378)	(9,7%)
- Piani di incentivazione a lungo termine (LTIP)	3.526	3.904	(378)	(9,7%)
Benefici dovuti al momento della cessazione del rapporto di lavoro	59.446	61.925	(2.479)	(4,0%)
Agevolazione Tariffaria Dipendenti	4.816	5.144	(329)	(6,4%)
Agevolazione Tariffaria Dirigenti	108	107	1	0,8%
- Agevolazioni Tariffarie	4.923	5.251	(328)	(6,2%)
Benefici successivi a rapporto di lavoro	4.923	5.251	(328)	(6,2%)
Fondo Isopensione	7.901	10.433	(2.532)	(24,3%)
Isopensione	7.901	10.433	(2.532)	(24,3%)
Trattamento di fine rapporto e altri piani a benefici definiti	72.271	77.609	(5.339)	(6,9%)

La variazione al netto degli effetti della riclassifica delle discontinued operation in relazione alla prospettata cessione di Acea Energia (- € 2.9 8 mila) risente, oltre che dell'accantonamento che in seguito alla riforma del TFR è rappresentativo del TFR dei dipendenti fino al 1 dicembre 2006, dell'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 la valutazione.

	30/06/2025	31/12/2024
Tasso di attualizzazione	3,9%	3,4%
Tasso di crescita dei redditi (medio)	3,0%	3,0%
Inflazione di lungo periodo	2,0%	2,0%

Con riferimento alla valutazione degli Employee Benefits del Gruppo (TFR, Mensilità Aggiuntive, Agevolazioni Tariffarie) 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 (€ milioni)	0,50%	-0,50%
TFR	(2,9)	2,5
Mensilità aggiuntive	(0,2)	0,2
Agevolazioni tariffarie	(0,1)	0,1

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. Non si sono effettuate analisi di sensitività su altre variabili quali, per esempio, il tasso di inflazione.

Tipologia di piano (€ milioni)	+1 anno di età
TFR	0,7
Mensilità aggiuntive	0,4
Agevolazioni tariffarie	0,1

34. Fondo rischi ed oneri - € 289.638 mila

Al 30 giugno 2025 il fondo rischi ed oneri ammonta a € 289.6 8 mila (€ 234.099 mila al 31 dicembre 2024) ed è destinato a coprire, tra le altre, le passività probabili che potrebbero derivare da vertenze giudiziarie in corso, in base alle indicazioni dei legali interni ed esterni, 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 o remoto.

Nel determinare l'entità del fondo si considerano sia gli oneri presunti, che potrebbero derivare da vertenze giudiziali e da altro contenzioso intervenuti nell'esercizio, sia l'aggiornamento delle stime sulle posizioni sorte in esercizi precedenti in capo alle società. La tabella che segue dettaglia la composizione per natura e le variazioni intervenute nel corso del periodo:

€ milioni	31/12/2024	Utilizzi	Accantonamenti	Rilascio per Esubero Fondi	Riclassifiche / Altri Movimenti	30/06/2025
Legale	15.695	(1.199)	939	(112)	(152)	15.172
Fiscale	5.561	0	(98)	(11)	(2.966)	2.486
Rischi regolatori	48.441	(6.424)	2.650	0	(5.279)	39.387
Partecipate	9.947	0	0	0	19	9.966
Rischi contributivi	4.371	0	173	(133)	(10)	4.401
Franchigie assicurative	9.569	(942)	742	0	0	9.369
Altri rischi ed oneri	38.910	(1.446)	7.315	(4.333)	(11.838)	28.608
Totale Fondo Rischi	132.495	(10.011)	11.721	(4.588)	(20.227)	109.390
Esodo e mobilità	6.150	(1.543)	1.400	300	0	6.307
Post Mortem	73.273	(208)	0	0	805	73.871
F.do Oneri verso altri	22.181	(877)	262	(5.900)	(199)	15.467
Fondo Imposte Infrannuali	0	0	84.604	0	0	84.604
Totale Fondo Oneri	101.604	(2.627)	86.266	(5.600)	605	180.248
Totale Fondo Rischi ed Oneri	234.099	(12.638)	97.987	(10.188)	(19.621)	289.638

Si fa presente che lo stock del fondo rischi risente della riclassifica delle discontinued operation che impatta sulla voce in oggetto per € 19.80 mila, nella colonna degli altri movimenti, principalmente nelle voci degli altri rischi e oneri per € 12.081 mila e rischi regolatori pe € 5.000 mila.

La variazione in aumento rispetto alla fine dell'esercizio precedente pari ad € 55.539 è la risultante degli accantonamenti di periodo (+ € 97.987 mila) al netto dei rilasci per esubero (- € 10.188 mila) e degli utilizzi (- € 12.638 mila). Gli accantonamenti di periodo sono imputabili in via prevalente all'iscrizione delle imposte di periodo nel fondo "imposte infrannuali" (€ 84.604 mila). In relazione agli altri accantonamenti si evidenziano i seguenti stanziamenti:

• per rischi regolatori per relativi in ad Acea Produzione (+ € 2.650 mila) e si riferiscono ai sovra-canoni BIM (Bacino Imbrifero Montani) del fiume Nera e dei comuni rivieraschi di Salisano, ai canoni demaniali idroelettrici e alla valorizzazione economica dell'energia gratis da fornire alla Regione Abruzzo come previsto dalla Legge Regionale 9/2022;
• ad altri rischi e oneri in relazione ad areti (€ 4.339 mila) per le penali relative all'illuminazione pubblica per tutti i cluster attenzionati dal comune (armatura, montante, sostegno, strada e tratto), infatti, la società paga delle penali giornaliere sulla base del ritardo cumulato nel ripristino del servizio;
• a fondo esodo e mobilità per € 1.400 mila.

Per quanto riguarda gli utilizzi, si segnala per quanto attiene ai rischi regolatori quello di areti in relazione al fondo stanziato per le penali per la continuità del servizio (€ 6.424 mila) sulla base dell'esperimento regolatorio in relazione al mancato raggiungimento nel 2023 del target negli ambiti di concentrazione AC («Alta concentrazione») e MC («Media concentrazione» che ha determinato l'applicazione della regolazione vigente retroattivamente. Mentre nel caso della C (« assa concentrazione»), a fronte del raggiungimento del target, è stata applicata la regolazione sperimentale.

Per quanto riguarda i rilasci si segnale il rilascio di areti si segnala il rilascio negli altri rischi ed oneri per € 4.00 mila legato all'Accordo Transattivo con Roma Capitale in relazione al servizio di illuminazione pubblica, e il rilascio del fondo oneri verso altri di Acea Ato 5 in relazione al venir meno dell'obbligazione implicita (pari ad € 4.500mila) assunta nei confronti dell'AATO 5 per gli impegni previsti dalla Proposta di Conciliazione elaborata dal Collegio di Conciliazione a seguito di quanto deliberato dalla Conferenza dei Sindaci in data 25 marzo 2025.

Per quanto attiene invece lo stock degli "Altri Rischi e oneri", al netto di quanto già commentato negli accantonamenti, comprendono in prevalenza i) fondi di areti in gran parte legati agli oneri di cambio residenza (€ 2.000 mila) accantonati in seguito al reclamo di un trader accolto da Arera e con il quale il venditore di energia elettrica e gas contestava al distributore l'erronea fatturazione di oneri amministrativi addebitati, quale contributo, ex art. 28, del TIC, a 9914 casi di cambiamento di residenza del cliente finale. Nel secondo semestre del 2023 la società ha provveduto a bloccare la fatturazione di tali oneri nei confronti dei trader e contestualmente ha provveduto a stanziare il fondo per gli oneri addebitati ai trader dal 2020 al 2023 e oneri legati alle penali inerenti la delibera 604/2021 (€ 1.441 mila) riferisce all'implementazione delle misure per l'incentivazione alla riduzione delle rettifiche pluriennali per il settore elettrico prevista da ARERA che stabilisce il versamento di una penale a CSEA per le rettifiche di fatturazioni di competenza di anni precedenti che intervengono con un ritardo superiore a 24 mesi; ii) fondi di Acea Ato2 a fronte di potenziali passività future per appalti e forniture (€ 5.180 mila).

Lo stock del "Fondo Oneri verso altri", fa riferimento in gran parte ad ASM Terni (€ 8.772 mila) in relazione a all'implementazione delle misure per l'incentivazione alla riduzione delle rettifiche pluriennali per il settore elettrico prevista da ARERA che stabilisce il versamento di una penale a CSEA per le rettifiche di fatturazioni di competenza di anni precedenti che intervengono con un ritardo superiore a 24 mesi.

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. Inoltre, le variazioni riflettono la riclassifica del ramo commerciale effettuata in base all'IFRS 5 rilevante in gran parte per Acea Energia (per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo "Applicazione del principio IFRS 5").

Per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo denominato "Aggiornamento sulle principali vertenze giudiziali".

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Obbligazioni	3.487.030	3.483.983	3.047	0,1%
Finanziamenti a medio - lungo termine	1.412.413	1.332.800	79.613	6,0%
Debiti finanziari IFRS16	76.641	78.485	(1.844)	(2,4%)
Debiti e passività finanziarie	4.976.084	4.895.268	80.816	1,7%

35. Debiti e passività finanziarie non correnti - € 4.976.084 mila

Obbligazioni a medio-lungo termine

Le obbligazioni ammontano a € .487.0 0 mila al 30 giugno 2025 (€ .48 .98 mila al 1 dicembre 2024) e si riferiscono:

• € 499.653 mila (comprensivo della quota a lungo dei costi annessi alla stipula) relativi al prestito obbligazionario emesso da Acea in data 24 ottobre 2016 con scadenza il 24 ottobre 2026 a tasso fisso (1%) a valere sul programma EMTN. La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 2.479 mila;
• € 698.318 mila (comprensivo della quota a lungo dei costi annessi alla stipula) relativi al prestito obbligazionario emesso da Acea in data 8 febbraio 2018 con scadenza 8 giugno 2027 a tasso fisso (1,5%) a valere sul programma EMTN. La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 5.207 mila;
• € 498.180 mila (comprensivo della quota a lungo dei costi annessi alla stipula) relativi al prestito obbligazionario emesso da Acea in data 23 maggio 2019 con scadenza 23 maggio 2028 a tasso fisso (1,75%) a valere sul programma EMTN. La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 4.339 mila;
• € 498.185 mila (comprensivo della quota a lungo dei costi annessi alla stipula) relativi al prestito obbligazionario emesso da ACEA in data 6 febbraio 2020 con scadenza il 6 aprile 2029 ad un tasso dello 0,50% a valere sul programma EMTN. La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 1.240 mila;
• € 594.597 mila (comprensivo della quota a lungo dei costi annessi alla stipula) relativi al Green Bond emesso il 28 gennaio 2021 con scadenza il 28 luglio 20 0 e tasso pari a 0,25 . La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 744 mila;
• € 698.097 mila (comprensivo della quota a lungo dei costi annessi alla stipula) relativi al Green Bond emesso il 24 gennaio 202 con scadenza il 24 gennaio 20 1 e tasso pari a ,875 . La quota interessi maturata nel periodo è pari a € 13.446 mila.

Di seguito si riporta il riepilogo delle obbligazioni comprensivo della quota a breve:

€ migliaia	Debito Lordo (*)	FV Strumento di copertura	Ratei interessi maturati (**)	Totale
Obbligazioni:
Emissione del 2016	498.563	0	3.425	501.988
Emissioni del 2018	696.505	0	662	697.167
Emissioni del 2019	497.259	0	935	498.194
Emissioni del 2020	497.545	0	589	498.134
Emissioni del 2021	893.257	0	1.389	894.646
Emissioni del 2023	697.739	0	11.742	709.481
Totale	3.780.869	0	18.741	3.799.611

(* ) compreso costo ammortizzato

(** ) compresi ratei su strumenti di copertura

Finanziamenti a medio – lungo termine (comprensivo delle quote a breve termine)

Ammontano complessivamente a € 1.509.661 mila (€ 1.439.163 mila al 31 dicembre 2024) e sono composti da: i) debito per le quote capitali delle rate scadenti entro i dodici mesi per € 97.248 mila (€ 106.363 mila al 31 dicembre 2024), ii) le quote riferite ai medesimi finanziamenti aventi scadenza oltre i dodici mesi per € 1.412.413 mila (al 31 dicembre 2024 erano € 1.332.800 mila).

L'incremento della quota a medio-lungo per complessivi € 79.613 mila è dovuto alla Corporate per € 109.474 mila e compensato parzialmente da areti per (- € 15.178 mila) e Gori per (- € 7.019 mila).

La variazione della Corporate è dovuta in parte all'erogazione del finanziamento di € 125 milioni concesso dalla Banca Europea per gli Investimenti (BEI), finalizzato all'ammodernamento e all'estensione della rete elettrica nei Comuni di Roma e Formello nel periodo compreso tra il 2024 e il 2027.

Tale variazione dei finanziamenti a medio-lungo termine, risente della riclassifica ex IFRS 5 del ramo commerciale per un importo pari a (-€ 2.980 mila), relativo a Umbria Energy.

Nella tabella che segue viene esposta la situazione dell'indebitamento bancario a medio – lungo termine suddiviso per scadenza e per tipologia di tasso di interesse:

€ migliaia	30/06/2025	Entro il 30/06/2026	Dal 30/06/2026 al 30/06/2030	Oltre il 30/06/2030
a tasso fisso	414.304	37.071	124.393	252.840
a tasso variabile	1.031.782	46.247	298.545	686.990
a tasso variabile in cash flow hedge	63.575	13.930	49.645	0
Totale	1.509.661	97.248	472.583	939.829

Il fair value degli strumenti derivati di copertura di GORI è positivo per € 2.255 mila (al 31 dicembre 2024 era positivo per € 2.824 mila) e quello di SII è positivo per € 615 mila (al 31 dicembre 2024 era positivo per € 595 mila). I fair value positivi sono esposti nelle Attività finanziarie non correnti quindi non sono considerati nel saldo dei finanziamenti.

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. A tal proposito si segnala che nelle more della formalizzazione della corretta ed aggiornata interpretazione della metodologia di calcolo del parametro finanziario, Acea e Cassa Depositi e Prestiti hanno convenuto, mediante una Lettera di Consenso firmata in data 18 febbraio 2022, di modificare limitatamente alla Società e non al Consolidato, il valore soglia dello stesso passando dallo 0,65 allo 0,75, con efficacia a partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2021 e fino alla scadenza del contratto di finanziamento.

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 non sono stati rilevati indicatori che possano comportare il mancato rispetto dei covenant.

Nel seguito si forniscono le indicazioni dei fair value dei debiti finanziari distinti per tipologia di finanziamento e tasso di interesse determinato al 30 giugno 2025. Il fair value dell'indebitamento a medio e lungo termine è calcolato sulla base delle curve dei tassi risk less e risk adjusted. Per quanto riguarda la tipologia di coperture delle quali viene determinato il fair value con riferimento alle gerarchie richieste dallo IASB, si informa che, trattandosi di strumenti composti, il livello è 2.

€ migliaia	Costo ammortizzato	FV RISK LESS	Delta	FV RISK ADJUSTED
	(A)	(B)	(A)-(B)	(C)	(A)-(C)
Obbligazioni	3.799.611	3.766.242	33.369	3.692.633	106.978
Finanziamenti a tasso fisso	414.304	421.789	(7.485)	398.534	15.770
Finanziamenti a tasso variabile	1.031.782	1.093.278	(61.496)	1.026.827	4.955
Finanziamenti a tasso variabile in cash flow hedge	63.575	65.000	(1.426)	64.094	(520)
Totale	5.309.272	5.346.309	(37.037)	5.182.089	127.183

Debiti finanziari IFRS16

In tale voce viene rilevato il debito finanziario, quota a lungo, derivante dall'impatto dell'IFRS16 che al 31 dicembre 2024 risulta pari ad € 76.641 mila, di cui la quota a breve è pari ad € 15.596 mila. Si espongono, di seguito, i flussi finanziari ai quali il Gruppo è potenzialmente esposto, suddivisi per scadenze:

€ migliaia	Entro 12 mesi	Entro 24 mesi	Entro 5 anni	Oltre 5 anni	Totale
Debiti finanziari IFRS16	15.596	12.227	25.872	38.541	92.237

Si fa presente che il debito è attualizzato utilizzando un tasso privo di rischio con una maturity uguale alla durata residua per singolo contratto, più il credit spread assegnato ad Acea da Moody's.

36. Altre passività non correnti - € 781.209 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Acconti e Altri Debiti	154.609	158.157	(3.548)	(2,2%)
Contributi di allacciamenti idrici ed elettrici	56.882	40.071	16.811	42,0%
Contributi in conto impianti	416.910	397.414	19.496	4,9%
Ratei e risconti passivi	152.809	148.553	4.255	2,9%
Altre passività non correnti	781.209	744.195	37.014	5,0%

Acconti e altri debiti

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Acconti da utenti	857	2.960	(2.103)	(71,1%)
Depositi cauzionali utenti	117.899	123.391	(5.491)	(4,5%)
Anticipi da altri clienti e debiti non correnti	35.852	31.806	4.046	12,7%
Acconti e Altri Debiti	154.609	158.157	(3.548)	(2,2%)

Nella voce acconti sono compresi gli acconti da utenti e clienti, in particolare: i) l'ammontare dei depositi cauzionali e anticipo consumi delle società idriche per € 112.6 mila e ii) l'ammontare degli acconti da committenti e clienti per € 35.370 mila costituiti dagli anticipi fatturati sui lavori in corso di esecuzione in base agli stati di avanzamento contrattuali raggiunti da SIMAM.

Alla variazione della voce contribuisce la riclassifica delle discontinued operation (- € 6.607 mila) in relazione all'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'ARERA (deliberazione n. 204/99).

Contributi di allacciamento idrici e contributi in conto impianti

I contributi di allacciamento idrico ammontano a € 56.882 mila (€ 40.071 mila 1 dicembre 2024), mentre i contributi in conto impianto sono pari ad € 416.910 mila (€ 97.414 mila al 1 dicembre 2024).

Tali contributi in conto impianti iscritti nel passivo annualmente sono 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

La voce presenta un saldo al 30 giugno 2025 pari ad € 152.809 mila in aumento rispetto al 31 dicembre 2024 per € 4.255 mila. La voce comprende all'anticipazione (pari al 10 ) a valere sui finanziamenti pubblici previsti dal Piano nazionale di ripresa e Resilienza (PNRR), derivanti dal Decreto Ministeriale n. 517 del 16 dicembre 2021 del Ministero delle Infrastrutture e della Mobilità sostenibile, che prevede interventi su sistemi di approvvigionamento a scopo idropotabile e/o irriguo volti ad ottimizzare e completare infrastrutture idriche per la derivazione, l'accumulo e l'adduzione della risorsa, con l'obiettivo di incrementare la resilienza ai cambiamenti climatici, migliorare la sicurezza del patrimonio infrastrutturale esistente e ridurre gli sprechi della risorsa idrica.

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Debiti Finanziari	919.993	758.611	161.382	21,3%
Debiti verso fornitori	1.433.300	1.872.451	(439.152)	(23,5%)
Debiti Tributari	25.345	40.821	(15.476)	(37,9%)
Altre passività correnti	591.534	699.576	(108.042)	(15,4%)
Passività correnti	2.970.171	3.371.459	(401.288)	(11,9%)

PASSIVITA' CORRENTI - € 2.970.171 mila

37. Debiti finanziari - € 919.993 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Debiti verso banche per linee di credito a breve	319.951	20.193	299.757	n.s.
Debiti verso banche per mutui	97.248	106.363	(9.115)	(8,6%)
Obbligazioni a Breve	312.580	496.578	(183.998)	(37,1%)
Debiti verso controllante Roma Capitale	156.281	100.585	55.697	55,4%
Debiti verso controllate congiuntamente e collegate	8.903	12	8.891	n.s.
Debiti verso terzi	9.433	18.581	(9.149)	(49,2%)
Debiti finanziari IFRS 16 entro l'esercizio	15.596	16.298	(702)	(4,3%)
Debiti Finanziari	919.993	758.611	161.382	21,3%

Debiti verso banche per linee di credito a breve

Ammontano a € 319.951 mila (€ 20.193 mila al 31 dicembre 2024) ed evidenziano un incremento di € 299.757 mila, imputabile ad Acea per € 297.369 mila.

Debiti verso banche per mutui

Ammontano ad € 97.248 mila (€ 106. 6 mila al 1 dicembre 2024) e si riferiscono ai debiti verso banche per le quote a breve dei mutui in scadenza entro i dodici mesi successivi.

Obbligazioni a breve termine

Ammontano ad € 12.580 mila (€ 496.578 mila al 1 dicembre 2024). La quota a breve delle obbligazioni è diminuita per un importo pari a € 183.998 mila, principalmente per (-€ 162.567 mila) derivante dall'effetto del rimborso del prestito obbligazionario del Private Placement (AFLAC) scaduto a marzo 2025 emesso da ACEA a valere sul programma Euro Medium Term Notes (EMTN) a luglio 2014 della durata di 10 anni.

Debiti verso controllante Roma Capitale

Ammontano ad € 156.281 mila (€ 100.585 mila al 1 dicembre 2024) e registrano una variazione in aumento pari ad € 55.697 mila che deriva principalmente dall'effetto combinato della delibera dei dividendi della Capogruppo, compensati dal pagamento/incasso dei dividendi dell'esercizio.

Debiti verso controllate congiuntamente e collegate

Ammontano a € 8.903 mila e si incrementano per € 8.891 mila rispetto al 31 dicembre 2024, dovuto quasi esclusivamente alla sottoscrizione della partecipazione nella società RenewRome (+ € 8.847 mila).

Debiti verso terzi

Ammontano a € 9.433 mila (erano € 18.581 mila al 1 dicembre 2024). La voce è rappresentata come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Azionisti per dividendi	870	640	231	36,1%
Debiti finanziari verso factor	5.885	13.839	(7.954)	(57,5%)
Altri debiti finanziari	2.677	4.102	(1.425)	(34,7%)
Debiti verso terzi	9.433	18.581	(9.149)	(49,2%)

La variazione più significativa si riferisce alla riduzione debiti finanziari verso factor, riconducibile al minor ricorso alle operazioni di factoring determinato da un miglioramento della liquidità aziendale.

Debiti finanziari IFRS 16 entro l'esercizio

Tali debiti, pari ad € 15.596 mila (erano € 16.298 mila al 1 dicembre 2024), rappresentano la quota a breve del debito finanziario, al 30 giugno 2025, iscritto a seguito della applicazione dello standard internazionale IFRS16. Per ulteriori informazioni si rinvia alla nota 35.

38. Debiti verso fornitori – € 1.433.300 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Debiti verso fornitori	1.412.423	1.855.540	(443.116)	(23,9%)
Debiti verso Controllante	16.260	14.023	2.237	15,9%
Debiti verso controllate congiuntamente e collegate	4.617	2.889	1.728	59,8%
Debiti verso fornitori	1.433.300	1.872.451	(439.152)	(23,5%)

Debiti verso fornitori

I debiti verso fornitori ammontano a € 1.412.42 mila. La riduzione, pari ad € 443.116 mila, risulta influenzata in gran parte dalla riclassifica per IFRS5 in relazione alla prospettata cessione della partecipazione di Acea Energia per € 445.089 mila; al netto di tale variazione lo stock del debito verso fornitori di gruppo si presenta stabile rispetto la precedente esercizio (- € 1.973 mila).

Si fa presente che, nell'ambito dell'iter di contrattualizzazione di beni e servizi stabilito dal procurement del Gruppo, il fornitore aggiudicatario del contratto può concedere a sua discrezione un'extra-dilazione rispetto alle tempistiche standard, remunerata da un indennizzo, a fronte della possibilità di cedere tutte le fatture inerenti al contratto stesso (senza possibilità di distinzione) identificando un istituto di credito di suo gradimento. Gli oneri afferenti all'operazione di cessione sono a carico del fornitore e il Gruppo non ha alcun rapporto con l'istituto di credito se non, preso atto della cessione del credito, pagare il debito allo stesso nelle modalità definite. L'adesione a tale accordo da parte del fornitore permette allo stesso di ottenere l'anticipazione dell'incasso del proprio credito e indirettamente al Gruppo di pagare la fattura al fornitore o all'eventuale istituto di credito cessionario con un termine sino ad un massimo di 180 giorni dalla data di emissione della stessa (rispetto ad una tempistica media di pagamento da 60 giorni nel caso di lavori in ambito pubblicistico fino a 120 giorni nel caso di servizi in ambito privatistico).

Con riferimento invece alle forniture di energia elettrica regolati a mercato da accordi EFET, il fornitore può concedere su base annuale una dilazione fino a un massimo di 125gg dalla data emissione (rispetto ad una tempistica media di pagamento di 30 giorni), fermo restando quanto rappresentato sopra in termini di facoltà di cessione e relativo processo.

Al 30 giugno 2025 il Gruppo, nella voce dei debiti commerciali, comprende debiti afferenti alle fattispecie sopra descritte per un importo pari a € 123.761 mila (€ 115.614 mila al 31 dicembre 2024), pari circa al 9% del totale, principalmente riferibili ad Acea Ato 2 (€ 76. 19 mila) ed areti (€ 2.242 mila).

In presenza di dilazioni, viene eseguita un'analisi quali-quantitativa finalizzata alla verifica della sostanzialità o meno della modifica dei termini contrattuali, ai sensi di quanto previsto dall'IFRS9. 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 € 16.260 mila (€ 14.02 mila al 1 dicembre 2024) e sono commentati unitamente ai crediti commerciali nella nota n. 26 della presente relazione finanziaria.

Debiti verso controllate congiuntamente e collegate

I debiti commerciali verso controllate e collegate risultano pari ad € 4.617 mila (€ 2.889 mila al 31 dicembre 2024) ed includono i debiti verso le società consolidate a patrimonio netto.

39. Debiti tributari - 25.345 mila

Ammontano a € 25.345 mila (€ 40.821 mila al 31 dicembre 2024) ed accolgono il debito fiscale relativamente all'IRAP e all'IRES.

40. Altre passività correnti - 591.534 mila

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza	33.636	32.244	1.392	4,3%
Ratei e risconti passivi correnti	81.756	91.341	(9.585)	(10,5%)
Altre passività correnti	476.142	565.699	(89.557)	(15,8%)
Debiti per derivati su commodities	0	10.292	(10.292)	(100,0%)
Altre passività correnti	591.534	699.576	(108.042)	(15,4%)

Debiti verso Istituti di previdenza e sicurezza sociale

Ammontano a € 33.636 mila e presentano una variazione in aumento pari ad € 1.392 mila rispetto al 31 dicembre 2024.

Ratei e risconti passivi

Tale voce ammonta a € 81.756 mila (€ 91.341 mila al 31 dicembre 2024), e la variazione è in gran parte riferibile alla riclassifica delle discontinued operation (- € 15.398 mila) che risultano in parte compensate dai maggiori risconti passivi di Asm Terni (+ € 5.877 mila) e ad areti (+ € 1.282 mila).

Altre passività correnti

Ammontano a € 476.142 mila con una diminuzione pari a € 89.557 mila rispetto al 31 dicembre 2024 e possono essere rappresentate come segue:

€ migliaia	30/06/2025	31/12/2024	Variazione	Variazione %
Debiti verso Cassa Conguaglio	124.175	175.955	(51.781)	(29,4%)
Debiti verso i Comuni per canoni di concessione	50.909	52.289	(1.380)	(2,6%)
Debiti per incassi soggetti a verifica	16.457	27.198	(10.741)	(39,5%)
Debiti verso il Personale dipendente	52.256	62.489	(10.233)	(16,4%)
Altri debiti verso i Comuni	25.550	20.684	4.866	23,5%
Altri debiti tributari	37.862	74.524	(36.661)	(49,2%)
Altri debiti	168.933	152.560	16.372	10,7%
Altre passività correnti	476.142	565.699	(89.557)	(15,8%)

La variazione in diminuzione risulta influenzata in prevalenza dagli effetti della riclassifica delle discontinued operation in relazione alla prospettata cessione di Acea Energia per complessivi € 67.1 1 mila in prevalenza nelle voci dei debiti verso Cassa Conguaglio (- € 16.348 mila) e negli altri debiti tributari (- € 1.818 mila). La restante variazione deriva principalmente i) dalla riduzione dei debiti verso Cassa Conguaglio di areti (- € 35.319 mila) per effetto della copertura degli squilibri del sistema di perequazione dei costi di acquisto e dispacciamento dell'energia elettrica destinata al servizio di maggior tutela la cui riduzione deriva dai pagamenti eseguiti nel primo semestre 2025; ii) dall'incremento degli altri debiti di Gori (+ € 11.402 mila) di Gori in relazione agli acconti ricevuti in relazione ai contributi in conto impianto.

Debiti per derivati su commodities

La voce presenta saldo zero in conseguenza delle riclassifica delle discontinued operation in relazione alla prospettata cessione di Acea Energia e comprendeva nel precedente esercizio il debito relativo alla valorizzazione degli strumenti derivati di copertura legati all'acquisto delle commodities.

41. Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita - € 483.653 mila

Al 30 giugno 2025 le "Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita" risultano pari ad € 48 .65 mila e si riferiscono alla riclassifica delle passività direttamente correlate alle attività in vendita ai sensi dell'IFRS 5, per maggiori informazioni si rinvia all'apposito paragrafo.

Impegni e rischi potenziali

Avalli, fideiussioni e garanzie societarie

Al 30 giugno 2025 si attestano complessivamente a € 805.734.605mila (erano € 1.123.655 mila al 31 dicembre 2024). Il saldo risulta composto dalle seguenti principali operazioni:

per € 20.000 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;

• per € 5 .666 mila per la garanzia rilasciata da ACEA a favore di Cassa Depositi e Prestiti in conseguenza del rifinanziamento del mutuo erogato ad areti. Trattasi di garanzia autonoma a prima richiesta a copertura di tutte le obbligazioni connesse al finanziamento originario (€ 49 milioni). L'importo di € 5 .666 mila si riferisce alla quota garantita eccedente il debito originariamente erogato (€ 4 9 milioni);
• € 9.074 mila rilasciate da istituti assicurativi per conto di Acea Ambiente relativamente agli impianti di recupero rifiuti e agli impianti di recupero rifiuti con produzione di energia elettrica;
• € 2 .856 mila rilasciate da istituti assicurativi in favore della Regione Umbria per la gestione dell'attività operativa e post operativa della discarica di Orvieto nell'interesse di Orvieto Ambiente;
• € 8. 6 mila rilasciate da istituti bancari per conto di Orvieto Ambiente a favore della Regione Umbria per la gestione della discarica di Orvieto;
• € 25.448 mila per le garanzie rilasciate nell'interesse di areti a favore di Terna relative al contratto per il servizio di trasmissione dell'energia elettrica;
• € 17.427 mila relativi a due garanzie bancarie rilasciate nell'interesse di areti a favore del Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica a copertura del contributo concesso alla Società a titolo di anticipazione per il 10% degli importi dei progetti da realizzarsi nell'ambito del PNRR;
• € 50.455 mila relativi a fidejussioni bancarie e assicurative rilasciate nell'interesse di GORI a favore della Regione Campania e dell'Ente Idrico Campano relativamente ai lavori finanziati come richiesto dalle Convenzioni sottoscritte;
• € 2.701 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 multiservizi Via Tiburtina e via collaterali nell'interesse di areti;
• € 4.000 mila relativi alla garanzia bancaria rilasciata a favore di Roma Natura in relazione a lavori di adeguamento della rete nella Riserva della Marcigliana;
• € 7.568 mila relativi ad ACEA Ato5 ed in particolare alla fideiussione prevista obbligatoriamente dall'art. 1 del Disciplinare Tecnico, rilasciata da UNICREDIT a favore dell'AATO, calcolato sul 10 della media triennale del Piano Finanziario-Tariffario del Piano d'Ambito dell'AATO che nel corso del 202 è stata prorogata fino al 28 febbraio 2026 e adeguata nell'importo con una nuova emissione per il differenziale;
• € 2.565 mila per una fidejussione verso l'Ente d'Ambito a garanzia degli obblighi derivanti dalla gestione del Servizio Idrico Integrato della controllata GORI S.p.A.;
• € 54. 71 mila per fidejussioni bancarie rilasciate a favore dell'INPS nell'ambito del programma di Isopensione;
• € 1 . 57 mila per cinque fidejussioni bancarie rilasciate a favore di SEDAPAL per la manutenzione della rete idrica e fognaria nella zona Nord e per la manutenzione e gestione dell'impianto di trattamento delle acque reflue di Lima zona Nord-Est;
• € 28. 4 mila per garanzie di diverso genere legate alla richiesta di autorizzazione per la costruzione e gestione di parchi fotovoltaici;
• € 6.496 mila rilasciate da istituti assicurativi per conto di DECO relativamente alla discarica e all'impianto di trattamento dei rifiuti;
• € 5.546 mila rilasciata nell'interesse di Acea Ambiente a favore di Roma Capitale per la presentazione di proposte di project financing per l'affidamento della concessione del polo impiantistico relativo alla progettazione, autorizzazione all'esercizio, costruzione e gestione di un impianto di termovalorizzazione e dell'impiantistica ancillare correlata;
• € 9.422 mila per fidejussioni bancarie rilasciata nell'interesse di Acea Molise per la partecipazione alle gare per l'affidamento della gestione del servizio idrico integrato nei seguenti ambiti ottimali: i) nell'ambito ottimale Siracusa, una fideiussione provvisoria di € 6. 21 mila; ii) nell'ambito ottimale Imperia, due fideiussioni definitive di importo totale di € 3.101 mila, rilasciate a seguito dell'aggiudicazione avvenuta a novembre 2024. Si segnala che le garanzie provvisorie sono state svincolate a gennaio 2025;
• € 15.072 mila per la garanzia provvisoria rilasciata nell'interesse di Acea Ambiente a favore della Regione Campania per la partecipazione alla procedura aperta per l'affidamento del servizio di gestione dell'impianto di termovalorizzazione dei rifiuti non pericolosi sito nel comune di Acerra;
• € 4.6 7 mila per le garanzie provvisorie rilasciate nell'interesse di Acea Produzione a favore della regione Lombardia per la partecipazione alle gare indette per l'affidamento in concessione di due centrali Idroelettriche ("Codera Ratti Dongo" e "Resio");
• € 140.000 mila per una fidejussione assicurativa rilasciata nell'interesse di Acea a favore della EI a garanzia del finanziamento erogato.
• € 2.272 mila relativi ad una garanzia bancaria rilasciata nell'interesse di Aguas de San Pedro per l'adempimento del contratto di concessione per i servizi di acqua potabile e fognatura sanitaria per il comune di San Pedro Sula.
• € .41 mila relativi ad una garanzia bancaria rilasciata nell'interesse del Consorcio Agua Azul a favore del ministero peruviano competente (Ministerio de Vivienda, Construcción y Saneamiento) per l'adempimento del contratto di concessione del sistema di captazione, potabilizzazione e vendita all'ingrosso di acqua potabile all'azienda idrica statale peruviana della città di Lima, Sedapal.

Applicazione del principio IFRS5

Si rappresenta di seguito il contributo delle operazioni iscritte nella situazione patrimoniale del Gruppo Acea secondo quanto previsto dall'IFRS5 al 0 giugno 2025 (valori in €/milioni):

ATTIVITA'	III Closing Equitix	Impianti Nepi,Licodia,B omarzo	Acea Sun Capital (30%)	AT Terna	Effetto applicazione IFRS5	Acea Energia (discontinued operation)	Totale
Attività non correnti	8,7	35,2	10,6	149,9	204,5	487,8	692,2
Attività correnti	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Attività non correnti destinate alla vendita	8,7	35,2	10,6	149,9	204,5	487,8	692,2
PASSIVITA'
Passività non correnti	(0,9)	(0,1)	0,0	(11,5)	(12,4)	(471,2)	(483,7)
Passività correnti	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita	(0,9)	(0,1)	0,0	(11,5)	(12,4)	(471,2)	(483,7)

Tali attività e passività sono rappresentate nella presente Relazione Semestrale in linea con quanto previsto dagli standard internazionali, ovvero:

• la valutazione di tali beni è stata effettuata al minore tra il costo storico, diminuito del fondo ammortamento relativo, e il valore di presumibile realizzo;
• le attività e le passività direttamente correlate al gruppo in dismissione sono state misurate e presentate nello stato patrimoniale in due specifiche voci della situazione patrimoniale ("attività destinate alla vendita" e "passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita"). Si ricorda che né l'IFRS5 né lo IAS1 forniscono indicazioni sulle modalità di presentazione delle transazioni tra Continuing e Discontinued Operations, il metodo scelto ha portato a rappresentare la riclassifica dei saldi patrimoniali di attivo e passivo con i valori al netto delle elisioni delle transazioni infragruppo;
• le poste economiche sono state rappresentate in continuità con il precedente esercizio dalla data in cui è stata deliberata la mutata destinazione dei beni gli ammortamenti non sono più calcolati.

Si espone di seguito una disclosure delle singole operazioni.

Cessione a Terna "Rete AT"

Al fine di razionalizzare la proprietà degli elementi di rete in alta tensione (AT) e conseguire efficientamenti di esercizio, l'Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente ("ARERA") ha avviato un procedimento per la formazione di una serie di provvedimenti in materia di regolazione infrastrutturale dei servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo 2024-2027. Fra questi rientra la Delibera 616/2023 del 27 dicembre 2023, attraverso la quale ARERA ha introdotto un incentivo una tantum a favore delle imprese distributrici cedenti che prevede un tasso decrescente (del 4% per acquisizioni entro il 2025 e 3% per gli anni 2026/2027) da applicare al valore degli asset ceduti a Terna.

Nel contesto di tale quadro normativo, Terna ha espresso la propria volontà di acquistare da areti una partecipazione rappresentativa del 100% del capitale sociale di una NewCo, nella quale areti assegnerà e trasferirà il complesso di beni e rapporti afferenti all'attività di trasmissione e gestione di reti elettriche in AT nel comune di Roma e Formello. In particolare, gli asset oggetto della cessione comprendono 73 elettrodotti AT per circa 481 km di rete (linee aeree e in cavo), rete di fibra ottica estesa sulle linee in alta tensione incluse nell'accordo ed elementi di AT di cabine primarie. Le parti si danno inoltre atto che, nell'ambito della suddetta operazione, vengano ricompresi anche: i) 19 dipendenti indicati nell'Allegato 1 del Term Sheet firmato per accettazione dalle parti in data 6 novembre 2024; ii) le attività relative al contratto di O&M; iii) le attività relative al contratto di EPC, sull'assunto che i relativi costi siano remunerati integralmente in tariffa dall'ARERA a Terna.

In data 28 gennaio 2025 è stato emesso dal Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica ("MASE") il decreto n. 29, avente ad oggetto l'ampliamento dell'ambito della rete di trasmissione nazionale (di seguito, "RTN") dell'energia elettrica. Tenuto conto del parere favorevole espresso da parte dell'ARERA (n. 589/2024/I/eel del 27 dicembre 2024) in merito all'inclusione nell'ambito della RTN degli elementi di rete di proprietà di areti S.p.A. elencati nell'Allegato 1 all'istanza del 25 novembre 2024, il MASE ha ritenuto di concordare con l'Autorità sull'opportunità di inserire nella RTN i soprarichiamati elementi di rete, posto che l'efficacia dell'inserimento si concluderà con il perfezionamento dell'acquisizione da parte di Terna S.p.A.

In linea con quanto previsto dall'IFRS5 il Gruppo ha riclassificato gli asset rientranti nell'accordo stipulato con Terna tra le "attività non correnti destinate alla vendita", per un importo pari a € 149,9 milioni, e le passività non correnti anch'esse correlate all'accordo tra le "passività direttamente associate alle attività destinate alla vendita", in misura pari a € 11,5 milioni.

Accordo "Equitix" III Closing e Pipeline

Il 23 dicembre 2021 è stato siglato un accordo con il Fondo britannico di investimento Equitix per la cessione di un gruppo di impianti fotovoltaici detenuti dal Gruppo ACEA per un totale di circa 105 MW. L'accordo si è poi perfezionato il 22 marzo 2022 attraverso la cessione di Acea Sun Capital alla Newco AE Sun Capital partecipata per il 40% da Acea Produzione e per il 60% da Equitix; tale cessione ha comportato il passaggio degli impianti già connessi alla rete, mentre la cessione degli impianti in fase di completamento o connessione risulta dagli accordi subordinata all'ottenimento del certificato di connessione.

Gli impianti del c.d. II Closing (17 impianti) sono stati in parte connessi e ceduti nel corso del 2024 attraverso la cessione di due veicoli, ovvero, Acea Renewable (impianto di Valle Galeria) e Fergas Solar 2 (11 impianti complessivi), mentre per accordi intervenuti tra le parti due impianti da 2MW (Montefiascone2 e Gradoli) non sono stati costruiti per limitazioni autorizzative occorse dopo il I closing e sono stati pertanto esclusi dall'operazione. I restanti tre impianti, per un totale di 12MW (Pucinisco, Canino e Latera), saranno oggetto di cessione nel corso del 2025 e risultano attualmente iscritti nel libro cespiti di Acea Solar. Tali asset sono rappresentati nella presente Relazione Semestrale in linea con quanto previsto dall'IFRS5 e in continuità con quanto rappresentato nel Bilancio Consolidato 2024.

L'accordo di investimento tra il Gruppo ACEA e il Fondo Equitix sopra citato prevede, inoltre, temini e condizioni inerenti alla possibile proposta di cessione di alcuni progetti in sviluppo per una capacità attesa di 451 MW (identificati nell'Accordo come "Pipeline"). In particolare, tali progetti, una volta completati e connessi, vengono essere proposti in prelazione al Fondo Equitix secondo le modalità previste dall'accordo di investimento e successive integrazioni. Sulla base di queste disposizioni e della rinegoziazione inerente al sopra citato II closing, nel corso del 2024 le parti sono giunte ad una fase di trattativa avanzata circa la cessione di tre impianti della "Pipeline" (Licodia Eubea 28,1 MW, Nepi 9,9 MW e Bomarzo 2,4 MW) e della cessione di una partecipazione in Acea Sun Capital pari al 30% del relativo capitale sociale. I tre impianti in linea con quanto previsto dall'IFRS5 sono stati pertanto classificati come attività non correnti destinati alla vendita e adeguati al valore di cessione (fair value) sulla base dei modelli di determinazione del prezzo condivisi tra le parti.

Attività operative cessate (discontinued operation)

In data 24 giugno 2025, il Consiglio di Amministrazione di Acea S.p.A. ha approvato un'offerta vincolante ("offerta") ricevuta da Eni Plenitude per l'acquisto del 100 del capitale sociale di Acea Energia S.p.A., incluse le attività collegate alla partecipazione del 50% in Umbria Energy S.p.A., escludendo le seguenti linee di business: energy efficiency, mobilità elettrica, economia circolare ed Energy Management e i relativi contratti. L'insieme delle attività oggetto di cessione viene di seguito definito la "Target".

Alla luce della natura vincolante dell'Offerta e del previsto perfezionamento dell'operazione entro giugno 2026, il Gruppo ha proceduto, in conformità con quanto previsto dall'IFRS 5 "Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", a classificare la Target come "attività destinata alla vendita" al 0 giugno 2025.

Nel caso specifico, la cessione della linea di business, operante nel settore della vendita di energia e gas, rappresenta un importante settore di attività separato rilevante ai fini dell'informativa di segment reporting prevista dall'IFRS 8. Di conseguenza, l'operazione soddisfa i requisiti per la classificazione come "discontinued operation" e il relativo risultato netto è stato presentato separatamente nel conto economico consolidato.

Le attività sono state valutate al minore tra il valore contabile e il fair value al netto dei costi di vendita. Al 30 giugno 2025 non sono emerse svalutazioni in quanto il prezzo pattuito risulta superiore al valore contabile netto della Target, anche tenuto conto delle esclusioni di perimetro.

Inoltre, si fa presente che il conto economico consolidato al 30 giugno 2025 e il corrispondente dato comparativo, riesposto al 30 giugno 2024 ai sensi dell'IFRS 5, sono stati predisposti riflettendo, oltre alla riclassificazione di Acea Energia S.p.A. come "discontinued operation", anche una rappresentazione dei saldi infragruppo, idonea a fornire un'informativa più rappresentativa dei rapporti economici che si realizzeranno con controparti esterne al Gruppo a seguito del deconsolidamento.

In particolare, per le poste economiche in precedenza oggetto di operazioni infragruppo tra Acea Energia e le altre società consolidate, si è proceduto – ove ritenuto significativo per gli stakeholder – a una rappresentazione delle condizioni di mercato presumibilmente applicabili ai rapporti post-cessione, coerentemente con il principio di rappresentazione sostanziale (substance over form) e in linea con l'obiettivo dell'IAS 1 di fornire un'informativa utile a comprendere la performance finanziaria del Gruppo in un contesto di trasformazione del perimetro.

Tale approccio consente di anticipare, a fini informativi, gli effetti economici prospettici delle operazioni con la Target una volta terza rispetto al Gruppo, e garantisce una migliore leggibilità dell'impatto economico complessivo derivante dal processo di deconsolidamento atteso nel corso del 2026.

Effetti sullo stato patrimoniale consolidato:

€ milioni	30/06/2025
Attività non correnti destinate alla vendita
Attività non correnti	(261.800)
Attività correnti	(225.967)
Totale Attività	(487.768)
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita
Passività non correnti	52.127
Passività correnti	419.110
Totale Passività	471.237

Effetti sul conto economico consolidato:

€ milioni	30/06/2025	30/06/2024 restated
Ricavi Netti Consolidati	632,6	574,5
Costi Operativi Consolidati	(546,0)	(500,6)
Margine Operativo Lordo	86,6	73,9
Svalutazioni (riprese di valore) nette di crediti commerciali	(9,4)	(8,5)
Ammortamenti e Accantonamenti	(26,5)	(24,5)
Risultato Operativo	50,8	40,9
Proventi Finanziari	1,3	1,8
Oneri Finanziari	(4,5)	(6,1)
Risultato ante Imposte	47,6	36,6
Imposte sul reddito	(14,6)	(11,7)
Risultato netto delle attività discontinue	33,0	24,9

Flussi Rendiconto finanziari delle attività discontinued:

	30/06/2025	30/06/2024
Flusso monetario da attività operativa	62.283	39.560
Flusso monetario per attività di investimento	(150.558)	(31.374)
Flusso monetario per attività di finanziamento	87.723	(2.960)

Informativa sui servizi in concessione

Il Gruppo ACEA esercita servizi in concessione nell'ambito del settore idrico – ambientale e della 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 Acea Ambiente.

Per quanto riguarda il settore idrico, 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 Gori S.p.A. esercita il servizio nel territorio della Penisola Sorrentina, 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., in quella di Arezzo attraverso Nuove Acque S.p.A. e in quella di Lucca e provincia attraverso GEAL S.p.A;
• Umbria ove il Gruppo opera nella provincia di Perugia attraverso Umbra Acque S.p.A. e in quella di Terni attraverso ASM Terni e S.I.I. ScpA.

Inoltre, il Gruppo è titolare di diverse gestioni ex CIPE nella provincia di Benevento con GESESA S.p.A. e nel comune di Termoli con Acea Molise S.p.A.

In ultimo, si evidenzia che a partire dall'anno 2019, il Gruppo ACEA opera anche nella distribuzione del gas in Abruzzo nella provincia di Pescara, in quella dell'Aquila e in quella di Chieti, in Campania nella provincia di Salerno e in Molise nelle province di Campobasso e Isernia.

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 accessoria 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 forfettario 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.

Alla scadenza naturale o anticipata 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.

A giugno 2016 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, tale Piano ha previsto l'installazione di 182.556 armature con un corrispettivo fissato ad € 48,0 milioni per l'intero Piano 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.

Sulla base delle attuali consistenze degli impianti di illuminazione pubblica, l'ammontare del canone annuo corrisposto da Roma Capitale è di circa € 50 milioni.

In merito al Servizio di Illuminazione Pubblica, a seguito del parere reso dall'AGCM nel ollettino n.49 del 14 dicembre 2020, Roma Capitale ha intrapreso un'attività di verifica delle condizioni di congruità e convenienza economica delle condizioni prestazionali di cui al contratto di servizio tra l'Amministrazione e Acea S.p.A. (e per essa da areti) a confronto con le condizioni di cui alla Convenzione Consip Luce e, inoltre, sulla base delle posizioni espresse dall'AGCM nel suddetto parere, ha sollevato delle perplessità in merito alla legittimità dell'affidamento alla medesima Acea S.p.A. In data 8 febbraio 2021, con nota prot. DG 1585/2021, Roma Capitale ha comunicato gli esiti delle predette verifiche, affermando definitivamente "la congruità e convenienza delle condizioni economiche attualmente in essere rispetto ai parametri qualitativi ed economici della convenzione CONSIP – LUCE " e confermando "la correttezza dei corrispettivi applicati per il servizio di illuminazione pubblica", superando definitivamente ogni riserva circa la congruità dei corrispettivi praticati nell'ambito del rapporto contrattuale in essere tra Roma Capitale ed ACEA S.p.A. Con la medesima nota, che, ad ogni buon conto non incide sulla volontà dell'Amministrazione di bandire una nuova gara al fine di riaffidare il servizio, l'Amministrazione ha disposto dunque il riavvio dei procedimenti di liquidazione dei crediti accertati di Acea in relazione al Contratto di Servizio. Facendo seguito a tale intendimento, Roma Capitale, nel mese di luglio 2021, si è impegnata a liquidare i crediti riconosciuti e ad adottare deliberazioni per il riconoscimento del debito fuori bilancio in relazione ai crediti non immediatamente liquidabili. Pur continuando ad esservi alcune partite di credito in contestazione, a seguito delle interlocuzioni di luglio 2021 e fino al mese di novembre 2021, è stata corrisposta da Roma Capitale larga parte dell'insoluto relativo ad annualità pregresse e sono continuate le attività di verifica e di confronto con il Comune di Roma. Tali confronti hanno condotto Roma Capitale a corrispondere ad Acea ulteriori incassi relativi principalmente a crediti correnti. A partire dal 2022, sono proseguite le attività di riconciliazione delle partite di credito, sempre tramite compensazione.

Si informa inoltre che in data 11 agosto 2022, la Giunta Capitolina con deliberazione n. 12 intitolata "Servizio di illuminazione pubblica ed artistica monumentale sull'intero territorio comunale – Concessionario: ACEA S.p.A.- Ricognizione del perimetro della situazione debitoria ed avvio delle procedure conseguenti" ha effettuato la ricognizione del perimetro al 1 dicembre 2021 di debito dell'Amministrazione nei confronti di Acea e nei confronti della controllata areti sempre con riferimento al servizio di Illuminazione Pubblica. Tale deliberazione è stata pubblicata sul sito istituzionale di Roma Capitale in data 30 agosto 2022.

In data 27 settembre 2023, il Consiglio di Amministrazione di Acea ha approvato la proposta di un possibile Accordo Transattivo con Roma Capitale funzionale a disciplinare le reciproche posizioni e le modalità di risoluzione consensuale anticipata dei rapporti contrattuali fra le parti relativi al servizio per l'Illuminazione Pubblica erogato dal Gruppo Acea. La risoluzione consensuale, stante la natura di servizio pubblico essenziale ai sensi della normativa applicabile, avverrà al 31.12.2025 o, comunque, alla data di effettiva presa in carico da parte dell'operatore che ne risulterà aggiudicatario ad esito dell'esperimento, da parte di Roma Capitale, delle procedure che saranno avviate per l'affidamento del servizio.

Il 12 dicembre 202 , con Deliberazione dell'Assemblea Capitolina n. 189, Roma Capitale ha approvato il testo dell'Accordo Transattivo, disponendo lo scioglimento del rapporto e conferendo i poteri per la firma dello stesso.

Nelle more della conclusione e della definizione di tutti gli aspetti riguardanti il servizio, Acea ha proseguito il servizio di Illuminazione Pubblica procedendo regolarmente alla fatturazione come diffusamente descritto in Nota Integrativa nel paragrafo dei Rapporti con Roma Capitale.

L'Accordo Transattivo è stato sottoscritto in data 15 maggio 2025 e, fermo restando lo scioglimento del rapporto nei termini anzidetti, prevede, a saldo e stralcio delle partite aperte, la corresponsione nei confronti di Acea di € 86.208. 40,85 IVA inclusa, che verranno corrisposti nella seguente maniera: i) il 40 entro 60 giorni dalla sottoscrizione dell'accordo; ii) il 0 entro 120 giorni e iii) il restante 30% entro 180 giorni dalla sottoscrizione. Detto importo esclude le somme dovute quali ratei dell'investimento (CS) che verranno corrisposte da Roma Capitale entro 90 giorni dalla data di presa in carico del servizio da parte del nuovo operatore economico.

Servizio idrico integrato

Lazio – ACEA Ato2 S.p.A. (Ato2 – Lazio Centrale - Roma)

Il Servizio Idrico Integrato nell'ATO2 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 gestiti al 0 giugno 2025 sono, rispetto ai 11 in totale afferenti all'ATO, rispettivamente 94 per l'intero servizio idrico integrato (acquedotto, fognatura e depurazione) e 12 in cui ACEA Ato2 svolge uno o due servizi. I rimanenti 7 comuni hanno avuto facoltà di non aderire alla gestione unica in forza dell'art. 148, comma 5, del DLgs 152/2006.

Nella seduta del 28 aprile 2025, la Conferenza dei Sindaci e dei Presidenti dell'Ambito Territoriale Ottimale 2 - Lazio Centrale – Roma ha approvato all'unanimità, i seguenti punti all'ordine del giorno:

• Bilancio preventivo della STO 2025-2026-2027- Attività e obiettivi 2025: il bilancio è redatto in continuità con i precedenti, con il supporto della Ragioneria Generale della Città Metropolitana. Le entrate previste sono costituite dai trasferimenti del Gestore secondo quanto stabilito dalla delibera n.1-2002; le uscite riguardano il funzionamento della STO (personale dipendente, convenzioni di supporto alle attività della Segreteria da parte della Città Metropolitana, altre spese per il funzionamento dell'ufficio);
• Aggiornamento Valore Residuo della gestione di Acea Molise S.r.l. a seguito dell'atto di indirizzo n°133 del 31.10.2024 approvato dall'ATO 1 Lazio Nord Viterbo: nel 2021 il Comune di Campagnano di Roma è stato inserito nell'ATO2; la norma prevede che il gestore subentrante Acea ATO2 corrisponda un Valore Residuo al gestore uscente, Acea Molise S.r.l.; a seguito di calcoli effettuati, il Valore Residuo risultante è pari a circa 2.395 euro;
• Integrazioni alla "Convenzione obbligatoria per la gestione dell'interferenza idraulica del sistema acquedottistico Peschiera – Le Capore" - D.G.R. Lazio n. 1128 del 19 dicembre 2024: con la Convenzione obbligatoria tra ATO 2 e ATO 3 sono state poste le basi per realizzare le opere di messa in sicurezza del sistema acquedottistico Peschiera - Le Capore. Nel 202 , l'ATO 3 ha chiesto alla Regione Lazio di inserire una serie di modifiche/integrazioni alla Convenzione stessa. Con la D.G.R. n. 1128 del 2024 la Regione ha approvato lo Schema di Convenzione contenente in parte alcune modifiche richieste dall'ATO . La nuova Convenzione prevede: l'ampliamento del perimetro di operatività per la protezione quantitativa, con l'inserimento di 11 Comuni, alimentati dalle sorgenti Peschiera - Le Capore; l'importo per la vendita dell'acqua all'ingrosso, in funzione degli oneri sostenuti da Acea per il trasporto dell'acqua; l'adeguamento del contributo, proporzionalmente alla variazione dei costi ambientali e della risorsa secondo il metodo tariffario Arera, rilevati da ATO 2 dal 2020 al 2024 e applicato però a partire dal 2025 (10, mln invece di 12 mln); il successivo adeguamento dell'importo, per tenere conto dell'incremento di portata delle condotte, a decorrere dal 2026, termine previsto per l'affidamento dei lavori di messa in sicurezza del Peschiera;
• Carta dei servizi ATO2 Modifiche e integrazioni 2025: come sarà approfondito nel paragrafo, con la delibera 53/2025 del 18 febbraio, l'Arera ha approvato il nuovo orario di apertura dello sportello provinciale di P. le Ostiense, già votato dalla Conferenza dei Sindaci con la delibera 12-24. Il testo della Carta dei Servizi ha quindi dovuto recepire la nuova articolazione dell'orario dello sportello e del servizio di call center. Il gestore, inoltre, ha evidenziato l'importanza di alcune integrazioni su ulteriori aspetti riguardanti essenzialmente l'evoluzione dei servizi digitali messi a disposizione degli utenti. Pertanto, al fine di una chiara e completa informazione all'utente, queste nuove funzionalità sono state riportate nella Carta dei Servizi, oltre ad alcuni refusi corretti dalla STO;
• Regolamento di Utenza del S.I.I.– Modifiche e integrazioni 2025: l'applicazione del Regolamento di utenza, aggiornato nel 2022, ha evidenziato la necessità di alcune integrazioni, tra le quali si segnalano: l'inserimento di un articolo per chiarire la procedura in caso di interventi su condotte in proprietà privata; alcune specificazioni al fine di maggior chiarezza per gli utenti, relativamente alle utenze a bocca tarata, alle procedure di allaccio idrico, alle procedure di subentro o di scissione per le utenze condominiali; altre specificazioni, sempre al fine di maggior chiarezza per gli utenti, sulle procedure di allaccio fognario o di intervento su tratti in proprietà privata; infine, nei casi di perdite occulte, sono ampliati i termini in capo agli utenti per inviare al gestore la comunicazione di riparazione del contatore;
• Regolamento attuativo bonus idrico integrativo 2025 dell'ATO 2 Lazio Centrale-Roma: il bonus idrico integrativo è il bonus previsto nell'ATO2 Lazio Centrale-Roma per la fornitura di acqua agli utenti domestici residenti in condizioni di disagio economico e si aggiunge al bonus sociale idrico previsto dall'Arera su base nazionale. Per il 2025 il Regolamento del bonus mantiene invariate le soglie ISEE per l'ottenimento delle agevolazioni, che consistono in uno sgravio in bolletta, pari ad un consumo fino a 40 mc all'anno a persona o a 20 mc all'anno a persona, in funzione del livello di ISEE dell'utente. Le istanze devono essere presentate sul sito della STO con una modulistica appositamente predisposta; nell'anno in corso è stata

inserita anche la possibilità di delega da parte dell'utente interessato che abbia poca dimestichezza con gli strumenti informatici;

Corrispettivi dei servizi idrici ai sensi della delibera Arera 665/2017/R/idr e dell'Atto di indirizzo Delibera n. 7-24 del 5 agosto 2024: con questa delibera vengono approvati alcuni adeguamenti dei corrispettivi per le Utenze Comunali Antincendio e per i reflui industriali. In merito alle Utenze Comunali Antincendio, si prevede la riduzione del 50% delle quote variabili e fisse; per colmare il divario risultante, si prevede l'aumento dell'1,12 sulle sole quote fisse applicate a tutte le categorie di utenza, che corrisponde, per le utenze domestiche residenti, ad un incremento della spesa pari a 29 centesimi di euro all'anno a persona. In merito ai reflui industriali, è sorta la necessità di ricalibrare questa tariffa, facendo riferimento ai vincoli imposti dal TICSI e dalla normativa regolatoria, al fine di contemperare il principio del "chi inquina paga" con la sostenibilità economica dei corrispettivi richiesti alle utenze. L'applicazione degli adeguamenti tariffari è stabilita con decorrenza 1° luglio 2025 senza alcuna modifica alla tariffa media approvata dalla Conferenza dei Sindaci con la delibera 6-24.

Di estremo interesse è inoltre la proposta di legge regionale n. 206 "Istituzione dell'Autorità idrica del Lazio", presentata il 12 maggio 2025 su iniziativa di un consigliere regionale e assegnata alla Commissione Lavori pubblici.

La proposta ha la finalità di riorganizzare e razionalizzare la governance del SII a livello regionale, attraverso la creazione di un ente pubblico dotato di autonomia organizzativa, amministrativa e contabile. Prevede l'istituzione di un ATO Unico regionale (ATO Lazio), gestito dall'Autorità idrica quale Ente di governo dell'Ambito, e l'affidamento del SII a un gestore unico su base regionale (escludendo espressamente eventuali proroghe dei contratti in essere). Il testo prevede anche una tariffa unica regionale "aggiornata ed omologata in capo al nuovo gestore in occasione del suo subentro in ciascun Ambito". Il 16 giugno 2025 la Commissione Lavori pubblici ha avviato l'esame del provvedimento.

Nello stesso periodo è stato pubblicato l'Atto di organizzazione n. G05952, di iniziativa della Giunta, che dispone la costituzione di un Gruppo di lavoro che possa redigere, entro il 30 novembre 2025, una proposta di legge regionale di riorganizzazione del SII che abbia i seguenti obbiettivi: tutelare la risorsa idrica e l'intero ciclo dell'acqua promuovendo l'accesso individuale e collettivo ad essa; adeguare il SII regionale alla normativa comunitaria e nazionale di settore; individuare un Ambito Territoriale Ottimale di livello regionale del SII, coincidente con l'intero territorio della Regione; istituire un'Autorità idrica della Regione Lazio, quale ente di governo dell'ambito territoriale ottimale, garantendo un'adeguata rappresentatività a livello provinciale e degli enti locali; indicare modalità e tempistiche per il raggiungimento graduale di una gestione e tariffazione unitaria del SII.

Dal momento che gli obbiettivi del Gruppo di lavoro risultano simili a quelli della proposta di legge regionale n.260, si resta in attesa di capire come si interfacceranno i provvedimenti e le attività ad essi connesse.

Si riportano nel seguito i principali provvedimenti emanati dall'ARERA nel periodo di riferimento della presente relazione. In attuazione della Legge 0.12.2024, n. 207, (c.d. Legge di ilancio 2025), l'Arera ha approvato la delibera 8/2025/R/com del 21 gennaio, con cui ha prorogato fino al 31 dicembre 2025 le agevolazioni alle popolazioni colpite dagli eventi sismici del 2016 in Centro Italia e del 2017 nei Comuni di Casamicciola Terme, Lacco Ameno e Forio (Ischia). La delibera conferma che per tutta la durata delle agevolazioni si applica la tariffa domestica residente sia all'abitazione di residenza inagibile sia all'eventuale utenza/fornitura in cui venga stabilito il solo domicilio successivamente all'evento sismico, senza che sia stata trasferita la residenza anagrafica. Di estremo rilievo è l'approvazione dell'istanza, presentata da Acea Ato2, di modifica degli orari dello sportello provinciale e del call center. L'art. 52.5 dell'allegato A alla delibera 655/2015/R/idr (RQSII), prevede che gli EGA territorialmente competenti, d'intesa con il gestore e le Associazioni dei consumatori, possano presentare motivata istanza di deroga dal rispetto degli obblighi concernenti l'orario minimo di apertura degli sportelli provinciali. Ciò premesso, l'istanza, approvata all'unanimità dalla Conferenza dei Sindaci con delibera 12-24 del 16 dicembre 2024, è stata accolta con delibera 5 /2025/R/idr del 18 febbraio 2025. L'Autorità, come si evince dalla delibera, ha ritenuto congrui i seguenti elementi, posti alla base dell'istanza:

• l'incremento dell'utilizzo di canali digitali, aumentato durante il periodo pandemico, ha determinato un sensibile cambiamento delle abitudini degli utenti, tanto che nella prima fase emergenziale, la chiusura di tutti gli sportelli fisici non ha evidenziato particolari criticità, in quanto parallelamente si è operato con il rafforzamento degli altri canali di contatto quali il Call Center, e soprattutto l'Area Clienti MyAcea;
• concluso il periodo pandemico, si è registrata una forte riduzione degli accessi allo sportello fisico di Acea ATO2 ed una tendenza in discesa del servizio telefonico, a fronte invece di un aumento degli accessi ai servizi on-line e alla app MyAcea, anche grazie alla spinta verso la digitalizzazione;
• gli orari proposti determinano una riduzione dei costi operativi legati al personale stimati a circa 35.000 euro/anno per tutte le giornate di sabato di operatività dei due servizi, riallocando tali costi su attività di back office e canali digitali finalizzati al miglioramento del servizio ai clienti.

Per completezza di informazione, si segnala che con le delibere 159/2025/R/idr dell'8 aprile e 2 4/2025/R/idr del giugno, l'Arera ha accolto anche le istanze di modifica degli orari di apertura degli sportelli provinciali, presentate rispettivamente dall'Agenzia territoriale dell'Emilia-Romagna per i servizi idrici e rifiuti, d'intesa con il gestore Montagna 2000 S.p.A e dal Consiglio di acino Polesine, d'intesa con il gestore Acquevenete S.p.A.

Il 20 marzo 2025 presso la VII Commissione Ambiente della Camera dei deputati, si è tenuta l'audizione informale dell'Arera in merito a due proposte di legge (AC 1056 e AC 1133) concernenti l'organizzazione territoriale e la gestione autonoma del SII; in quell'occasione l'Autorità ha presentato la Memoria 105/2025/I/idr con cui ha descritto alcune criticità riscontrate nelle disposizioni in esame: in primo luogo esse potrebbero determinare una netta inversione di tendenza rispetto ai percorsi auspicati, finalizzati a conseguire gli obiettivi di razionalizzazione degli assetti gestionali; inoltre potrebbero rallentare in misura rilevante i percorsi di progressivo subentro alle precedenti gestioni comunali da parte dei nuovi gestori integrati. Alla data di predisposizione del presente documento, risulta che i provvedimenti siano ancora in corso di esame presso la Commissione Ambiente della Camera dei deputati.

Si segnala anche l'interessante delibera 122/2025/R/idr del 25 marzo, con la quale l'Arera ha avviato un procedimento per la modifica e l'aggiornamento della disciplina della trasparenza dei documenti di fatturazione di cui alla delibera 586/2012/R/idr. Il provvedimento ha la finalità di rafforzare il perseguimento degli obiettivi di trasparenza e maggiore comprensione delle informazioni a favore

dell'utente finale, anche in considerazione delle importanti innovazioni normative e regolatorie intervenute successivamente all'adozione della sopracitata delibera. L'Arera prevede che la conclusione del procedimento avvenga entro il 1 dicembre 2025.

Con il documento di consultazione 123/2025/R/idr, l'Arera ha presentato i propri orientamenti finali per la definizione di uno schema tipo di bando di gara per l'affidamento del SII (il precedente DCO era il 245/2024/R/idr del 18 giugno 2024, con cui l'Autorità aveva proposto i primi orientamenti in merito). Per quanto riguarda i contenuti dello schema, l'Arera conferma quanto già prospettato, ossia l'intenzione di intervenire sui seguenti aspetti: ambito di applicazione; documentazione di gara; durata; condizioni di partecipazione; oggetto e valore dell'affidamento; criterio di aggiudicazione e disciplina dell'offerta; offerta tecnica; offerta economica; profili di applicabilità dello schema tipo di bando di gara al partenariato pubblico-privato istituzionale; disposizioni specifiche per i casi di indisponibilità dei requisiti informativi minimi. Il documento precisa che per tutti gli elementi e gli aspetti della gara non disciplinati nello schema si può fare riferimento, per i profili di applicabilità, alle disposizioni generali contenute nella disciplina sui contratti pubblici (d.lgs. 36/23) e, ove applicabili, ai pertinenti atti tipo adottati dall'Autorità nazionale anticorruzione (Anac), nonché alla normativa euro unitaria e alla normativa nazionale in materia ambientale e dei servizi pubblici locali. L'entrata in vigore dello schema tipo è prevista non oltre il 1° gennaio 2026 e non si applicherà alle procedure già avviate al momento della sua pubblicazione. Infine, il DCO ha fissato al 5 maggio 2025 l'invio delle eventuali osservazioni al testo (le osservazioni sono state inviate entro i termini stabiliti).

In occasione della presentazione della Relazione annuale al Parlamento e al Governo, avvenuta il 17 giugno 2025, l'Autorità ha reso noto che il provvedimento finale è in via di definizione.

Di interesse è anche il Parere 145/2025/I/idr del 1° aprile 2025, con cui l'Arera fornisce il suo contributo in merito allo schema di decreto ministeriale di adozione del primo stralcio del PNIISSI. L'Autorità, nel rilasciare parere favorevole, contestualmente: pone l'accento sulle criticità relative agli affidamenti già sottolineata nella relazione semestrale sugli assetti locali del SII (32/2025/I/idr del 4 febbraio ); ribadisce al MIT l'impegno a monitorare gli adempimenti dei soggetti attuatori in relazione al riordino degli assetti del SII e all'ottemperanza agli obblighi della regolazione pro tempore vigente, per evitare che i requisiti in possesso dei soggetti stessi possano venire meno nel corso della durata dei relativi interventi oggetto di stralcio.

Si segnalano inoltre degli interessanti aggiornamenti relativi al tema dell'Analisi dell'Impatto di Regolazione-AIR (metodologia che consente di valutare ex ante le ricadute - in termini qualitativi e quantitativi - di una decisione, prima che venga adottata). L'Autorità aveva approvato l'AIR con la delibera dell'Arera- GOP 46/08 del 3 ottobre 2008; successivamente, con la delibera 151/2025/R/idr del 1° aprile, ha avviato un procedimento per la revisione e l'aggiornamento (tramite l'adozione di un apposito Regolamento), della Guida per l'AIR. Con la citata delibera 151/2025 l'Autorità: 1) stabilisce che il procedimento si concluda entro il 0 giugno 2025; 2) decide di pubblicare, contestualmente alla delibera stessa, anche un documento per la consultazione contenente lo schema di Regolamento con degli Allegati che ne costituiscono parte integrante. Il documento posto in consultazione è il DCO 152/2025/A, che aggiorna e amplia la vigente metodologia di AIR, fornendo un quadro più dettagliato e strutturato per lo svolgimento dell'analisi di impatto della regolazione. il termine per l'invio delle osservazioni era stabilito al 0 maggio 2025. Il Gruppo Acea non ha ritenuto di inviare osservazioni sull'argomento. Da ultimo, con la delibera 225/2025/A del 18 giugno, l'Autorità adotta definitivamente il nuovo Regolamento, stabilendo che le nuove disposizioni entrino in vigore dalla data di pubblicazione della sopracitata delibera 225/2025 (ossia il 20 giugno 2025); contestualmente abroga la delibera GOP 46/08 contenente le vecchie disposizioni in materia.

In tema di qualità tecnica, con la delibera 181/2025/R/idr del 17 aprile, l'Arera ha approvato la nota metodologica relativa alle prime risultanze istruttorie emerse nell'ambito del procedimento avviato con la delibera 39/2024 per le valutazioni quantitative previste dal meccanismo incentivante della qualità tecnica del SII con riferimento al biennio 2022-2023.

Nella nota, l'Autorità, dopo aver analizzato i casi di penalità massima, effettua le valutazioni preliminari di ammissibilità al meccanismo incentivante; sempre nella nota, l'Arera procede alle verifiche dei dati e dei documenti inviati, ponendo particolare attenzione a quei comportamenti strategici selettivi che inducono a richiedere l'esclusione di macro-indicatori che potrebbero presentare esito negativo; in tale contesto, l'Autorità ritiene opportuno effettuare l'esclusione della gestione dall'applicazione delle premialità.

In calce alla nota è presente una tavola sinottica delle casistiche e degli esiti regolatori previsti a riepilogo del documento.

A conclusione del procedimento, con delibera 225/2025/R/idr del 27 maggio l'Autorità ha reso noti i risultati delle valutazioni finali. Per quanto riguarda Acea ATO2, si evidenzia, nell'ambito del livello avanzato di valutazione per il macro-indicatore M2 (Interruzioni del servizio), il conseguimento del primo posto nella classifica dei gestori con obiettivi di miglioramento. Dalla valutazione è risultata complessivamente l'attribuzione di un importo totale di 12,8 Mln €.

In tema di qualità contrattuale, con la delibera 203/2025/R/idr del 13 maggio, l'Arera ha approvato la nota metodologica relativa alle prime risultanze istruttorie emerse nell'ambito del procedimento avviato con la delibera 37/2024 per le valutazioni quantitative previste dal meccanismo incentivante della qualità contrattuale del SII con riferimento al biennio 2022-2023.

La nota integra il procedimento già intrapreso nello scorso biennio identificando: 1) il set di gestioni per le quali si possiede di un corredo completo di informazioni cui applicare il meccanismo incentivante; 2) l'attribuzione delle penalità associate agli Stadi I e II per tutte le gestioni che non abbiano inviato i dati nei termini previsti.

In calce alla nota è presente una tavola sinottica delle casistiche e degli esiti regolatori previsti a riepilogo del documento.

A conclusione del procedimento, con delibera 277/2025/R/idr del 24 giugno l'Autorità ha pubblicato i risultati delle valutazioni finali. Per quanto riguarda Acea ATO2, gli obiettivi di mantenimento, per entrambi i macro-indicatori, sono stati raggiunti; tuttavia, non è stato conseguito il risultante premio, in quanto azzerato in applicazione della formula di cui all'articolo 96.2 della RQSII (decurtazione degli Opex-QC).

Per completezza di informazione, si segnala che l'Arera ha organizzato un seminario, previsto per il 17 luglio 2025, finalizzato ad illustrare l'evoluzione delle metodologie istruttorie per l'ammissione degli operatori ai meccanismi incentivanti premi/penalità della regolazione della qualità tecnica e contrattuale e per la valutazione dei risultati. Con l'occasione è prevista anche la premiazione dei soggetti che si sono distinti per le migliori performance per il biennio in considerazione.

Si segnala da ultimo, che il 17 giugno 2025 si è tenuta la cerimonia di presentazione della Relazione annuale al parlamento. In occasione di tale evento, l'Arera ha pubblicato una sintesi dei principali dati contenuti nei due volumi, riferiti tra l'altro a tariffe, investimenti, qualità tecnica e qualità contrattuale del SII.

Si riporta di seguito un'estrema sintesi, rinviando alla Relazione per un'analisi più approfondita. In merito all'approvazione delle tariffe l'Arera registra che, alla data dell'8 maggio 2025, le verifiche compiute hanno confermato una diffusa capacità di realizzazione degli investimenti programmati; il tasso di realizzazione è risultato pari al 96% nel 2022 e al 94% nel 2023, con valori più contenuti per i gestori operanti nell'area Sud e Isole per i quali sembrano permanere alcune criticità in ordine all'esecuzione degli interventi. La prima ricognizione degli investimenti destinati al miglioramento del macro-indicatore M0 (l'indice di qualità tecnica che misura la resilienza, la capacità del sistema idrico di far fronte a diverse condizioni, inclusi cambiamenti climatici e picchi di domanda) restituisce un fabbisogno dei gestori pari a circa 1,4 miliardi di euro, equivalenti al 5,10% del fabbisogno complessivo. In termini generali di servizio, il quadro nazionale resta orientato prevalentemente sugli investimenti pianificati nelle infrastrutture acquedottistiche (52%), rispetto a quelli previsti nelle reti fognarie e negli impianti di depurazione (nel complesso il 34,87%).

Alla data della presente relazione, rimangono ancora pendenti gli altri ricorsi presentati da ACEA Ato2 al TAR Lombardia avverso la Delibera n.643/2013/R/Idr (MTI) e la Delibera 664/2015/R/idr (MTI-2) Delibera 580/2019/R/idr.

Relativamente alla Delibera 64 /201 , si segnala che l'8 maggio 2014 sono stati presentati dei motivi aggiunti per l'annullamento delle determinazioni ARERA n.2 e n.3 del 2014.

Con sentenza n° 892 del 20 aprile 2022 il TAR Lombardia ha confermato gli orientamenti già espressi dal Consiglio di Stato nei giudizi sulla delibera 585/2012/R/IDR relativamente:

• alle cd. "acque bianche" per le quali la delibera impugnata "non incide in senso ampliativo sulle convenzioni di gestione in corso";
• alle fognature miste, affermando che "In questi casi, non essendo possibile quantificare i volumi di acqua che affluiscono alle reti fognarie dai diversi punti di immissione, e quindi disaggregare i relativi costi, risponde a canoni di razionalità economica che le tariffe coprano anche i costi derivanti dalla raccolta e dal trattamento delle acque bianche";
• agli oneri finanziari sui conguagli, per i quali si afferma che poiché il gestore sopporta un costo oggettivo derivante dal fatto che il livello delle tariffe inizialmente fissato dall'Ente di governo dell'ambito si rivela insufficiente a coprire i costi del servizio, il riconoscimento di questo costo finanziario non può essere disconosciuto. Proprio per questo, l'Autorità deve quindi prevedere, in sede di determinazione del conguaglio, un correttivo a copertura dell'onere finanziario sui conguagli. Il TAR ha viceversa respinto il motivo concernente la previsione di un cap ai conguagli.

Sono stati discussi in data 11 ottobre 2022 gli appelli relativi alla delibera 643/13, eccezion fatta per quello di ACEA Ato2 per indisponibilità della relatrice cui era stato assegnato.

Relativamente ad ACEA Ato2 con sentenza 7 6 del 2 febbraio 202 il Consiglio di Stato ha accolto l'appello di ARERA per la riforma della sentenza del Tar Lombardia Sez. Seconda, n. 892/2022 che aveva parzialmente annullato gli atti di approvazione del Metodo tariffario idrico (MTI) per gli anni 2014 e 2015, dando ragione al regolatore sul mancato riconoscimento degli oneri finanziari sui conguagli. Il giudice di secondo grado ha condiviso le argomentazioni di ARERA, in continuità con analoghe pronunce già pubblicate su appello dell'Autorità contro, tra gli altri, Acquedotto del Fiora, Umbra Acque, Gori e Publiacqua, valutando ragionevole la scelta del regolatore di basare i conguagli su "dati effettivi e certificati relativi ai volumi di vendita", mentre "la rischiosità dell'attività di gestione del SII è già considerata dal valore tariffario "beta", che è stato valutato ragionevole da un organismo verificatore in funzione del perseguimento del principio del "full cost recovery". Inoltre, la sentenza dispone che "riconoscere gli oneri finanziari anche sui conguagli (costi operativi) significherebbe, sotto il profilo della redditività, attribuire a detta componente sostanzialmente lo stesso trattamento degli investimenti (costi di capitale), che perseguono la diversa finalità del miglioramento della qualità del servizio pubblico". In ultimo il Consiglio di Stato concorda con ARERA sul fatto che i conguagli siano già adeguati esclusivamente con l'inflazione come già avviene negli altri settori regolati.

Il Consiglio di Stato ha inoltre respinto la tesi dell'appellante relativamente alla illegittimità della previsione di un "cap" al moltiplicatore theta con riferimento alla componente relativa ai conguagli in quanto la regolazione già prevede il superamento dello stesso solo a determinate condizioni e su motivata istanza dell'Ente di Governo.

Per quanto riguarda la Delibera 664/2015, si precisa che nel febbraio 2018 ACEA Ato2 ha esteso l'impugnazione originariamente proposta, presentando ulteriori motivi aggiunti avverso la Delibera ARERA 918/2017/R/Idr (Aggiornamento biennale delle predisposizioni tariffarie del servizio idrico integrato) e avverso l'Allegato A della Delibera 664/2015, come modificato dalla citata delibera 918/2017. La prossima udienza è stata fissata per il 14 gennaio 2026.

Nel mese di febbraio 2020, ACEA Ato2 ha proceduto ad impugnare anche la Delibera 580/2019/R/idr e che ha approvato il Metodo Tariffario del servizio idrico integrato per il terzo periodo regolatorio (MTI-3), ribadendo molti dei motivi dei precedenti ricorsi in materia tariffaria e introducendone di nuovi con riferimento a specifici aspetti introdotti per la prima volta con la nuova metodologia tariffaria. Tra le Società controllate e/o partecipate del Gruppo ACEA che hanno impugnato il MTI-3 figurano anche le Società ACEA Ato5, Acea Molise Srl e GESESA (che non hanno in precedenza impugnato le delibere relative al MTT, MTI e MTI-2. È stata inoltre oggetto di ricorso anche la Delibera 2 5/2020/R/idr per l'adozione di misure urgenti nel servizio idrico integrato, alla luce dell'emergenza da COVID-19). A seguito di deferimento all'Adunanza Plenaria del Consiglio di Stato sul tema del riconoscimento degli oneri finanziari sui conguagli, il TAR Lombardia ha disposto la trattazione del ricorso in data 29 gennaio 2025, successivamente alla pronuncia della Plenaria. L'udienza è stata rinviata al 14 gennaio 2026.

Nel mese di febbraio 2022 ACEA Ato2 ha presentato ricorso avverso la delibera 6 9/2021/R/Idr relativa all'aggiornamento biennale tariffario per gli anni 2022 e 202 . L'impugnativa del provvedimento, effettuata anche dalle società controllate e/o partecipate del Gruppo ACEA quali ACEA Ato5, Acea Molise Srl, Publiacqua, Acquedotto del Fiora, Gori, GESESA, Umbra Acque e SII Terni, conferma molti dei motivi già avanzati avverso le precedenti deliberazioni tariffarie aggiungendone di nuovi legati alla nuova regolazione enunciata da ARERA. Relativamente ai motivi attinenti pedissequamente alle nuove disposizioni si sottolineano sia il meccanismo di riconoscimento del costo dell'energia, ritenuto non efficace ad intercettare la reale situazione contingente, nonché le previsioni con cui l'ARERA ha dichiarato di voler ottemperare alla giurisprudenza del Consiglio di Stato in materia di oneri finanziari sui conguagli, di trattamento del Fondo Nuovi Investimenti e di ridefinizione della quota oggetto di restituzione agli utenti ai sensi della delibera n. 273/2013

Nel mese di febbraio 2024 Acea ATO2 ha presentato ricorso avverso il MTI4. I motivi addotti sono tre:

1.Nel calcolo degli oneri finanziari - intesi come componente dei costi delle immobilizzazioni riconosciute in tariffa - viene contestata la valorizzazione dell'ERP (premio per il rischio di mercato) ridotta rispetto al precedente periodo regolatorio e più bassa rispetto agli altri settori regolati;

2.Mancato riconoscimento degli oneri finanziari sui conguagli;

3.Riduzione del valore residuo a causa della mancata considerazione, nella definizione del medesimo, delle diverse modalità di contabilizzazione del FONI che possono essere impiegate dal Gestore. In tal modo non vorrebbe garantito al Gestore uscente, a prescindere dalla politica contabile impiegata, il recupero dell'onere fiscale sostenuto con riferimento alla componente FoNI e non integralmente ammortizzato.

Lazio – ACEA Ato5 S.p.A. (Ato5 – Lazio Meridionale - Frosinone)

Gestisce il servizio idrico integrato (S.I.I.) dell'Ambito Territoriale Ottimale n.5 (ATO5) Lazio Meridionale – Frosinone, sulla base di una convenzione per l'affidamento del servizio, di durata trentennale, sottoscritta il 27 giugno 200 tra la Società e la provincia di Frosinone in rappresentanza dell'Autorità d'Ambito (AATO5). 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 S.I.I. sul territorio dell'ATO5 interessa un totale di 86 comuni (resta ancora da rilevare la gestione del Comune di Paliano, mentre i Comuni di Conca Casale e di Rocca D'Evandro ricadono rispettivamente nell'Ente d'Ambito Territoriale Molise – EGAM – e nell'Ambito Territoriale Ottimale n.2 Regione Campania – Distretto Terre di Lavoro) per una popolazione complessiva di circa 489.000 abitanti, una popolazione servita pari a circa 450.991 abitanti (202.124 utenze) con una copertura del servizio pari a circa il 93% del territorio.

Per quanto attiene l'acquisizione degli impianti afferenti alla gestione nel Comune di Paliano, attualmente la gestione del S.I.I. è ancora svolta dalla Società AMEA, partecipata dal Comune di Paliano. Relativamente a tale gestione nel mese di novembre 2018 il Consiglio di Stato si è definitivamente pronunciato in merito all'appello proposto dal Comune di Paliano avverso la sentenza del TAR n. 6/2018 – che ha accolto il ricorso proposto dalla Società nei confronti dello stesso Comune, al fine di ottenere l'annullamento del provvedimento con il quale il Comune ha opposto il proprio diniego al trasferimento del servizio. Il Consiglio di Stato pertanto, con sentenza n. 66 5/2018, ha rigettato l'appello proposto dal Comune di Paliano e conseguentemente ha confermato la sentenza del TAR Latina, ribadendo che il regime di salvaguardia riconosciuto in favore di AMEA era "circoscritto al periodo di tre anni decorrenti dalla sottoscrizione della Convenzione di gestione tra l'AATO5 ed ACEA Ato5; detto termine veniva quindi a scadere nel 2006 di talché, successivamente a tale data, la gestione posta in essere da AMEA andava considerata sine titulo".

Avendo ACEA Ato5 sin qui omesso l'attivazione del giudizio di ottemperanza nella prospettiva di verificare l'adempimento spontaneo da parte del Comune, idoneo a prevenire l'eventuale nomina del commissario ad acta, come già avvenuto in casi simili, sono intercorsi una serie di incontri presso la Segreteria Tecnica Operativa (STO) dell'AATO5 , finalizzati a ricercare un bonario componimento della controversia e a dare avvio alle attività propedeutiche al trasferimento ad ACEA Ato5 della gestione del S.I.I. nel territorio del Comune di Paliano. In tale prospettiva, le Parti - con verbali del 26 novembre 2018 e 29 novembre 2018 - hanno provveduto ad eseguire l'aggiornamento della precedente ricognizione delle reti e degli impianti esistenti nel Comune di Paliano, funzionali alla gestione del S.I.I., successivamente aggiornati nel 2020 e nel 2021, anche individuando i necessari interventi di adeguamento delle opere afferenti al servizio di depurazione e fognatura.

Le Parti hanno successivamente effettuato altri incontri, unitamente alla STO dell'AATO5, al fine di definire non solo il perimetro tecnico ma anche quello amministrativo e commerciale per finalizzare il trasferimento della Gestione del S.I.I. del Comune di Paliano ad ACEA Ato5. Il mancato invio di tutte le informazioni necessarie e la diatriba relativa alle modalità di trasferimento delle infrastrutture e della gestione del S.I.I. sono state oggetto di circostanziate note trasmesse tra le parte e di informative verso la STO e la Regione Lazio, alla quale è stato chiesto, da quest'ultima, l'avvio delle procedure commissariali per l'applicazione dei poteri sostitutivi ai sensi dell'art. 172, comma 4, del D.lgs. 152/2006 e ss.mm.ii.

Da ultimo l'Ente d'Ambito, in assenza di riscontri da parte del Comune di Paliano, in data 26 giugno 2024, ha ulteriormente sollecitato alla Regione Lazio l'attivazione dei poteri sostitutivi ai sensi dell'art. 172, comma 4, del D.lgs. 152/2006 e ss.mm.ii. In data 01 luglio 2024 il Comune di Paliano ha richiesto alla Regione Lazio, ad ACEA Ato5 e agli altri Enti coinvolti la convocazione di un tavolo tecnico al fine di concertare i tempi e le modalità per il passaggio del S.I.I. In data 15 ottobre 2024 si è tenuto un incontro presso la Regione Lazio, presenti l'Ente d'Ambito, il Comune di Paliano, AMEA S.p.A. ed Acea Ato5, finalizzato ad una ricognizione dello stato di avanzamento della procedura di trasferimento del Servizio. Appurato che la documentazione trasmessa dal Comune di Paliano risultava incompleta, l'Ente d'Ambito ha convocato un tavolo tecnico con il Comune di Paliano e AMEA S.rl. per il giorno 5 novembre 2024 per l'esibizione e condivisione della documentazione completa da parte del Comune di Paliano. Ad esito della riunione del Tavolo Tecnico, l'Ente d'Ambito ha dato termine al Comune di Paliano e AMEA S.rl. fino al 15 novembre 2024 per integrare la documentazione richiesta. Stante l'inerzia del Comune di Paliano, l'EGATO5 ha nuovamente invocato l'esercizio dei poteri sostitutivi da parte della Regione Lazio che, in data 12 dicembre 2024 ha comunicato l'avvio della relativa procedura, propedeutica alla nomina di un commissario ad acta.

Relativamente al Comune di Atina, la cui gestione del S.I.I. è stata trasferita ad ACEA Ato5 ormai a far data dal 19 Aprile 2018, si segnala la delibera del Consiglio Comunale n. 14 del 17 aprile 2019, con la quale il Comune ha deliberato di "istituire il sotto/ambito territoriale ottimale denominato Ambito Territoriale Atina 1, in riferimento all'ambito territoriale ottimale n. 5, per la continuità della gestione in forma autonoma e diretta del servizio idrico ai sensi dell'art. 147 comma 2 bis D.Lgs. 152/2006, dichiarando il S.I.I. "sevizio pubblico locale privo di rilevanza economica".

Avverso la predetta delibera, l'AATO5 ha presentato ricorso dinnanzi al TAR Lazio - Sezione di Latina - notificandolo anche nei confronti della Società e della Regione Lazio.

Per quanto attiene ACEA Ato5, benché l'azione giudiziaria esperita dall'EGATO5 sia idonea a tutelare anche gli interessi della Società, la stessa ha ritenuto opportuno costituirsi nell'instaurando procedimento.

In data 1° giugno 2021 con Nota n. 2241/2021 si è espressa sul tema anche la Regione Lazio, ribadendo l'irricevibilità della richiesta del Comune di riconoscimento del Sub Ambito Atina 1 all'interno dell'Ambito Territoriale Ottimale 5 Frosinone, perché contraria alla normativa nazionale e regionale vigente (D. lgs 3 aprile 2006, n. 152 e Legge regionale 22 gennaio 1996, n.6). Permane pertanto in

capo al Comune l'obbligo di procedere ad affidare in concessione d'uso gratuita al gestore del S.I.I. le infrastrutture idriche di proprietà, così come previsto dall'art. 15 comma 1 del D.Lgs. 152/2006.

In data 05 dicembre 2024, il TAR Lazio con sentenza n. 789/2024 Reg. Prov. Coll., ha dichiarato improcedibile il ricorso per sopravvenuto difetto di interesse. Nello specifico, il Comune di Atina, anche a seguito di una serie di interlocuzioni con la Regione Lazio, ha riconosciuto che la competenza per valutare l'istituzione del sub-ambito comunale spetta alla stessa Regione Lazio (già pronunciatasi con vari dinieghi) e l'eventuale annullamento della deliberazione impugnata non avrebbe comportato alcuna utilità. Il TAR Lazio ha condannato il Comune di Atina alla refusione delle spese di giudizio in favore dell'ATO 5.

Nel 2024, è proseguita l'adozione, da parte degli Amministratori, di tutte le misure idonee a migliorare la posizione finanziaria della Società, necessaria per confermare il presupposto della continuità aziendale, avendo la direzione effettuato una valutazione prospettica della capacità dell'azienda di continuare a costituire un complesso economico funzionante destinato alla produzione di reddito per un prevedibile arco temporale futuro.

Gli obiettivi di tali azioni hanno riguardato principalmente:

• l'approvazione delle tariffe con il nuovo metodo MTI-4 con deliberazione n. 9 della conferenza dei sindaci del 22 ottobre 2024;
• il riconoscimento dei conguagli tariffari maturati negli anni e la definizione di un piano di fatturazione entro i termini della concessione vigente (Delibera n. 9 del 22 ottobre 2024 dell'Ente d'Ambito ATO 5);
• la sottoscrizione di nuovi accordi di dilazione per debiti pregressi sia con fornitori terzi, infragruppo ed enti locali;
• definizione di piani di rientro verso l'EGATO 5riguardante debiti non oggetto del tavolo di conciliazione del 2019, accetta in data 21 maggio 2024;
• l'attuazione di una serie di azioni coordinate e mirate a ridurre i tempi d'incasso delle fatture utenza e, conseguentemente, al miglioramento delle percentuali d'incasso;
• l'efficientamento dei costi operativi non passanti;
• l'approvazione dell'Atto di Conciliazione (aggiornato rispetto alla proposta del 2019) da parte dei competenti organi in rappresentazione dell'EGA e della Società: Conferenza dei Sindaci del 25 marzo 2025 e CdA di Acea Ato 5 del 9 aprile 2025, sottoscrizione dell'Atto di Conciliazione tra le parti avvenuta in data 15 aprile 2025; la richiesta e aggiudicazione di contributi PNRR per far fronte agli investimenti previsti nel periodo 2024-2025-2026;
• la richiesta di rinuncia di Acea, agli interessi e alla quota capitale maturati e scaduti al 31 dicembre 2023 in riferimento al finanziamento soci fruttifero per un ammontare complessivo di € 14,55 milioni (di cui € 10 milioni quota capitale ed € 4,55 milioni quota interessi). Tale richiesta è conforme a quanto già deliberato dal Consiglio di Amministrazione di ACEA del 16 giugno 2022;
• la richiesta di supporto finanziario ad Acea S.p.A. attraverso la richiesta di dilazione di pagamento avente ad oggetto il debito commerciale maturato al 1 dicembre 202 pari a € 7,87 milioni in numero 112 rate a decorrere dal mese di marzo 2024 e con scadenza 30 giugno 2033;
• sottoscrizione con Acea spa di due contratti di finanziamenti soci onerosi da utilizzarsi esclusivamente a copertura dei propri fabbisogni finanziari per gli anni 2024, 2025 e 2026 derivanti dalla realizzazione degli investimenti PNRR (azione non prevista nel piano 2024-2028) per un ammontare complessivo di 38,5 mln, da utilizzarsi a copertura degli eventuali fabbisogni finanziari derivanti dalla realizzazione degli investimenti PNRR negli anni 2024-2025-2026.

Le azioni messe in campo dagli Amministratori e sopra illustrate hanno consentito il superamento delle incertezze significative che potevano far sorgere dubbi significativi sulla continuità aziendale identificate nel precedente esercizio, connesse all'esito favorevole del Tavolo Tecnico con l'Ente d'Ambito finalizzato alla definizione complessiva delle partite reciproche (comprese quelle oggetto del Tavolo di Conciliazione del 2019), all'approvazione tariffaria 2024-2029 e all'accettazione del piano di rientro proposto all'Ente d'Ambito con riferimento ai debiti non inclusi nel Tavolo di Conciliazione del 2019, e hanno permesso di assicurare i positivi risultati di esercizio consuntivati al 31 dicembre 2024.

In relazione al primo punto, si evidenzia che con la Delibera n. 6 9/202 /R/Idr del 28 dicembre 202 , l'ARERA ha approvato il metodo tariffario idrico per il quarto periodo regolatorio 2024-2029 (MTI-4) definendo le regole per il calcolo dei costi ammessi al riconoscimento in tariffa. La durata del quarto periodo regolatorio è di sei anni. Sono previsti due aggiornamenti a cadenza biennale delle predisposizioni tariffarie e una eventuale revisione infra-periodo della proposta tariffaria, su istanza motivata dell'Ente di governo dell'ambito o altro soggetto competente, che potrà essere presentata in qualsiasi momento del periodo regolatorio al verificarsi di circostanze straordinarie e tali da pregiudicare l'equilibrio economico-finanziario della gestione.

A seguito della pubblicazione della suddetta delibera, con nota prot. 5718 del 11 gennaio 2024, la Società ha comunicato all' EGATO5, la propria disponibilità per istituire un tavolo di lavoro finalizzato alla proposta di aggiornamento tariffario 2024-2029. Con nota n. 289 del 1° febbraio 2024, l'EGATO5 vista la deliberazione ARERA del 28 dicembre 202 e a seguito del seminario ARERA tenutosi il 30 gennaio 2024, comunicava alla Società l'intenzione di fissare un calendario di incontri settimanali volti a favorire un processo di condivisione dei dati e delle informazioni utili all'aggiornamento tariffario da approvare entro il 0 aprile 2024.

In data 26 marzo 2024 ARERA ha pubblicato la determina 1/2024/DTAC avente ad oggetto "definizione delle procedure per la raccolta dei dati tecnici e tariffari, nonché degli schemi tipo per la relazione di accompagnamento al programma degli interventi e alla predisposizione tariffaria per il quarto periodo regolatorio 2024-2029, ai sensi delle deliberazioni 917/2017/R/idr, 637/2023/R/idr e 639/2023/R/idr".

In data 19 aprile 2024 il Gestore ha presentato alla STO dell'AATO5 le istanze di riconoscimento di costi operativi OP Mis, OP Social, Costi emergenti, Op New, Opex QC, Opex QT e Istanza CMor, in linea a quanto disposto dalla deliberazione 639/2023/R/idr.

Sulla base dei documenti pubblicati da ARERA il 26 marzo 2024, il Gestore ha provveduto, in data 30 aprile 2024, ad inviare all'EGATO5 nota prot. N. 90681/24 con la quale ha trasmesso il documento "RDT2024 ACEA Ato5 SpA_1205_1 805" contenente la propria proposta tariffaria e la relazione di accompagnamento alla predisposizione tariffaria 2024-2029.

Tenuto conto del perdurare dello stato di inerzia dell'EGATO5 ad approvare l'aggiornamento tariffario, in data 27 giugno 2024, con nota prot. 150881/24, il Gestore ha presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'art. 5, comma 5.5, della deliberazione ARERA 639/2023/R/idr recante lo Schema Regolatorio per il periodo 2024-2029 della gestione del S.I.I.

Con nota prot. 160748/24 del 4 luglio 2024 il Gestore chiedeva ad ARERA l'apertura del portale per l'esecuzione della procedura disponibile via extranet. In data 8 luglio 2024 il Gestore procedeva al caricamento di tutta la documentazione.

In data 12 settembre 2024 l'ARERA trasmetteva all'EGATO5 diffida ad adempiere ai sensi del comma 5.6 della deliberazione 639/2023/R/idr, del punto 2 della deliberazione 358/2024/R/idr e dell'art. , comma 1, lett. F), del d.P.C.M. 20 luglio 2012 a provvedere, entro 30 giorni, alle determinazioni e alle trasmissioni di propria competenza con riferimento alle annualità del quarto periodo regolatorio 2024-2029 – secondo quanto previsto dalla suddetta deliberazione – tramite l'apposito portale informatico1 e con le modalità di cui alla determina n.1/2024 - DTAC2. A seguito della suddetta diffida sono riprese le interlocuzioni tra Gestore ed EGATO5 al fine di giungere all'approvazione tariffaria entro il 31 ottobre 2024.

Con nota n. 2847/2024 del 11 ottobre 2024 l'EGATO5 riscontrava la diffida ARERA comunicando di aver predisposto, mediante procedura partecipata con il Gestore, la tariffa per il periodo regolatorio 2024-2029, e inoltrando specifica richiesta di convocazione della Conferenza dei Sindaci con giusta nota del 3 ottobre 2024.

Acea Ato 5 SpA	2024	2025	2026	2027	2028	2029
Moltiplicatore tariffario	1,0611	1.127	1,83	1,242	1.304	1,370
Incremeno rispetto all'anno n-a (%)	6.07%	6,23% /	5,00%	5.00%	5.00%	5.00%
VRG				96.654.063 100.070.99 105.074.54 0.328.268 5.844.682 21.636.916

Con nota n. 005/2024 del 2 ottobre 2024, l'EGATO5 richiamando la nota n. 2847/2024 del 11 ottobre 2024, comunicava ad ARERA che la Conferenza dei Sindaci in data 22 ottobre 2024 ha approvato l'aggiornamento tariffario per il periodo 2024-2029 secondo quanto deliberato da ARERA n. 639/2023/R/IDR che prevede:

• tempistiche certe per la fatturazione di conguagli tariffari maturati al 1 dicembre 202 pari a € 109,4 milioni (di cui ante 2021 pari a circa € 94,5 milioni) sull'arco temporale 2026-2031;
• per gli anni 2024-2025 incrementi tariffari pari a circa del 6% annuo;
• maggiori costi riconducibili alle seguenti istanze: Op Social € 0,65 milioni circa, OpexQC € 0,4 milioni circa, OpexQT € 1,8 milioni circa, OPNew € 7,2 milioni circa, OPMis € 0,7 milioni circa;
• ammette costi per morosità € 4,72 milioni circa.

Gli amministratori di Acea Ato5 hanno pertanto provveduto ad aggiornare il piano pluriennale alla luce della proposta tariffaria approvata dall'EGA.

Con riferimento ai rapporti con l'AATO5, la Società ha cercato di giungere ad una composizione delle varie controversie pendenti nei confronti dell'Autorità d'Ambito, sulla convinzione della necessità di far cessare una lunghissima stagione caratterizzata da una netta contrapposizione tra Ente Concedente e Società Concessionaria culminata con la deliberazione assunta dalla Conferenza dei Sindaci dell'ATO5 volta alla risoluzione della Convenzione di Gestione che ha costretto la Società a proporre ricorso al TAR Latina che ha annullato la predetta deliberazione.

In questo contesto, negli ultimi anni, e in special modo nel corso del 2018, è stato compiuto un enorme sforzo, anche organizzativo, volto ad una ricostruzione dei rapporti tra la Società, l'Autorità d'Ambito e le singole Amministrazioni Comunali dell'ATO5.

Nel medesimo contesto, si è dunque concretizzata la possibilità di aprire un Collegio di Conciliazione con l'Autorità d'Ambito finalizzato a verificare una possibile composizione sulle principali questioni ancora controverse tra le parti.

In tale direzione, in data 11 settembre 2018, l'AATO5 e la Società hanno sottoscritto il verbale n.1 con il quale le parti manifestavano la reciproca disponibilità ad aprire un Collegio di Conciliazione sulle varie controversie pendenti tra le stesse.

Sempre con il medesimo verbale, le Parti hanno altresì condiviso le regole di funzionamento del nominando Collegio di Conciliazione e i criteri di nomina del Collegio stesso e, in particolare, ciascuna parte ha nominato il proprio componente.

Il Presidente del Collegio di Conciliazione è stato indicato dal Prefetto di Frosinone, su richiesta congiunta delle parti ed è stato nominato congiuntamente in data 16 maggio 2019. Il Collegio si è ufficialmente insediato in data 27 maggio 2019, decorrendo in tal modo dalla predetta data il termine di 120 gg entro cui lo stesso era tenuto a formulare una proposta di amichevole composizione delle questioni rimesse alla sua valutazione. In data 17 settembre 2019 il Collegio di Conciliazione ha comunicato di aver completato l'attività istruttoria in merito a tutti i punti devoluti al Tavolo. Ha rilevato, tuttavia, che, in ragione della numerosità e della complessità delle questioni oggetto di esame, risultasse necessaria una notevole attività ai fini della redazione di un documento che presentasse una complessiva e motivata proposta conciliativa. Ha pertanto richiesto alle parti, ed ottenuto dalle stesse, una proroga di 30 giorni a far data dal 24 settembre 2019.

All'esito di un'articolata e approfondita attività istruttoria, il Collegio di Conciliazione ha elaborato una bozza di Proposta di Conciliazione illustrata ai legali rappresentanti delle parti nella seduta dell'11 novembre 2019. In occasione di tale seduta, le Parti hanno invitato il Collegio ad elaborare una vera e propria bozza di Conciliazione che tenesse conto della relazione illustrata in quella sede, nonché delle proposte formulate dal Gestore, da sottoporre all'esame e all'approvazione dei relativi Organi.

In data 27 novembre 2019, il Collegio di Conciliazione trasmetteva alle parti la 'Proposta di Conciliazione' definitiva, nonché la bozza dell'Atto di Conciliazione, che ciascuna parte sarà libera di accettare o meno, a proprio insindacabile giudizio, ovvero di accettarla in toto o anche solo parzialmente. Le valutazioni del Collegio infatti hanno avuto come obiettivo e criterio ispiratore la formulazione di una proposta conciliativa unitaria, in grado di costituire un punto di equilibrio tra le rispettive posizioni ed interessi delle parti, minimizzando gli impatti negativi sugli utenti e sulla tariffa del servizio e che consentirà l'instaurazione di un clima più mite nei rapporti tra il Gestore, l'Ente d'Ambito e gli utenti dell'AATO5, superando il precedente periodo caratterizzato da un clima conflittuale, che ha generato grave pregiudizio per il Gestore anche nei rapporti con gli utenti.

Nello specifico, con riferimento alle singole reciproche pretese rimesse alla sua valutazione, le soluzioni prospettate dal Collegio di Conciliazione nella succitata Proposta di Conciliazione sono le seguenti:

• Giudizio pendente presso il Tribunale di Frosinone R.G. 1598/2012 si precisa che in data 31 maggio 2023 è stata emessa sentenza con cui il Giudice ha ritenuto estinto il debito in base ai pagamenti eseguiti da Acea in corso di giudizio. Inoltre, il Giudice ha riconosciuto un pagamento, in eccesso, da parte di ACEA Ato5, pari alla differenza tra la somma dovuta (pari ad € 26. 1 .251,50) e quella effettivamente corrisposta da ACEA Ato5 (pari ad € 28.690.662,85), pari a circa € 2. 77.000.
• Alla luce della suddetta sentenza la Società ha adeguato il fondo rischi:
• Accantonando interessi per circa € 900.000, al 1 dicembre 2024, in virtù della nota inviata all'EGATO5 in data 06 febbraio 2024 e secondo quanto stabilito dalla sentenza del 1 maggio 202 . La somma accantonata deriva dall'applicazione del tasso a cui viene remunerata la liquidità allo stesso ente (Euribor mesi dell'anno di riferimento maggiorata di 70 bps);
• Rilasciandolo per circa € 1.200.000,00 a seguito della sentenza stessa.
• Quantificazione del canone concessorio relativo al periodo 2012-2018 e correlata destinazione delle eventuali economie per complessivi € 12.798.9 0,00 - il Collegio proporrebbe, anche tenuto conto delle indicazioni regolatorie fornite dall'ARERA, che le medesime vengano decurtate dai conguagli tariffari a favore del Gestore;
• Riconoscimento del credito vantato dal Gestore (€ 10.700.00,00) il Collegio proporrebbe il riconoscimento di tale credito a favore del Gestore;
• Risarcimento dei danni subiti da ACEA Ato5 a fronte delle ritardate consegne dei servizi da parte dei Comuni di Cassino, Atina e Paliano - il Collegio riterrebbe fondata la pretesa del Gestore ma, in considerazione della difficile quantificazione economica del danno subito ed in ragione dello spirito conciliativo sotteso alla proposta di conciliazione, proporrebbe che il Gestore rinunci alla pretesa nei confronti dell'Ente d'Ambito;
• Risarcimento dei danni per il mancato passaggio degli impianti ASI e COSILAM, valorizzati economicamente in € 2.855.000,00 - Il Collegio ritiene non vi siano i presupposti per rimettere in discussione un atto ormai passato in giudicato; il Gestore, tuttavia, rinuncerebbe a tale pretesa a fronte del riconoscimento del credito per € 10.700.000,00;
• Riconoscimento delle penali per € 10.900.000,00 applicate da parte dell'AATO5 nei confronti del Gestore e annullate dal TAR Latina con sentenza n. 6 8/2017. Seppur il Gestore abbia sostanzialmente disconosciuto l'applicazione di dette penali relative al periodo 2014-2015, il Collegio proporrebbe un accoglimento parziale della pretesa dell'Ente d'Ambito in misura pari a complessivi € 4.500.000. Relativamente a tale punto, la Proposta di Conciliazione prevede un impegno irrevocabile a realizzare, sul territorio dell'ATO5, investimenti, di importo corrispondente alla quantificazione operata dal Collegio di Conciliazione, senza alcun riconoscimento tariffario e dunque a totale carico del Gestore;
• Riconoscimento degli interessi per ritardato pagamento dei canoni di concessione da parte di ACEA Ato5, valorizzati economicamente in € 650.000,00 - il Collegio proporrebbe il riconoscimento di tale pretesa;
• Richiesta di un piano di rientro da parte del Gestore nei confronti dell'Ente d'Ambito in relazione alle posizioni debitorie inerenti il canone concessorio 201 /2018 che, al 0 giugno 2019, vale circa € 10.167.000; il Collegio proporrebbe la compensazione di tale debito con il riconoscendo credito di € 10.700.000;
• Attualizzazione dei Conguagli 2006/2011 anche al 2014, 2015, 2016 e 2017, economicamente valorizzati in € 1.040.000,00 il Collegio proporrebbe il riconoscimento di tale credito a favore del Gestore;
• Mancata fatturazione dei conguagli 2006-2011 a causa di rettifica dei volumi 2012, economicamente valorizzati in € 1.155.000 - il Collegio proporrebbe il riconoscimento di tale pretesa a favore del Gestore.

La 'Proposta di Conciliazione' e la bozza di 'Atto di Conciliazione' sono stati approvati dal CdA della Società tenutosi in data 19 dicembre 2019. In data 4 Febbraio 2020, la Società ha comunicato alla STO dell'AATO5, con nota protocollata n. 5 150/20, che in data 19 dicembre 2019 il CdA ha approvato la Proposta di Conciliazione formulata dal Collegio di Conciliazione e la bozza di Atto di Conciliazione tra l'AATO5 ed ACEA Ato5 e che, inoltre, è stato conferito mandato al Presidente di sottoscrivere l'Atto di Conciliazione, confermando, in particolare, l'impegno a realizzare interventi per un importo complessivo pari ad € 4.500.000 senza alcun riconoscimento tariffario, in via conciliativa e per le ragioni sopra rappresentate.

Purtuttavia, alla luce dei comportamenti assunti nel corso di tutto il processo di conciliazione e, in particolare, nel corso della seduta conclusiva dell'11 Novembre 2019 in cui il Collegio di Conciliazione ha illustrato ai legali rappresentanti delle parti la Proposta di Conciliazione e avendo il Consiglio di Amministrazione della Società già approvato il relativo Atto di Conciliazione in data 19 dicembre 2019 e poi comunicato tale decisione all'AATO5 in data 4 Febbraio 2020, la Società ha ritenuto che al 31 dicembre 2019 fosse già sorta un'obbligazione implicita per gli impegni previsti dall'Atto di Conciliazione e, in particolare, per il sopra citato impegno a realizzare interventi sul territorio senza alcun riconoscimento tariffario, avendo già creato nell'Ente d'Ambito e nei Comuni del territorio dell'AATO5 la valida aspettativa che la Società intenda onorare tali impegni e farsi carico dei relativi oneri. In sede di predisposizione del bilancio 2019, considerando probabile, in base alle informazioni disponibili, l'approvazione dell'Atto di Conciliazione da parte della Conferenza dei Sindaci e ritenendo, conseguentemente, anche probabile la correlata obbligazione implicita, la Società ha deciso di stanziare a Bilancio a fronte della stessa un fondo rischi di € 4.500.000.

La Conferenza dei Sindaci del 28 ottobre 2021 ha poi deliberato che l'approvazione dell'Atto di Conciliazione potrà essere valutata solo all'esito, almeno, della fase preliminare del Procedimento Penale 20 1/2016 pendente innanzi al Tribunale di Frosinone. Successivamente, in data 26 gennaio 2022, la STO dell'AATO5 ha trasmesso alla Società una missiva intimando la costituzione, entro e non oltre 15 giorni, di un "escrow account" fruttifero d'interessi su cui far confluire la somma di € 12,8 milioni relativa alle summenzionate economie sui canoni concessori per il periodo 2012-2018, come quantificate nella relazione congiunta del 29 aprile 2019 allegata ai lavori del tavolo di conciliazione, che – a quanto sostenuto dalla STO – sarebbe stata asseritamente fatturata dal Gestore. La Società ha riscontrato tale missiva in data 10 febbraio 2022, facendo presente, tra l'altro, che lo stesso Collegio di Conciliazione nella propria relazione, con specifico riferimento alle economie sui canoni concessori 2012-2018, aveva chiarito che "tali

somme solo virtualmente ed astrattamente (e non anche in termini finanziari effettivi) possono essere considerate nella disponibilità del Gestore" e che le stesse rappresenterebbero invero una fonte finanziaria idonea alla copertura del debito di € 10,7 milioni nei confronti del Gestore ovvero, in subordine, - come proposto nella bozza di accordo di conciliazione – per ridurre l'ammontare complessivo dei conguagli tariffari ancora dovuti in favore del Gestore, che superano di gran lunga l'importo in questione.

La Società si è comunque resa disponibile all'attivazione di un tavolo di confronto nel quale approfondire ulteriormente i termini della questione ed individuare la soluzione più idonea a contemperare i reciproci interessi.

Stante quanto sin qui rappresentato e nelle more dell'esame della Proposta di Conciliazione da parte della Conferenza dei Sindaci dell'AATO5, la Società considera la bozza di Conciliazione approvata dal Consiglio di Amministrazione di ACEA Ato5 nella riunione del 19 dicembre 2019, come un riferimento ancora valido in relazione alla complessiva composizione delle tematiche sottoposte dalle parti al Collegio di Conciliazione e, quindi, ritiene che la stessa continui a rappresentare – nella misura dell'importo netto di € 4,5 milioni da riconoscere all'EGATO5 in forza della stessa - una obbligazione implicita che potrà essere fatta valere nei propri confronti. Pertanto, alla data del presente documento, il fondo rischi originariamente iscritto nel bilancio al 31 dicembre 2019 si ritiene riconfermato anche in sede di redazione di bilancio 2024 della Società.

A ulteriore conferma della perdurante validità della Proposta di Conciliazione tra le parti, si segnala che in data 1° febbraio 2022 l'EGATO5 ha sollecitato il pagamento delle fatture per oneri concessori emesse con riferimento agli anni 2019-2022 e non anche di quelle emesse con riferimento agli anni 2012-2018, oggetto del Tavolo di Conciliazione.

La Società ha riscontrato tale sollecito con tre distinte missive inviate il 3 febbraio 2022, il 17 febbraio 2022 e - da ultimo - il 2 marzo 2022, in cui, rispettivamente, ha contestato gli importi di alcune delle fatture sollecitate dall'EGATO5 (il cui ammontare non corrisponde a quello delle fatture in suo possesso), ha avanzato una proposta di piano di rientro rateale e ha comunque ribadito che tale proposta rateale non è alternativa rispetto al Tavolo di Conciliazione, né ne modifica in alcun modo i contenuti, bensì riguarda unicamente la sistemazione della quota di debiti riferiti al periodo 2019-2024.

Successivamente, con nota del 29 aprile 2022 la STO, ribadendo le proprie pretese in merito agli oneri concessori, ha convocato un tavolo di confronto per il 6 maggio 2022. In data 9 maggio 2022 si è tenuto l'incontro fra le parti ad esito del quale si è convenuto sulla necessità di avviare un tavolo tecnico per analizzare tutte le questioni in sospeso.

Successivamente con nota del dicembre 2022, la STO ha chiesto un incontro urgente per affrontare la questione dei canoni concessori non ancora saldati e, più in generale, della posizione del Gestore verso l'Ente. Nel corso di tali incontri, svoltisi nella seconda metà del mese di dicembre 2022, la STO ha rappresentato la criticità costituita dall'esito delle valutazioni del proprio bilancio 2021. In risposta a tale nota, dal suo canto, la Società ha rappresentato con nota del 23 dicembre 2022 il perdurare dello stato di incertezza conseguente la mancata approvazione tariffaria nei tempi previsti da ARERA. Non risultano, allo stato, ulteriori aggiornamenti a riguardo.

In data 21 settembre 202 con nota prot. n. 2577/202 l'EGATO5 formalizzava atto di diffida e messa in mora con riferimento al presunto debito maturato da ACEA Ato5 in relazione agli oneri concessori non versati al 31 luglio 2023 e chiedeva applicazione degli interessi commerciali ex d.lgs. 2 1/2002. In tale contesto, la Società, come riepilogato all'EGATO5 nella comunicazione del 9 novembre 202 , ha avviato il pagamento della propria esposizione debitoria nei confronti dell'EGATO 5 relativamente al periodo 2019-2023 (di circa € 4 milioni), mediante la proposta di sottoscrizione di un piano di rientro di n. 18 rate mensili a partire dal mese di novembre 202 nonché il pagamento, in un'unica soluzione, dell'importo di € 1. 18.066 e il pagamento dell'importo di € 9 4.941 relativo alle spese di funzionamento della STO dell'EGATO5 dell'anno 202 . La società ad oggi ha ricevuto formale riscontro da parte dell'EGATO 5 circa l'accettazione alla proposta di detto piano di rientro, che aveva già iniziato e sta continuando ad onorare con puntualità.

Inoltre, il 4 novembre 2023, è avvenuto il deposito delle motivazioni della sentenza relativa al procedimento penale in cui è stata disposta l'assoluzione con formula piena per alcuni titoli di reato; contestualmente è avvenuta la trasmissione, per competenza territoriale, al Tribunale di Roma per i rimanenti titoli di reato.

Pertanto, con nota del 15 dicembre 202 , la società chiedeva convocazione del Collegio di Conciliazione ai sensi dell'art 6 della Convenzione di Gestione al fine di:

• effettuare una ricognizione puntuale dei contenuti e delle voci che compongono la Proposta di Conciliazione nel novembre 2019 ed attualizzarne gli esiti;
• addivenire ad una nuova Proposta di Conciliazione da sottoporre all'approvazione dei rispettivi organi competenti.

Il giorno 1 marzo 2024 si è tenuto l'ultimo incontro convocato dalla STO in risposta alle sollecitazioni più volte avanzate dal Gestore da ultimo con le note del 1 .11.202 prot. 0 11885/2 e del 15.12.202 prot. 0 66 6/2 e facendo seguito all'incontro preparatorio del 6 marzo 2024.

In tale incontro le parti hanno convenuto la necessità di attualizzare le conclusioni del Tavolo di Conciliazione in considerazione del tempo trascorso dalla conclusione dei lavori senza che l'assemblea dei Sindaci abbia esaminato la proposta avanzata dal collegio in attesa della conclusione del procedimento penale.

Le parti hanno ritenuto, pertanto, di dover verificare se le partite economiche esaminate in precedenza sono ancora attuali o se è necessario eseguire un aggiornamento.

Le parti inoltre – tenuto conto della necessità di concludere i lavori prima del mese di luglio 2024 in relazione al giudizio ancora pendente innanzi alla Corte d'appello – hanno assegnato al tavolo di lavoro un termine di 60 giorni per la formulazione di un aggiornamento e di una attualizzazione della proposta di amichevole composizione.

Nel verbale del 13 marzo 2024 la società ha rappresentato "che la sentenza del Consiglio di Stato sulla risoluzione della concessione ha definitivamente chiarito che nulla il Gestore deve per penali e quindi il riconoscimento dei 4,5 mln di lavori indicati nella proposta conciliativa è da mettere in discussione perché non basato su somme dovute neanche potenzialmente".

Preliminarmente il Collegio aveva un termine di 60 giorni per la formulazione di un aggiornamento e di una attualizzazione della proposta di amichevole composizione. Il predetto termine aveva carattere ordinatorio e non perentorio. Il Collegio nel 2024 si è riunito in svariate sedute, tuttavia nell'ultimo incontro, tenutosi in data 11 luglio 2024, il Collegio ha ritenuto necessario acquisire una proroga dei termini di conclusione dei lavori fino al 30 settembre 2024 per avere il tempo necessario e sufficiente per poter redigere e presentare la proposta.

Il giorno 17 luglio 2024 era in programma, presso la Corte di Appello di Roma, il giudizio RG n.6227/2017; la questione oggetto del suddetto giudizio rappresenta una delle principali questioni oggetto del tavolo di conciliazione, l'eventuale definizione del giudizio pendente presso la Corte d'Appello – anche in ragione della portata e della rilevanza del medesimo – rischia inevitabilmente di alterare l'equilibrio faticosamente raggiunto nell'ambito della proposta di conciliazione che sarà rimessa alle Parti, vanificando sostanzialmente l'intero percorso fin qui raggiunto. In ragione di quanto sopra, è stata presentata un'istanza di differimento motivata alla Corte d'Appello in relazione all'udienza in programma il 17 luglio 2024; la causa è stata ulteriormente rinviata, da ultimo, all'11 dicembre 2024 e successivamente al 28 maggio 2025.

In data 29 gennaio 2025, il Collegio – al fine di formulare una preliminare illustrazione e presentazione dei contenuti e addivenire ad una proposta di conciliazione definitiva che possa incontrare un condiviso consenso – ha provveduto a convocare le Parti, in persona dei rappresentanti della STO e del Gestore.

In tale sede, le Parti hanno espresso la propria sostanziale condivisione delle conclusioni della proposta, ed in data 31 gennaio 2025 il Collegio ha consegnato la relazione definitiva della Proposta Conciliativa - fermo restando la necessaria valutazione, esame, discussione ed eventuale approvazione da parte dei competenti organi sia dell'AATO (Consulta d'Ambito e Conferenza dei Sindaci) sia del Gestore (CdA di Acea Ato 5)- comprensiva di n. 91 allegati, le cui risultanze sono qui di seguito riepilogate:

Acea Ato 5 riconosce in favore dell'EGATO 5 le seguenti poste creditorie per un importo complessivo di € 26.8 8.9 9,00:

• € .161.995,00 quale riconoscimento degli interessi per tardivi pagamenti dei canoni di concessione 2006-2011 per effetto della sentenza 625/2023 Tribunale Civile di Frosinone;
• € 12.798.9 0,00 quale riconoscimento delle economie relative alle rate dei mutui nel periodo 2012-2018, benché importo previsti in tariffa e non dovuti;
• € 650. 80,00 quale riconoscimento degli ulteriori interessi per tardivi pagamenti dei canoni concessori 2012-2018;
• € 10.227.6 4,00 relativi agli oneri concessori dovuti ai Comuni per gli anni 2014-2018, Spese di funzionamento spettanti all'EGATO 5 per gli anni 2015-2016-2017 e rimborsi all'EGATO 5 per pagamenti di ingiunzione spettanti al Gestore;
• EGATO 5 riconosce nei confronti di Acea Ato 5 le seguenti poste creditorie per un importo complessivo di € 15. 19.292,00:
  • € 2. 77.411,00 quale riconoscimento dei maggiori pagamenti dei canoni concessorio per le annualità 2007-2011 (sentenza 625/2023 Tribunale di Frosinone);
  • € 10.700.000,00 quale riconoscimento della somma indicata nell'Atto Transattivo 2007 al netto di interessi e rivalutazioni monetarie;
  • € 47.571,00 quale riconoscimento per il pagamento dei mutui al Comune di Trivigliano di competenza dell'EGATO 5;
  • € 2.194. 10,00 quale riconoscimento per adeguamenti tariffari così come da provvedimento dal Commissario ad acta Dell'Oste.

Per effetto delle procedure contabili di compensazione tra le Parti, si viene a determinare un debito di Acea Ato5 nei confronti dell'EGATO5 di € 11.519.647,00 (a lordo di € 64.112,00 da versare/compensare da Acea Ato5 successivamente alle comunicazioni da parte di EGATO5) da dividere come segue:

• credito in favore dell'Ente d'Ambito € 7. 40.719,00;
• credito a favore dei Comuni indicati nella delibera 4/2022 di € 4.178.928,00.

I suddetti importi verranno liquidati come segue:

€ 4.178.928,00 in favore dei Comuni di Acuto, Alatri, Ceccano, Ceprano, Falvaterra, Ferentino, Isola del Liri, Pescosolido, Pontecorvo, San Giovanni Incarico, Serrone, Supino, Trivigliano, Vallerotonda, Veroli indicati nella delibera 4/2022, con n. 12 rate mensili, a partire dal mese successivo alla sottoscrizione dell'accordo transattivo, quale rimborso dei ratei dei mutui di cui all'All. 86 e 91 (c.r. Proposta di Conciliazione 2025), subordinatamente alla disponibilità da parte dei medesimi Comuni (che potrà essere manifestata dagli stessi, anche attraverso l'approvazione della Proposta di Conciliazione 2025).

Inoltre, sempre riguardo al medesimo passo è previsto che i Comuni:

• autorizzano irrevocabilmente la compensazione tra il proprio credito ed eventuali crediti commerciali vantati da Acea Ato5 nei confronti di ciascuno dei Comuni creditori, non oggetto di contestazione al 30 gennaio 2025;
• rinunciano a formulare eventuali nuove contestazioni rispetto ai crediti commerciali maturati Acea Ato5 alla data del 30 gennaio 2025;
• accettano che Acea Ato5 paghi solo ed esclusivamente le somme già indicate nella delibera 4/2022 e nessun altro importo accessorio;
• accettano il pagamento integrale dei propri crediti (al netto delle eventuali compensazioni ai sensi dei punti che precedono) secondo un piano di rientro che sarà proposto da Acea Ato5 e che comunque non potrà essere superiore a n.12 rate mensili a partire dal mese successivo alla data di sottoscrizione dell'accordo di conciliazione.
• € 4.6 8.08 ,00 in favore dell'EGATO5, in quanto spettanti ai Comuni dell'ATO 5, per gli oneri concessori 2014-2018, con n. 0 rate mensili a partire dal mese successivo alla sottoscrizione dell'accordo;
• € 2.6 8.524,00 in favore dell'Ente d'Ambito relativi al rimborso delle somme pagate dall'EGATO5, per ingiunzioni ai Comuni e quindi corrisposte il cui onere era di competenza di Acea Ato5, con n. 36 rate mensili a partire dal mese di gennaio 2026;

Le Parti si impegnano ad abbandonare – con compensazione delle spese legali – i giudizi pendenti in relazione alle questioni devolute al Collegio di Conciliazione (e segnatamente il giudizio di seguito indicato: RG 6227/2017 pendente presso la Corte di Appello di Roma). La proposta di Conciliazione e la bozza di Atto di Conciliazione sono stati approvati:

• dalla Conferenza dei Sindaci dell'EGATO 5 nella seduta del 25 marzo 2025 con deliberazione n. del 2025 con cui si è dato mandato all'EGATO 5 di procedere all'accordo con sottoscrizione dell'Atto di Conciliazione;
• dal CdA della Società nella seduta del 9 aprile 2025 che ha altresì autorizzato il Presidente alla sottoscrizione dell'Atto di Conciliazione;

In data 15 aprile 2025, sono stati trasmessi e formalizzati in modo definitivo i contenuti della Proposta di Conciliazione elaborata dal Collegio, con il quale la Società ha provveduto al rilascio del fondo rischi in precedenza accantonato, pari a € 4,5 milioni, a seguito della sottoscrizione dell'Atto di Conciliazione che formalizza quanto approvato dalla Conferenza dei Sindaci e dal CdA di Acea Ato5 e pertanto il superamento dell'obbligazione implicita, sorta a fine esercizio 2019. La società sta provvedendo a rispettare le previsioni sottoscritte nell'atto di conciliazione.

Acea Molise

Acea Molise Srl, di seguito anche solo "la Società o AMolise", nata da operazioni di scissione e successiva fusione di aziende del Gruppo Acea, ha gestito nel 2024, in continuità con l'esercizio precedente, il Servizio Idrico Integrato (di seguito "SII") nel Comune di Termoli (CB) essendo terminate nel corso del 2022 la gestione del servizio idrico integrato nel Comune di Campagnano di Roma (settembre 2022) e la gestione del depuratore Kennedy nel Comune di Valmontone (luglio 2022).

La gestione del SII di Termoli, la cui precedente concessione è scaduta il 31.12.2021, prosegue a pieno titolo a seguito dell'aggiudicazione nel 2022, da parte della Società, del bando di gara pubblicato dal Comune di Termoli, avente ad oggetto l'"Affidamento dell'esecuzione degli interventi a tutela del territorio e delle acque e per il miglioramento del servizio idrico integrato del Comune di Termoli - Partenariato Pubblico Privato - Finanza di Progetto con diritto di prelazione del promotore (art. 183, comma 15, d.lgs. n. 50/2016)".

In sintesi, la Finanza di Progetto prevedeva:

• € 7.6milioni di Investimenti a carico del gestore da effettuare nell'intero comparto idrico integrato (idrico, depurazione e fognatura);
• € .8milioni di finanziamento regionale dedicato alla realizzazione dell'opera di "delocalizzazione e dismissione del depuratore del porto" nel comune di Termoli (C );
• 15 anni di gestione per la realizzazione delle opere;
• la remunerazione delle opere tramite tariffa idrica secondo i criteri regolatori ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente);
• la conseguente gestione anche del Servizio Idrico Integrato comunale.

La Convenzione di Gestione della Finanza di Progetto è stata sottoscritta tra le Parti in data 03.08.2022, legittimando a pieno titolo AMolise a gestire il Servizio Idrico Integrato del Comune di Termoli (C ) fino al 20 7. Nonostante l'affidamento ad AMolise del Servizio Idrico Integrato cittadino, preme specificare che la Convenzione di Gestione contempera nell'art. 6.2 l'ipotesi di una rescissione anticipata qualora il Gestore Unico dell'Ambito Molisano individuato dall'Ente di Governo dell'Ambito Molisano (di seguito "EGAM") faccia richiesta esplicita alla Società di subentro nel servizio, versando il Valore residuo ad AMolise.

Il Gestore Unico dell'Ambito Molisano individuato dall'EGAM nel primo semestre del 2022 è la società a totale partecipazione pubblica Gestione Risorse Idriche Molisane S.c.a.r.l. (di seguito "GRIM").

Ad oggi non è pervenuta alcuna richiesta formale di subentro da parte della GRIM. La società, pertanto, nell'anno 2024, nel rispetto della Convenzione sottoscritta e della pertinente disciplina regolatoria ARERA, ha gestito il SII del Comune di Termoli, adoperandosi a realizzare gli investimenti e le opere previste nel Piano degli Investimenti, con particolare focus alla realizzazione del progetto di Delocalizzazione del Depuratore porto di Termoli.

Nel mese di maggio 2024, il Comune di Termoli, con pec del 09.05.2024, ha formalmente preso atto dei maggiori costi di realizzazione della Finanza di progetto, discendenti dall'aumento generalizzato e specifico dei materiali da costruzione e dei costi di realizzazione, e si è impegnato sin da subito ad autorizzare la revisione del quadro economico del progetto ed il conseguente aggiornamento del Piano Economico Finanziario di cui alla Convenzione rep. 2246 del 0 .08.2022. Anche l'EGAM e la Regione Molise hanno formalmente preso atto dei maggiori costi del progetto e dell'impegno del Comune di Termoli ad autorizzare la revisione del quadro economico.

In data 29 maggio 2024, la società ha dato formale avvio ai lavori di delocalizzazione del depuratore porto di Termoli ed avviato in parallelo il percorso di aggiornamento tariffario per il periodo 2024-2029 con il Comune di Termoli (CB), trasmettendo il Piano degli interventi per il periodo 2024-2035.

In data 10 ottobre 2024 la Giunta Comunale di Termoli con Deliberazione n. 268 ha approvato il nuovo Quadro Economico del progetto di delocalizzazione ed il Piano degli Investimenti per il periodo 2024-2037.

Inoltre, in linea con le strategie di sviluppo della Capogruppo, la Società, individuata come il veicolo societario per la partecipazione a gare ai fini dell'acquisizione del SII in altre Regioni di interesse della holding, è risultata aggiudicataria nel corso dell'anno 2024 del Servizio Idrico Integrato dell'ATO Imperia Ovest e del Servizio Idrico Integrato del Comune di Siracusa e provincia. In data 30 dicembre 2024 AMolise ha acquisito la quota del 48,15% di Rivieracqua, con una partecipazione di collegamento, provvedendo all'aumento di capitale ( 0 milioni di €) previsto dal disciplinare di gara. Nella medesima data AMolise ha provveduto alla firma del contratto con cui viene affidata alla società la gestione operativa del servizio, del contratto di finanziamento e all'erogazione in favore di Rivieracqua di un finanziamento soci, infruttifero di interessi, di 10 milioni €, avente scadenza finale il 1 dicembre 2040 e rimborso amortizing a quote capitale costanti annue, a partire dal 31 dicembre 2026, fino al 31 dicembre 2040. Sempre nella medesima data (30 dicembre 2024) Rivieracqua ha sottoscritto la nuova Convenzione di gestione con EGA Imperia Ovest e il contratto per l'affidamento dei compiti operativi con AMolise, presentando le garanzie bancarie e le polizze assicurative previste in Convenzione. In data 21 gennaio 2025, a seguito della sottoscrizione del Contratto per l'affidamento dei compiti operativi con Rivieracqua S.p.A., il CdA di AMolise ha approvato la modifica dell'assetto macro-organizzativo della Società con la costituzione di una nuova struttura organizzativa "Operations Liguria", a diretto riporto del Presidente e deputata a svolgere i servizi previsti dal Contratto di socio Operativo, ossia progettazione e realizzazione degli interventi previsti dal Piano d'Ambito strumentali alla gestione del SII, nonché la gestione, conduzione e manutenzione ordinaria e straordinaria.

In data 29 aprile 2025 Acea Molise (60%) e Cogen (40%) hanno costituito una NewCo, denominata Acea Siracusa S.r.l. con capitale sociale pari a 1 milione di euro, la quale, in qualità di socio privato, ha una quota di partecipazione pari al 49% del capitale sociale della costituenda società mista, denominata Aretusacque S.p.A. Acea Molise ha provveduto a versare la quota di capitale sociale di propria competenza in Acea Siracusa Srl.

Infine, la Società al 30 giugno 2025 detiene le partecipazioni in:

• Gesesa (57,93%) gestore del SII di Benevento ed altri Comuni;
• Sogea (49%) società in liquidazione gestore del SII del Comune di Rieti e provincia;
• ASM Terni (7,61%) gestore di servizi di igiene ambientale, di produzione e distribuzione di energia elettrica, di distribuzione di acqua potabile e servizio di depurazione acque reflue e di attività di esercizio della rete di gas naturale, in proprio o come socio di altre società;

Con la delibera del 28 dicembre 2023 (639/2023/R/idr) ARERA ha approvato il Metodo Tariffario Idrico per il quarto periodo regolatorio 2024-2029 (MTI-4), confermando i principi di stabilità dei criteri guida e perseguendo l'obiettivo di ridurre le disparità nei servizi idrici tra le diverse aree del Paese, in continuità con le disposizioni introdotte dal 2012. L'MTI-4, della durata di 6 anni, prevede un aggiornamento del Piano delle Opere Strategiche (POS) fino al 20 5, con l'obiettivo di favorire la sicurezza degli approvvigionamenti idrici e promuovere una maggiore cooperazione nei diversi livelli di pianificazione.

Le regole introdotte dal nuovo metodo tariffario mirano a garantire la stabilità del quadro di riferimento, ad incentivare gli investimenti e a migliorare la qualità tecnica e commerciale del servizio idrico. Nel corso del 2024, AMolise ha avviato il percorso di aggiornamento tariffario per il periodo 2024-2029 con il Comune di Termoli (CB), trasmettendo formale comunicazione del Piano degli interventi per il periodo 2024-2035.

In breve, si riepilogano gli step deliberativi del percorso tariffario MTI-4:

• 10 ottobre 2024: il Comune di Termoli con delibera di Giunta n. 268, ha formalmente approvato il nuovo quadro economico del progetto di delocalizzazione del depuratore porto e contestualmente il nuovo Piano degli Interventi per il periodo 2024- 2037.
• 16 ottobre 2024: AMolise ha formalmente trasmesso all'Ente Concedente Comune di Temoli (C ) la Proposta Tariffaria 2024- 2029 (MTI-4), redatta ai sensi della Delibera Arera 639/2023/R/Idr e della Determina Arera n.1 del 26 marzo 2024, completa di tutti gli allegati richiesti e del tool RDT2024 fornito da ARERA e compilato secondo le prescrizioni.
• 17 ottobre 2024: Il Comune di Termoli, con Determinazione Dirigenziale n. 2772, ha approvato la proposta tariffaria 2024- 2029 ed in data 18 ottobre 2024 ha provveduto a trasmettere l'intera documentazione all'EGAM.
• 0 ottobre 2024: in assenza di riscontro da parte dell'EGAM, AMolise ha presentato ad ARERA un'Istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'articolo 5 comma 5.5, della deliberazione 6 9/202 /R/IDR, richiedendo l'esercizio dei poteri sostitutivi.
• 6 novembre 2024: l'ARERA, preso atto della richiesta di AMolise, come previsto dal comma 5.6 della deliberazione 6 9/202 /R/IDR, ha diffidato l'EGAM ad adempiere entro i successivi 0 giorni, alle determinazioni e alle trasmissioni di propria competenza. Nella diffida veniva specificato che decorsi tali termini senza azioni da parte dell'EGAM, l'istanza del gestore si sarebbe considerata accolta in conformità a quanto previsto dall'art. 20 della legge 241/1990, è trasmessa all'Autorità medesima ai fini della sua valutazione e approvazione. A seguito della diffida ricevuta, l'EGAM ha avanzato due richieste di integrazione documentale nel mese di novembre 2024, alle quali AMolise ha prontamente risposto.
• 17.12.2024: l'EGAM con lettera prot. 225 /2024, senza ulteriore interlocuzione con il Gestore, ha comunicato ad AMolise che, come deciso dal Comitato d'Ambito con Deliberazione n. 1 del 05.12.2024, ha trasmesso ad ARERA l'aggiornamento tariffario MTI-4 per il periodo anni 2024 - 2029 relativo al Servizio Idrico Integrato del Comune di Termoli (CB).

Dall'analisi della suddetta Deliberazione n. 1 del 05.12.2024 del Comitato d'Ambito dell'EGAM, e dei relativi allegati, sono emerse delle differenze rispetto alla proposta tariffaria precedentemente approvata dal Comune di Temoli (CB). Tali differenze riguardano principalmente i conguagli tariffari pregressi e, in particolare, la mancata applicazione degli incrementi tariffari già deliberati per gli anni 2022-2023.

Nel dettaglio, l'EGAM, nel definire la tariffa per il periodo 2024-2029, ha inspiegabilmente azzerato gli aumenti del 7,70% annuo previsti per il biennio 2022-202 , nonostante tali incrementi fossero stati formalmente approvati dallo stesso Ente d'Ambito in data 4 marzo 2021 e correttamente caricati sul portale ARERA. Questa decisione appare priva di giustificazioni tecniche o normative e risulta in netto contrasto con quanto precedentemente deliberato.

La possibilità di aggiornare la tariffa, espressamente regolata dalla metodologia ARERA e, nel caso di specie, regolata dalla Delibera ARERA 0 dicembre 2021, 6 9/2021/R/idr (Criteri per l'aggiornamento biennale 2022-2023 delle predisposizioni tariffarie del servizio idrico integrato) non implica affatto, come invece assume l'EGAM, che il mancato aggiornamento per il biennio 2022-2023 faccia decadere o produca un effetto di modifica o revoca delle determinazioni anteriormente assunte. Semplicemente, in caso di mancato aggiornamento, continuano ad applicarsi per l'intero periodo regolatorio 2020-2023 le previsioni della determinazione tariffaria 2021 del medesimo EGAM.

Alla luce di quanto sopra, la Deliberazione n. 1 del 5 dicembre 2024 si configura come un atto viziato da evidenti errori nella determinazione tariffaria, con conseguenze economiche e finanziarie per il gestore AMolise. Tale provvedimento, infatti, non solo compromette il principio del full cost recovery, fondamentale per garantire la copertura integrale dei costi del servizio, ma viola anche la disciplina regolatoria ARERA, che impone il rispetto di criteri di trasparenza, equità e sostenibilità, oltre a conclamare una evidente lesione del principio di legittimo affidamento e della certezza del diritto.

La convinzione che la Deliberazione n. 1 del 5 dicembre 2024 sia pregiudizievole per gli interessi di AMolise e in contrasto con i principi normativi di settore, è rafforzata anche dal Parere formulato dal prof Elefante dietro espressa richiesta della Società.

Il Prof. Elefante, difatti, dopo ampia argomentazione dei fatti, sul punto conclude che "…si ritiene illegittima la delibera EGAM n. 1 del 5.12.2024 laddove non riconoscono ai fini tariffari gli incrementi del 7,7% per gli anni 2022 e 2023 in linea con le precedenti delibere tariffarie del Comune di Termoli e del medesimo EGAM e si ritiene sussistente un diritto di Acea Molise al pieno ed integrale riconoscimento di tali incrementi tariffari."

I conguagli tariffari pregressi riconosciuti dall'EGAM risultano inferiori a quelli iscritti in bilancio al 1 dicembre 2024 di circa 1 mln di euro.

L'EGAM, sempre con riferimento ai conguagli pregressi, ha inoltre provveduto a riclassificare alcuni costi (costi dei nuovi impianti gestiti Sinarca e Parco) inseriti dal Gestore nella componente RC, inerente ai conguagli tariffari, attribuendoli invece alla componente OPnew (nuovi costi operativi) nell'ambito degli Opex. Sebbene tale riclassificazione possa essere considerata plausibile, non sono state fornite indicazioni circa le modalità di armonizzazione tra i criteri di riconoscimento della componente RC, riferita al periodo regolatorio n-2 (riconoscimento dei costi in tariffa con due anni di ritardo) e quelli della componente OPnew, riferiti all'anno n (anno in corso). Tale mancanza di armonizzazione, che genererebbe minori conguagli anni precedenti, rispetto a quelli iscritti in bilancio al 31 dicembre 2024, per un importo complessivo di circa 1 mln di euro, è da ritenersi illegittima in quanto, come sostiene anche il Prof. Elefante, "il mancato riconoscimento dei costi sostenuti nel 2022 e 202 dal gestore viola l'art. 9 della direttiva 2000/60/CE e il principio del full cost recovery, l'art. 117 d.lgs. n. 267/2000, l'art. 149 d.lgs. 152/2006, l'art. 14 d.lgs. 16 /2006 e l'art. 154 d.lgs. 152/2006 (nonché il D.P.C.M. 20 luglio 2012) dacché non riconosce un costo efficiente sostenuto dal gestore per l'esecuzione del servizio e del contratto di concessione ad esso affidato. Infine, tale provvedimento viola anche gli artt. 19 e 28 dell'Allegato A della delibera ARERA 639/2023 (MTI 4)".

Pertanto, l'ammontare complessivo dei crediti per conguagli tariffari pregressi, messo in discussione dalla predisposizione tariffaria dell'EGAM, è di circa 2 mln di euro, ritenuti interamente recuperabili dalla Società, in quanto gli interventi dell'EGAM sono da ritenersi illegittimi, come avvalorato dal parere autorevole del Prof. Elefante.

Infine, l'EGAM ha escluso dalla tariffa il riconoscimento del Canone di concessione pari a 51mila euro annui, che AMolise riconosce al Comune di Termoli (CB) in coerenza con la Convenzione di Gestione sottoscritta il 03 agosto 2022. Tale esclusione è stata motivata con riferimento al disposto del comma 1.1 dell'Allegato A della Delibera ARERA 639/2023/R/idr, il quale limita il riconoscimento in tariffa dei corrispettivi a favore dell'Ente competente solo se deliberati antecedentemente al 28 aprile 2006. L'eventuale esclusione andava indirizzata preliminarmente al Comune di Termoli per procedere con la modifica della Convenzione.

Per quanto riguarda i rilievi di carattere tecnico-operativo si evidenzia che l'EGAM ha apportato delle modifiche al nuovo Piano Investimenti deliberato dal Comune di Termoli (C ) in data 10 ottobre 2024. L'Ente di Governo in merito all'intervento "Posa Contatori" ha provveduto a cancellare il relativo importo a partire dal 2025, in quanto il medesimo intervento risulta già pianificato, per l'intera Regione Molise, con progetto PNRR che prevede per il Comune di Termoli (CB) la sostituzione del 100% dei misuratori d'utenza tuttora esistenti di tipo meccanico con nuovi contatori in telelettura entro il 2025. Anche su tale aspetto, il provvedimento dell'EGAM appare palesemente illegittimo in quanto in contrasto con gli obblighi assunti da AMolise con la sottoscrizione della convenzione con il Comune di Termoli.

Alla luce di quanto sopra riportato, AMolise, con lettera prot. 1314/25 del 24 gennaio 2025, ha presentato un'istanza in autotutela all'EGAM e al Comune di Termoli (CB), richiedendo un tempestivo intervento correttivo al fine di tutelare i propri interessi economici e garantire l'equilibrio finanziario degli impegni assunti.

Nell'Istanza si è rappresentato all'EGAM che la deliberazione impugnata reca evidenti erroneità nella determinazione tariffaria e, di massima rilevanza ed evidenza, il mancato riconoscimento dell'incremento tariffario 2022-2023.

Sono stati, inoltre, evidenziati gli impatti tecnici ed economici sull'Ente concedente e sull'Autorità di Regolazione derivanti dal mancato riconoscimento in tariffa del canone di concessione e dalla revisione dell'intervento "Posa contatori" non coerente con il Piano di sostituzione presentato dal Gestore ad Arera.

Non avendo ricevuto alcun riscontro formale da parte dell'EGAM, la Società in data 5 febbraio 2025 ha presentato ricorso contro l'EGAM per l'annullamento del Verbale n. 17/2024 del Comitato d'ambito dell'Ente di Governo dell'Ambito del Molise relativo alla riunione del 5 dicembre 2024, pubblicato il 17 dicembre 2024, con riferimento alla proposta di deliberazione n. 1 del 5 dicembre 2024, approvata nella suddetta riunione, avente ad oggetto il punto 2 all'o.d.g "aggiornamento tariffario del servizio idrico integrato del Comune di Termoli per il quarto periodo regolatorio 2024-2029. Deliberazione ARERA n. 639/2023/R/IDR - PROVVEDIMENTI RELATIVI AL MTI-4 - GESTORE: ACEA MOLISE SRL" e della conseguente Deliberazione n. 1 del 5 dicembre 2024 del Comitato d'ambito dell'Ente di Governo dell'Ambito del Molise.

Si riepilogano i principali valori di riferimento della tariffa MTI-4 deliberata dall'EGAM:

incremento Ja da applicare alle tariffe all'utenza (anno base 2021):

• 1,0995 anno 2024
• 1,2089 anno 2025
• 1,3291 anno 2026
• 1,4614 anno 2027
• 1,6068 anno 2028
• 1,7667 anno 2029
• valore della RAB da riconoscere a fine periodo regolatorio 2024-2029: € 16.440.724 al lordo del contributo Regionale di € 3.825.000 per la delocalizzazione del nuovo depuratore Porto;
• valore dei conguagli a fine periodo regolatorio 2024-2029: € 10. 06.665.

Campania – GORI S.p.A. (Sarnese Vesuviano)

La Società gestisce il Servizio Idrico Integrato dell'Ambito Distrettuale "Sarnese-Vesuviano" della Regione Campania (che ricomprende 59 Comuni della Provincia di Napoli e 19 Comuni della Provincia di Salerno), per un totale di 78 Comuni. Si evidenzia che in data 9 ottobre 202 , la GORI, il Comune di Roccapiemonte e l'EIC hanno siglato un accordo finalizzato all'avvio della gestione del servizio idrico integrato da parte della stessa GORI che è partita a decorrere dal 1° gennaio 2024. Allo stato attuale solo il comune di Calvanico in Provincia di Salerno sta provvedendo alla gestione in economia dei servizi idrici, non avendo ancora assicurato l'avvio della gestione del SII da parte della società anche se l'EIC ha già avviato le procedure per attuare il trasferimento.

L'affidamento della predetta gestione del SII di durata trentennale e decorrente dal 1° ottobre 2002 (e scadenza nel 2032), è stata perfezionata con la stipula di apposita convenzione con l'autorità concedente Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano (oggi sostituito dall'Ente Idrico Campano di cui alla citata legge Regione Campania 15/2015) in data 0 settembre 2002.

L'Ambito Distrettuale Sarnese-Vesuviano della Regione Campania, costituito ai sensi della legge regionale 15/2015, ha una superficie di circa 897 kmq ed una popolazione residente di circa 1.399.714 abitanti. (ultimo dato Istat al 01/01/2024).

La rete idrica attualmente gestita si sviluppa per una lunghezza complessiva di 5.297 km e si articola in una rete di adduzione primaria che si estende per 900 km e in una rete di distribuzione di circa 4.428 km, mentre la rete fognaria si estende per circa 2.823 km. Per quanto riguarda gli impianti, GORI, ad oggi gestisce n. 13 sorgenti, n. 117 pozzi, n. 203 serbatoi, n. 118 sollevamenti idrici, n. 230 sollevamenti fognari e n. 12 impianti di depurazione.

Schema Regolatorio per il quarto periodo regolatorio (2024-2029)

La Società gestisce il Servizio Idrico Integrato dell'Ambito Distrettuale "Sarnese-Vesuviano" della Regione Campania (che ricomprende 59 Comuni della Provincia di Napoli e 19 Comuni della Provincia di Salerno), per un totale di 78 Comuni. Si evidenzia che in data 9 ottobre 202 , la GORI, il Comune di Roccapiemonte e l'EIC hanno siglato un accordo finalizzato all'avvio della gestione del servizio idrico integrato da parte della stessa GORI che è partita a decorrere dal 1° gennaio 2024. Allo stato attuale solo il comune di Calvanico in Provincia di Salerno sta provvedendo alla gestione in economia dei servizi idrici, non avendo ancora assicurato l'avvio della gestione del SII da parte della società anche se l'EIC ha già avviato le procedure per attuare il trasferimento.

L'affidamento della predetta gestione del SII di durata trentennale e decorrente dal 1° ottobre 2002 (e scadenza nel 2032), è stata perfezionata con la stipula di apposita convenzione con l'autorità concedente Ente d'Ambito Sarnese Vesuviano (oggi sostituito dall'Ente Idrico Campano di cui alla citata legge Regione Campania 15/2015) in dsettembrettembre 2002.

L'Ambito Distrettuale Sarnese-Vesuviano della Regione Campania, costituito ai sensi della legge regionale 15/2015, ha una superficie di circa 897 kmq ed una popolazione residente di circa 1.399.714 abitanti. (ultimo dato Istat al 01/01/2024).

La rete idrica attualmente gestita si sviluppa per una lunghezza complessiva di 5.297 km e si articola in una rete di adduzione primaria che si estende per 900 km e in una rete di distribuzione di circa 4.428 km, mentre la rete fognaria si estende per circa 2.823 km.

Per quanto riguarda gli impianti, GORI, ad oggi gestisce n. 13 sorgenti, n. 117 pozzi, n. 203 serbatoi, n. 118 sollevamenti idrici, n. 230 sollevamenti fognari e n. 12 impianti di depurazione.

Sulla base della richiesta presentata da GORI, il Comitato Esecutivo dell' Ente idrico Campano, con deliberazione n. 76 del 29 novembre 2022, ha stabilito di presentare istanza a CSEA per l'attivazione delle forme di anticipazione finanziaria, introdotte dalla deliberazione ARERA 229/2022/R/Idr, connesse al reperimento di risorse per far fronte a parte delle spese sostenute per l'acquisto di energia elettrica per il Gestore GORI Spa; in data 0/11/2022, l'Ente Idrico Campano ha trasmesso alla CSEA l'Istanza di Anticipazione Finanziaria per il gestore GORI Spa, nella misura richiesta dal Gestore e pari a €11.842. 6,80. Come previsto dalla delibera n. 495/2022/R/idr, l'anticipazione è stata erogata da CSEA entro il 1/12/2022 e precisamente in data 27.12.2022 ed il Gestore dovrà provvedere "alla restituzione alla CSEA delle somme anticipate mediante due rate di pari importo (in relazione alla quota capitale) con scadenza rispettivamente 31 dicembre 2023 e 31 dicembre 2024. Le rate sono maggiorate degli interessi applicati al capitale residuo e calcolati sulla base del tasso di interesse applicato, pari a quello ottenuto dalla CSEA sulle proprie giacenze liquide del proprio Istituto bancario cassiere."

In data 31/12/2024 GORI ha provveduto alla restituzione alla CSEA della seconda rata – in relazione alla quota capitale dell'anticipazione finanziaria ottenuta per un importo pari a 5.921.168,40; successivamente, a seguito della determinazione da parte di CSEA dell'ammontare della relativa quota interessi, GORI provvederà al pagamento della quota interessi, pari a 452.51 ,2 Euro relativa alla restituzione anticipazione finanziaria I rata (Del. ARERA 495/2022/R/id).

Campania – GESESA S.p.A. (Ato1- Calore Irpino)

La Ge.se.sa. gestisce il Servizio Idrico Integrato in 21 Comuni della provincia di enevento, all'interno del Distretto Sannita, per una popolazione complessiva residente servita di 113.147 abitanti distribuiti su un territorio di circa 710 Kmq con una infrastruttura idrica di estensione pari a circa 1.547 km, una rete fognaria di 517 km ed un numero di impianti gestiti pari a circa 332 unità. Le utenze complessive ammontano a 56. 4 , per le quali è stato stimato un consumo per l'anno 2024 di circa 7,48 milioni di metri cubi di acqua. La gestione della società e la sua evoluzione sono correlate alle attività gli uffici dell'EIC devono attuare a seguito della determinazione del distretto Sannita del 25 ottobre 2022 che procedeva alla "Scelta della forma di gestione ai sensi dell'art. 14, comma 1lett. "b) della LR. N.15/2015" deliberando che la gestione del SII nell'Ambito Distrettuale Sannita sia affidata ad una società a capitale misto pubblico/privato.

A seguito dell'approvazione dei provvedimenti dell'Ente Idrico Campano (di seguito "EIC"), che ha approvato le proposte di adeguamento tariffario dal 2018 al 2023 con Tetha 1, generando una mole di conguagli tariffari non fatturabili nel periodo regolatorio e che andranno a costituire il valore di subentro che il gestore subentrante dovrà versare a Gesesa, gli amministratori hanno aggiornato, il Piano Finanziario del biennio 2023-2024 secondo precise "assunzioni", con l'obiettivo di preservare l'equilibrio finanziario della gestione fino a tutto il 2025.

Il cash flow recepisce le seguenti misure di sostegno che il Consiglio di amministrazione di ACEA ha assunto a favore di Gesesa:

• la concessione di una proroga ed incremento del finanziamento soci in essere in favore di ACEA MOLISE, finalizzato all'erogazione da parte di quest'ultima a GESESA di un finanziamento soci oneroso per un importo aggiuntivo pari a Euro 5.2000.000,00, a termini e condizioni dell'attuale finanziamento soci e scadenza al 1/12/2025;
• la proroga al 31/12/2025, da parte di ACEA e a favore di GESESA, ed incremento della dilazione del debito commerciale e finanziario maturato e maturando verso ACEA;
• la proroga al 1/12/2025, da parte di ACEA, ed incremento della garanzia già rilasciata a favore di ACEA ENERGIA, nell'interesse di GESESA per l'esposizione di ACEA ENERGIA nei confronti di GESESA, finalizzata alla sospensione da parte di ACEA ENERGIA delle azioni volte al recupero del proprio credito commerciale e per oneri di dilazione verso GESESA.

Per quanto attiene all'evoluzione delle attività consequenziali che gli uffici dell'EIC devono attuare a seguito della determinazione del distretto Sannita del 25 ottobre 2022 che procedeva alla "Scelta della forma di gestione ai sensi dell'art. 14, comma 1lett. "b) della LR. N.15/2015" deliberando che la gestione del SII nell'Ambito Distrettuale Sannita sia affidata ad una società a capitale misto pubblico/privato, si evidenzia quanto segue:

Con nota del 9 gennaio 2024 il Direttore Generale dell'Ente ha trasmesso ai competenti uffici della Regione Campania la soprarichiamata documentazione al fine di consentire l'avvio delle procedure di gara.

La Direzione Generale Ciclo Integrato delle Acque e Rifiuti e Autorizzazioni Ambientali della Regione Campania - con nota del 10 aprile 2024, a seguito delle interlocuzioni intervenute con l'avvocatura regionale, ha trasmesso all'Ente Idrico campano lo schema di statuto della società Sannio Acque Srl adeguato ai rilievi della Corte dei Conti unitamente allo schema di patti parasociali ai fini degli adempimenti relativi all'avviso di consultazione pubblica previsto dall'art. 5, comma 2 del d.lgs. 175/2016 "Testo Unico in materia di Società a partecipazione pubblica".

Con la stessa nota la Direzione Generale, nel richiedere di valutare l'indispensabilità della pubblicazione dei patti parasociali nell'ambito della procedura di consultazione pubblica, ha comunicato che all'esito della medesima consultazione pubblica gli atti dovranno essere riapprovati dai competenti organi dell'Ente con successiva trasmissione all'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, alla Corte dei Conti e ai Comuni dell'Ambito Distrettuale Sannita nonché alla stessa Direzione Generale ai fini dei successivi adempimenti di competenza relativi all'esercizio dei poteri sostitutivi previsti dalla normativa vigente per l'affidamento del servizio idrico integrato nell'ambito distrettuale Sannita.

Il giorno 08 maggio si è conclusa la fase di consultazione pubblica, avviata con determina del DG dell'EIC del 2 aprile 2024.

Il 05 giugno il Consiglio del Distretto Sannita ed il 19 giugno il Comitato esecutivo dell'Ente Idrico Campano hanno riapprovato gli atti redatti all'esito dell'istruttoria successiva alla consultazione pubblica la cui pubblicazione, originariamente prevista per il mese di luglio 2024, è avvenuta solo il 4 marzo 2025.

Il 1^ dicembre 2024 l'EIC ha approvato la proposta di adeguamento tariffario MTI-4 2024-2029, relativamente al solo biennio 2024- 2025, assumendo che il 2025 sia l'esercizio di fine gestione del S.I.I. della società.

Anche questa approvazione è stata effettuata con tetha 1, mantenendo invariate le tariffe e, contestualmente ha determinato il valore di subentro provvisorio da inserire nel bando di gara del l'individuazione del socio privato della costituenda Sannio Acque, alla quale dovrà essere affidata la gestione del Servizio Idrico Integrato del Distretto Sannita.

Il valore di subentro così determinato comprende oltre al RAB degli investimenti effettuati fino al 2023 i conguagli tariffari a tutto il 1.12.2025. Il valore definitivo, come previsto dalla normativa vigente sarà accertato al momento dell'effettivo cessazione della gestione da parte di Gesesa sulla base della consuntivazione dei costi effettivi e degli investimenti effettuati nel biennio 2024-2025.

In relazione al procedimento 2 1 a carico della società si evidenzia l'andamento del procedimento penale 5548/2016, del conseguente del sequestro preventivo di n. 12 impianti di depurazione gestiti da Gesesa con la nomina di un Amministratore Giudiziario e del procedimento avviato che riguarda la posizione della società nei cui confronti si procede per l'ipotesi di alcuni reati previsti dal d. lgs. n. 231 del 2001, per il quale esiste una richiesta di rinvio a giudizio notificato alle persone fisiche e alla società il 12 giugno 2022, nell'ultima udienza del 16 dicembre 2024, il Gup ha emesso il decreto che dispone il giudizio nei confronti di Gesesa e degli imputati, rinviando il processo, per la prima udienza dibattimentale, al 22.5.2025, davanti al Giudice Monocratico.

Per quanto attiene i depuratori oggetto di sequestro si rappresenta in data 26 marzo 2024 è stato notificato il provvedimento di dissequestro dei 10 impianti ancora oggetto di sequestro con facoltà d'uso.

Toscana – Acque S.p.A. (Ato2 – Basso Valdarno)

In data 21 dicembre 2001 è stata sottoscritta la convenzione di gestione, entrata in vigore il 1° gennaio 2002, avente inizialmente durata ventennale (la scadenza è ora fissata al 2031). Sulla base di tale convenzione il Gestore riceve in affidamento in via esclusiva il servizio idrico integrato dell'ATO2 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.

Con Deliberazione del CD n. 13/2024 del 28 ottobre 2024 è stata approvata da AIT la Predisposizione tariffaria 2024-2029 ai sensi della deliberazione ARERA 639/2023/R/idr che ha definito il Metodo Tariffario Idrico per il quarto periodo regolatorio MTI-4. Ad oggi, ARERA non ha ancora approvato la proposta AIT.

A seguito dell'approvazione della deliberazione 6 9/202 MTI-4 la società ha provveduto ad adeguare il Piano Tariffario redatto da AIT ai sensi del MTI-3, al fine di tener conto sia delle novità della nuova delibera MTI-4 che degli effetti dei dati consuntivi 2022 e 2023. Le ipotesi fatte sono state:

• Adeguamento dei parametri monetari;
• Adeguamento dei costi delle immobilizzazioni;
• Adeguamento dell'inflazione e dei costi operativi riconosciuti;
• Adeguamento del denominatore della formula del VRG;

I citati adeguamenti, congiuntamente a nuove e maggiori necessità di investimento dovute principalmente all'incremento dei prezzi dei lavori appaltati e dei materiali, ha reso particolarmente complessa la chiusura del nuovo PEF tariffario che ha previsto:

• Un leggero incremento Theta rispetto al precedente Piano;
• Azzeramento della componente FONI;
• Rimodulazione dei conguagli;
• Adozione dell'ammortamento tecnico sugli investimenti realizzati dal 2025 (tariffa 2027);

Un incremento delle manutenzioni da finanziare a conto economico attraverso gli opex endogeni;

Per l'annualità 2025 è stato approvato da AIT un incremento del theta del 4 a fronte del 2.5 della precedente approvazione.

Nel mese di giugno 2025 sono state pubblicate le graduatorie dei premi e delle penalità della RQTI biennio 2022 -2023. Come da delibera ARERA n.225/2025 hanno conseguito premi complessivi per euro 1.019.406 e penalità per euro 94.267.

In merito alle previsioni di cui all'art. 2428 c.6-bis del Codice Civile si precisa che la società ricorre a forme di finanziamento a mediolungo termine soggette al rischio di oscillazione dei tassi d'interesse. Per quanto attiene il contratto di finanziamento di 210 milioni di euro stipulato in data 14/06/2023 ed erogato in data 20/06/2023, Acque S.p.A., per garantirsi da effetti negativi sul mercato dei tassi, ha stipulato n° 9 contratti di Interest Rate Swap con i soggetti erogatori della linea Term o società del gruppo ad eccezione della parte finanziatrice F2I SGR S.p.A.

Alla data del 31/12/2024 la linea BEI risultava completamente utilizzata.

Nel primo semestre 2025 non hanno effettuato nuove accensioni su debiti a medio/lungo. La società dovrà solamente rimborsi a scadenza in base ai vari piani di ammortamento.

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 nell'Ambito Territoriale Ottimale (ATO) n. della Toscana, oggi Conferenza Territoriale n. (CT ), 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'ATO facevano inizialmente 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.

Attualmente, a seguito dell'acquisizione della gestione del servizio idrico integrato nel Comune di Fiesole e del processo aggregativo che ha interessato taluni Comuni rientranti nel perimetro gestionale di Publiacqua, i Comuni gestiti sono 46, per complessivi ca. 1.300.000 abitanti e ca. 410.000 utenze attive.

L'Autorità Idrica Toscana in data 26 giugno 2020 ha approvato le tariffe per il terzo periodo regolatorio (2020-2023) e ha prontamente inviato la proposta tariffaria all'ARERA. Sostanzialmente il Piano Economico Finanziario (PEF) regolatorio evidenzia un andamento tariffario, e di conseguenza un Valore dei Ricavi Garantiti (VRG), costante nel tempo con il solo riconoscimento dell'inflazione annua.

In data 16 febbraio 2021 l'ARERA con Delibera n. 59/2021/R/idr ha approvato lo specifico schema regolatorio recante le predisposizioni tariffarie per il periodo 2020-202 ai sensi della Deliberazione dell'Autorità 27 dicembre 2019, 580/2019/R/IDR e il relativo Allegato A, recante "Metodo tariffario idrico 2020-2023 MTI- ".

Si rileva inoltre che in data 1 marzo 2021, successivamente alla delibera ARERA 59/2021 è stata firmata con l'AIT la Convezione che sancisce l'allungamento della convezione al 1 dicembre 2024.

A seguito dell'avvio del processo di aggiornamento tariffario per il biennio 2022-202 , Publiacqua ha inviato tutti i dati all'AIT per l'approvazione della predisposizione tariffaria. L'Autorità Idrica Toscana nel corso del mese di febbraio ha provveduto all'approvazione della stessa.

Nel IV° trimestre del 2022 l'attività che si è svolta con l'Autorità Idrica Toscana (AIT) ha riguardato vari aspetti della regolazione. Publiacqua dopo aver trasmesso, nel mese di maggio, la proposta di Addendum al Regolamento Unico, con gli schemi tecnici e i prezzi per le prestazioni ha avviato un confronto con l'AIT, che ha portato all'approvazione delle tariffe per il biennio 2022 - 2023.

Con delibera dell'Assemblea n. 8/2024 del 10/05/2024 AIT ha deliberato l'inclusione del servizio di depurazione svolto da GIDA S.p.a. nel perimetro del servizio idrico integrato del territorio della Conferenza territoriale n. 3 Medio Valdarno a far data dal 01.01.2025.

Con la stessa delibera ha stabilito una proroga tecnica della Convenzione di affidamento del corrente affidamento del SII alla società Publiacqua s.p.a. alle medesime condizioni di quello attualmente svolto per il tempo strettamente necessario alla conclusione della procedura ad evidenza pubblica per la selezione del socio privato del nuovo gestore secondo i dettami dell'art. 17 TUSP e al conseguente nuovo affidamento del servizio stesso, e comunque non oltre il 31.12.2025.

Il 30 dicembre 2024, stante l'impossibilità di addivenire all'acquisto del ramo d'azienda da parte di Publiacqua, è stato sottoscritto con GIDA e AIT un contratto di servizio della durata di 6 mesi.

Publiacqua nel corso del 2024 ha partecipato a vari incontri con i funzionari dell'AIT per la definizione dell'Addendum al Regolamento, la raccolta dati tariffaria per il quarto periodo regolatorio (MTI-4 2024/2029) conclusa dalla stessa Autorità con l'invio a luglio della predisposizione tariffaria 2024-2025 all'ARERA per l'approvazione delle tariffe secondo il metodo MTI-4, la raccolta delle informazioni propedeutiche alla predisposizione, da parte dell'AIT, della gara per l'individuazione del nuovo gestore, agli atti regolamentari approvati dall'EGA (Addendum e Carta del Servizio), alla presentazione del percorso di gradualità delle tariffe industriali ex-GIDA alla metodologia regolatoria prevista da ARERA nel TICSI per il corrispettivo dovuto dagli industriali.

Il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti (MIT), in esito alle attività di valutazione delle proposte pervenute nell'ambito dell'avviso del 21 giugno 2023, il 28.06.2024 ha pubblicato l'elenco degli interventi ammessi al Piano Nazionale di Interventi Infrastrutturali e per la Sicurezza del Settore Idrico (PNIISSI) di cui al Decreto Interministeriale 350/2022.

Complessivamente, nel PNIISSI sono stati inserite 6 proposte di Publiacqua, di cui 4 nella classe A (a cui corrisponde il livello massimo di priorità nell'assegnazione delle risorse economiche), per un importo ammesso di 97,96 milioni di euro e 2 nella classe B, per un importo ammesso di 70 milioni di euro, per un importo totale ammesso di 167,96 milioni di euro.

Durante l'intero 2024 Publiacqua ha incassato complessivi euro 6.416.808 di contributi pubblici in conto capitale a valere principalmente sul cd rimborso "caro prezzi" e sugli interventi infrastrutturali cofinanziati col PNNR.

Per il primo semestre 2025 abbiamo previsto di incassarne circa 2 milioni di euro di cui 1,2 contributi per allacci e 0,1 contributi per estensioni).

In data 10 dicembre 2024, l'Agenzia delle Entrate ha pubblicato il provvedimento con la quale la Società è stata ammessa al regime di adempimento collaborativo; Publiacqua è la prima azienda del settore idrico in Italia ad aver ottenuto dall'Agenzia delle Entrate l'ammissione al regime di adempimento collaborativo ai sensi del D.Lgs n. 128/2015.

In data 05 marzo 2025 si è svolto l'incontro formale di apertura della procedura di adempimento collaborativo.

Il 30 dicembre 2024 Publiacqua e GIDA hanno sottoscritto un contratto di service, della durata di sei mesi a far data dal 1° gennaio 2025 e scadenza il 30 giugno 2025, al fine di definire le attività necessarie per assicurare transitoriamente, nelle more del perfezionamento delle operazioni giuridiche negoziali che consentiranno l'effettivo e definitivo trasferimento a Publiacqua degli impianti di GIDA e del ramo d'azienda a essi strumentale, la continuità di conduzione di esercizio di detti impianti.

Tale contratto è stato sottoscritto anche dall'AIT per presa d'atto e riconoscimento della congruità del corrispettivo pattuito a favore di GIDA, che troverà la sua integrale copertura nella tariffa del servizio idrico integrato di Publiacqua.

Nel contratto di service è stato comunque convenuto che la fatturazione del servizio di depurazione alle utenze industriali, a far data dal 1° gennaio 2025, non verrà più svolta da GIDA bensì da Publiacqua.

Toscana – Acquedotto del Fiora S.p.A. (Ato6 – Ombrone)

Acquedotto del Fiora, in forza della Convenzione di gestione sottoscritta il 28 dicembre 2001, ha ricevuto in affidamento in via esclusiva il SII dell'ex 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 durata fino al 31 dicembre 2031.

Il 2025 rappresenta il secondo anno del ciclo regolatorio idrico 2024-2029, ambito di applicazione della delibera ARERA 639/2023/R/IDR del 28/12/2023 (c.d. MTI-4) "Approvazione del Metodo Tariffario Idrico per il quarto periodo regolatorio MTI-4", con la quale l'Autorità disciplina in via definitiva le tariffe del periodo 2024-2029.

In linea con quanto previsto dal Metodo Tariffario MTI-4, in data 28/10/2024 l'Ente di Governo d'Ambito toscano (AIT), sulla base dei dati consuntivi riferiti alle annualità 2022 e 2023 e del Piano degli Investimenti, ha approvato la proposta di revisione tariffaria fissando i VRG ed i Teta degli anni 2024-2025 e ridisegnando anche l'intero profilo tariffario fino a fine concessione SII (Deliberazione Consiglio Direttivo dell'AIT n.17/2024 del 28/10/2024).

Tale proposta tariffaria è stata poi trasmessa da AIT ad ARERA per la ratifica finale, che avverrà a valle di specifica istruttoria da parte dell'Autorità nazionale.

Nelle more che tale iter giunga a conclusione, la presente situazione contabile, con riferimento ai ricavi, si basa sui livelli di VRG e di Teta previsti nella suddetta proposta di revisione tariffaria deliberata da AIT.

Toscana – GEAL S.p.A. (Ato1 – Toscana Nord)

La Società gestisce il Servizio idrico Integrato nel Comune di Lucca in base alle Convenzioni di gestione con l'ente locale aventi scadenza naturale il 31 dicembre 2025 aggiornata nel corso del 201 per tener conto del protocollo di intesa siglato con l'AIT il 29 Novembre 2011 e nel 2016 ai sensi della Delibera ARERA n. 656/2015.

In merito alle tariffe, si segnala che:

• relativamente all' MTI-3 non ha al momento avuto sviluppi la vicenda relativa all'impugnazione della delibera ARERA n. 238/2023. In tale provvedimento, pur essendo stati confermato gli incrementi tariffari per gli anni 2022 e 2023 nella misura prevista dalle precedenti deliberazioni, ovvero pari al 6,2%, è stato parzialmente decurtato il riconoscimento dei canoni demaniali richiesti dalla Regione Toscana per gli anni 2016-2021: in particolare, non sono state integralmente riconosciute le componenti tariffarie Rc^a altro, e Opexal. Tenuto conto di ciò, in ragione dei contenuti della questione specifica affrontata dall'azienda di concerto con le altre aziende idriche toscane coordinate da Cispel Toscana - piuttosto che per l'entità dell'importo complessivo (di circa € 20 mila) - GEAL ha presentato ricorso avverso la Delibera ARERA 238/2023 in data 31.7.2023 attraverso lo Studio Farnetani di Firenze.
• Tramite lo stesso studio legale, il 14 marzo 2025 GEAL ha presentato istanza di prelievo presso il TAR Lombardia per la discussione del ricorso, ma alla data odierna, l'udienza di discussione non è ancora stata fissata.
• relativamente all' MTI-4, GEAL ha presentato ad AIT il 5.4.2024 tutta la documentazione richiesta per l'elaborazione della predisposizione tariffaria (Dati economico-finanziari di consuntivo 2022 e 2023 e Piano degli investimenti per il 2024 ed il 2025). Successivamente, con delibera del Consiglio Direttivo del 29.7.2024, AIT ha approvato la predisposizione tariffaria per gli anni 2024 e 2025 sulla base della Delibera ARERA 639/2023. Il theta approvato per le due annualità è stato rispettivamente di 1,040 e 1,082, corrispondente ad un incremento annuo delle tariffe del 4 all'anno contro il ,7 previsto nel Pef approvato nel 2022, anche in ragione del recupero dell'inflazione degli anni precedenti. Con la delibera di cui sopra, è stato altresì determinato il valore residuo che dovrà essere corrisposto dal gestore subentrante in misura pari a 27.943.961 di cui euro 24.125.967 relativo al valore degli investimenti al netto dei contributi e del FoNI ed € .917.994 relativo ai conguagli tariffari riferiti alle annualità antecedenti al 2024.
• Si è ancora in attesa che ARERA provveda all'approvazione del piano secondo quanto già fatto da parte di AIT.

Con una specifica comunicazione del 28.6.2024, l'AIT ha avviato la procedura di subentro del nuovo gestore che dovrebbe operare a partire dall'1.1.2026, secondo un dettagliato cronoprogramma. Come da quest'ultimo previsto GEAL, una volta ottenuto da AIT una proroga di 20 giorni, ha inviato il 20 settembre, alla stessa AIT e agli altri soggetti coinvolti (Comune di Lucca, GAIA ed ARERA), una proposta di Valore Residuo di € 27.94 .961, perfettamente coincidente con quella contenuta nella predisposizione tariffaria, sulla base di una valutazione svolta dalla società AGENIA Srl.

In coerenza con il suddetto cronoprogramma, AIT ha richiesto all'azienda documentazione aggiuntiva con comunicazione del 19 maggio 2025, ovvero:

• dati economici e patrimoniali corredati dalla documentazione di supporto, riguardanti il consuntivo 2024 e la ripianificazione 2025, al fine di effettuare un aggiornamento del valore di subentro. I dati sono stati inviati dall'azienda il 1 giugno 2025 tramite la piattaforma informatica "Net. Sic" entro la scadenza prevista;
• dati inerenti lo stato di consistenza delle infrastrutture e degli impianti gestiti, dati inerenti la ricognizione delle AUA/AIA/altre specifiche autorizzazioni. I dati sono stati inviati il 27 giugno 2025 entro la scadenza prevista tramite la piattaforma informatica "Net. Sic, oltre ad una comunicazione inviata nella stessa data via pec, riportante una nota esplicativa sui documenti oggetto di consegna nonché un resoconto delle attività in corso riguardanti la ricognizione del personale dipendente.

L'AIT avrebbe dovuto procedere entro il 5.7.2025 ad approvare un decreto del Direttore Generale per l'approvazione del VR provvisorio sulla base dei dati disponibili, l'individuazione dei beni e del personale da trasferire, e la fissazione del termine per il gestore subentrante per la corresponsione del valore di subentro ma, al momento, sono ancora in corso le attività di validazione dei dati di cui sopra.

Relativamente al PNRR, GEAL sta procedendo alla realizzazione delle opere previste nelle tre linee di investimento:

per la linea PNRR- M2C4-I4.1- Investimenti in infrastrutture idriche primarie per la sicurezza dell'approvvigionamento idrico – GEAL ha ottenuto un finanziamento di 2,5 milioni di euro, oltre alle revisioni prezzi per un ammontare complessivo di circa 0,6 milioni di euro, relativamente ad un QTE di 4,2 milioni di euro.

Al 30.6.2025 sono state realizzate opere per circa 3,2 milioni di euro, di cui:

• 0,6 milioni relativi alla sostituzione della linea adduttrice di Piazza Santa Maria;

• 2,6 milioni di euro, relativi alla nuova adduttrice di Via del Tiro a Segno e del relining delle vecchie condotte.

• A seguito delle richieste effettuate al MIT, per queste opere sono stati sono già stati incassati:

• l'anticipo del 10 pari a 250.000 euro;
• il pagamento del primo sal per 591.000 euro.
• l'ulteriore quota di anticipazione del 20 , pari a 500.000 euro.
• il pagamento nel corso del 2025 del secondo sal per 909.000; con questo versamento GEAL ha conseguito il 90% dei contributi richiesti e, pertanto, dovrà ottenere solo il saldo del 10% in sede di consuntivazione finale dei lavori, salvo il riconoscimento di una quota per il caro prezzi.
• Per la linea PNRR- M2C4-I4.4 investimenti in fognatura e depurazione, tramite l'Autorità Idrica Toscana, per la quale è stato approvato dal MASE un contributo di € 1 milione a parziale copertura dei costi di estensione della rete fognaria della zona dell'Oltreserchio e di un intervento di efficientamento energetico sul depuratore, per un qte complessivo di 2,5 milioni di euro.

Sono state realizzate opere al 30.6.2025 per circa 2 milioni di euro di cui:

• 1,4 milioni relativi alle estensioni di fognatura;
• 0,6 milioni di euro, relativi alla realizzazione di un nuovo impianto di cogenerazione;

A seguito delle richieste effettuate al MASE, per queste opere è già stato incassato l'anticipo del 0 pari a 00.000 euro. Nel corso del 2025 è stata avanzata la richiesta per il conseguimento di 600.000 ad AIT (soggetto beneficiario del contributo), tuttora al vaglio del Ministero.

Per la linea PNRR- M2C4-I4.2 - riduzione delle perdite nelle reti di distribuzione dell'acqua, compresa la digitalizzazione e il monitoraggio delle reti, con il decreto del MIT del 6.5.2024 GEAL è stata individuata tra i gestori destinatari dei contributi pubblici, per un ammontare di € 8,8 milioni a parziale copertura dei costi di sostituzione di alcuni tratti di rete idrica e per l'installazione di sistemi di smart metering idrico sull'intero parco contatori, a fronte di un qte complessivo di 12,2 milioni di euro.

Nelle more della comunicazione da parte del MIT, da effettuarsi ai sensi dell'art. 1 comma 5 del decreto di cui sopra, GEAL:

• ha terminato le procedure di gara propedeutiche alla realizzazione delle opere entro il 30.04.2024;
• ha ottenuto una indicazione da parte di AIT che nulla osta alla stipula dei contratti con le società appaltatrici;
• ha conseguito le polizze fideiussorie a fornire di AIT per la realizzazione delle opere.
  • Successivamente, una volta siglato dal Ministero l'atto d'obbligo, è stato possibile avviare i lavori.
• Al 30.6.2025 sono state realizzate opere per circa 4,3 milioni di euro di cui:
• relativamente alla realizzazione di nuove condotte, 0,5 milioni di euro;
• relativamente all'installazione di smart meter, ,4 milioni Euro;
• relativamente alle altre opere (sensoristica, misuratori antincendio, idranti e camerette), 0,4 milioni di euro.

A seguito della richiesta effettuata al MIT tramite AIT, per queste opere sono è stato già incassato l'anticipo del 0 pari a 2.66 .548,80 euro.

Umbria – Umbra Acque S.p.A. (Sub-Ambiti n.1 e n. 2 dell'Umbria)

In data 26 novembre 2007 ACEA si è aggiudicata definitivamente la gara indetta dall'Autorità d'Ambito dell'ATO 1 Perugia (oggi A.U.R.I.) per la scelta del socio privato industriale di minoranza di Umbra Acque S.p.A. (scadenza della concessione originariamente fissata al 31 dicembre 2027 ed a seguito dell'Assemblea dei Sindaci dell'AURI con delibera 10 del 0 ottobre 2020 estesa al 1 dicembre 20 1). L'ingresso nel capitale della società (con il 40 delle azioni) è avvenuto con decorrenza 1° gennaio 2008. La Società fornisce il servizio idrico integrato su tutti i 38 Comuni costituenti i sub-Ambiti n.1 e n.2 dell'Umbria, ad una popolazione complessiva di 490 mila abitanti pari a circa 238 mila utenze, coprendo una superficie di circa 4.300 chilometri quadrati.

Il nuovo Piano Tariffario per il quarto periodo regolatorio (MTI-4), approvato da ARERA con Delibera n.76/2025/R/IDR del 04/03/2025, prevede importanti benefici sul VRG, sia nel biennio 2024-2025, dove l'incremento della tariffa è rimasto invariato rispetto a quello previsto nel precedente MTI-3 (7,70% nel 2025) - sia nell'arco della durata rimanente della concessione (2026-2031), con un impatto generale di circa + 68 Milioni di Euro di ricavi, passando da un totale di 832 Milioni di Euro previsti nel precedente piano MTI-3, agli attuali 900 Milioni di Euro del piano MTI-4.

L'incremento dei ricavi da VRG è determinato dal recupero dei costi operativi degli anni precedenti (conguagli energia elettrica e recupero costo inflazione del biennio 2022-2023) e dai nuovi impegni ed obiettivi gestionali, sia per quanto concerne la qualità tecnica (RQTI), sia per l'importante incremento delle attività di investimento (CapEx). Con riferimento ai conguagli della componente RC del precedente periodo regolatorio MTI 3 (2020-2023), sono stati riconosciuti valori maggiori per alcune componenti, come quella dell'inflazione.

La nuova programmazione MTI-4 prevede un volume di investimenti lordi di complessivi 298 Milioni di Euro (+134 Milioni di Euro rispetto al piano MTI-3) da realizzare dal 2024 al 2031, di cui opere cofinanziate, tra cui PNRR e PNISSI, e il resto da fabbisogni sui macro- indicatori da M0 a M6, anche in base ai nuovi obiettivi Delibera ARERA n.637/2023. Sono previsti contributi pubblici a fondo perduto per 142 Milioni di Euro, oltre alla componente FoNI nel VRG per 89 Milioni di Euro, che consentono di ridurre il valore degli investimenti netti a +67 Milioni di Euro.

I risultati economici rilevati nel reporting package chiuso al 0/06/2025 evidenziano un Ebitda di 24,9 M€ (26,4 M€ valore IAS/IFRS), in crescita di circa +5,7 M€ rispetto allo stesso periodo del 2024 ed un Utile netto di 9,0 M€ (10,4 M€ valore IAS/IFRS), in crescita di circa +4,2 M€ rispetto al primo semestre 2024. Il netto miglioramento dei risultati è stato determinato dall'effetto combinato delle seguenti dinamiche:

aumenta il Valore della Produzione (+ 7,5M€), principalmente per effetto dei maggiori ricavi da VRG derivanti dal nuovo piano tariffario (componente Capex, Opextel e FoNI), dall'aumento della voce incrementi di immobilizzazioni per lavori interni (costi capitalizzati) e dal premio della qualità tecnica (RQTI) del biennio 2022-2023;

• aumentano i Costi operativi esterni per acquisto materiali e servizi (+ 0, M€, al netto dell'incremento del costo dell'energia elettrica di +0,8M€ interamente recuperato nei conguagli tariffari dei costi operativi aggiornabili) e quelli interni riferiti al personale dipendente (+0,7 M€) prevalentemente correlato ad un incremento delle risorse (teste) a seguito di assunzioni previste dalle approvazioni tariffarie per specifiche attività regolatorie (OpexQT, PSA, ecc.) e avvenute negli ultimi sette mesi, al netto delle uscite (volontarie, NASPI e pensionamenti);
• aumentano gli ammortamenti (+ 0,6 M€) in coerenza con l'entrata in esercizio di nuove opere nel 2024, mentre diminuiscono gli accantonamenti fondo svalutazione crediti commerciali (-0,8 M€) e gli accantonamenti a fondi rischi ed oneri (-0,4M€), in ragione della riduzione dei risk index di riferimento;
• aumentano gli oneri finanziari (+0,6 M€) per effetto del maggiore indebitamento finanziario su linee committed, che ha determinato il consolidamento di una parte del debito di breve termine attraverso la sottoscrizione del finanziamento Green New Deal a giugno 2024.

L'andamento patrimoniale del periodo evidenzia le seguenti dinamiche.

I crediti verso i clienti al lordo del fondo svalutazione crediti, ammontano a 58,9 M€; di questi circa ,9 M€ sono riferiti a fatture emesse, mentre 25,0 M€ a fatture da emettere, di cui 14,7 M€ sono relativi a conguagli tariffari (RCaTOT e Opexal) fatturabili tra il 2025 ed il 2027.

La regolarità della fatturazione si riflette sull'andamento incassi. Al 0 giugno 2025 l'indicatore I/F (incassi su fatturato) si attesta al 96,01%. Al 30 giugno 2025 il D.S.O. (Days Sales Outstanding o giorni medi di incasso) si attesta a 110 giorni. Il Fondo svalutazione crediti commerciali ammonta a 22,2 M€, da cui un valore netto dei crediti commerciali pari a 6,6M€.

In merito ai crediti, si segnala che l'UR24 (unpaid ratio 24 mesi) al 0/06/2025 si attesta a ,74 , percentuale che però deve ancora beneficiare degli incassi dei successivi mesi dell'anno; altresì va considerato che in tariffa è riconosciuta una morosità del 3,41% dal 2024.

I debiti verso i fornitori ammontano a circa 44,6 M€, rilevando un decremento di circa 7,9 M€ rispetto al 1/12/2024, principalmente determinato da una riduzione delle tempistiche nei pagamenti, soprattutto appaltatori PNRR, anche al fine di accelerare la presentazione delle rendicontazioni presso i ministeri competenti per l'incasso dei relativi contributi pubblici. I debiti per fatture ricevute ammontano a 19,8 M€ (di cui ,9 M€ riferite a fornitori del Gruppo ACEA), mentre quelli per fatture da ricevere ammontano a 24,8 M€ (di cui 1,8 M€ riferite a fornitori del Gruppo ACEA).

I debiti verso i Comuni soci per il canone di concessione per l'utilizzo delle infrastrutture ammonta a complessivi ,5 M€ di cui 1,6 M€ riferiti all'annualità 2024, che sarà saldata ai soci entro la fine dell'esercizio corrente.

La produzione degli investimenti al 0/06/2025 ammonta a complessivi 0,2 M€ al lordo dei contributi pubblici in conto impianto e contributi da privati, che ammontano a 11,7 M€, rilevando un importante incremento di 2,6 M€ (+9,4 ) rispetto al 0/06/2024. Mentre rispetto alle attese di budget di periodo si evidenzia un decremento rispetto di -2,6M€ (-8 ) dovuto a ritardi sull'esecuzione lavori per condizioni meteo avverse, ritardi nel rilascio di autorizzazioni da parte di enti (Anas, FS, ecc. …) e ritrovamenti archeologici e bellici. Tale rallentamento, allo stato attuale non determina alcun profilo di rischio rispetto gli obiettivi del PNRR e sarà recuperato entro la fine del secondo semestre, così da rispettare la pianificazione di budget e del Piano degli Interventi.

I principali interventi realizzati alle seguenti opere PNRR:

• "M2C4-I4.1 Collegamento della diga del Chiascio al sistema acquedottistico Perugino-Trasimeno", del valore complessivo di 28,0 M€, di cui 20,4 M€ finanziati da contributi PNRR e FOI, la cui realizzazione al 0/06/2025 ha raggiunto il 7 pari a 20,4 M€;
• "M2C4-I4.2 Distrettualizzazione completa della rete di distribuzione con riduzione delle perdite", del valore complessivo di 52,0 M€, di cui 25,0 M€ finanziati da contributi PNRR, la cui realizzazione al 0/06/2025 ha raggiunto il 58 pari a 0,2 M€;
• "M2C4-I4.4 Interventi su Fognatura e depurazione" del valore complessivo 12, M€, di cui 9M€ finanziati da contributi PNRR, la cui realizzazione al 0/06/2025 ha raggiunto il 48 pari a 6,0 M€.

Altre importanti attività di investimento hanno riguardato le manutenzioni straordinarie incrementative, il cui valore al 30 giugno ammonta a 6,4 M€ (pari al 21 degli investimenti totali realizzati), riferite principalmente alle condotte idriche e fognarie e agli impianti di depurazione.

Per sostenere questo rilevante impegno nelle attività di investimento è stato necessario ricorrere a maggiori finanziamenti di terzi (banche), con il conseguente incremento dell'indebitamento finanziario. La PFN monetaria al 0/06/2025 ammonta a -79,6 M€, rilevando un incremento di -7,9 M€ rispetto alla fine dell'esercizio precedente: si riducono le disponibilità liquide di -8,0 M€, aumenta l'indebitamento finanziario corrente di -2,5 M€ (accensione di finanziamenti di breve termine), mentre diminuisce quello consolidato di 2,6M€ a seguito del pagamento delle prime rate dei due mutui in corso (il Finanziamento MLT 2021 Green Loan di 62 M€ e il Finanziamento Green New Deal 2024 di 15M€).

Con la Delibera 225/2025/R/IDR del 27/05/2025 l'ARERA ha finalizzato la terza applicazione del meccanismo incentivante della Qualità Tecnica (RQTI) con riferimento alle annualità 2022 e 2023. Umbra Acque nel biennio ha raggiunto gli obiettivi di tutti i macro indicatori tranne che per "M2 – Interruzioni del servizio" che ha visto il declassamento dalla classe A alla classe (la causa è riconducibile ad una sottovalutazione dell'indicatore nel 2021 rispetto alle realtà, divenuto poi base dell'obiettivo per il biennio successivo), ottenendo il riconoscimento di premi per € 1.641.767 e penali per € 241.2 1, precisando che i premi saranno erogati dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) e non hanno vincoli specifici di destinazione, mentre le penali devono essere decurtate dai costi riconosciuti del VRG.

Con riferimento al primo semestre 2025, gli indicatori della RQTI evidenziano un trend positivo rispetto agli obiettivi annuali; con riferimento all'indicatore M2, oggetto di penalità, si conferma l'andamento positivo, ma sono possibili degli impatti negativi derivanti dalla siccità estiva e dai lavori PNRR. Sono pertanto in corso di valutazione:

la presentazione all'AURI di specifica istanza ai sensi dell'art. 5.4 della Delibera 917/20217 per eventi al di fuori della sfera di responsabilità del gestore;

l'avvio di specifiche azioni migliorative per la consuntivazione dell'indicatore e la programmazione delle interruzioni.

Con riferimento alla Qualità Contrattuale (RQSII), i dati consuntivati alla data del 30 giugno 2025 evidenziano un andamento in linea con il 2024, con conseguimento nel 2025 dell'obiettivo per entrambi i macro-indicatori e con mantenimento della classe "A". Con riferimento al meccanismo incentivante con la Delibera 277/2025/R/IDR del 24/06/2025 l'ARERA ha finalizzato la seconda applicazione del meccanismo incentivante della RQSII con riferimento alle annualità 2022 e 2023. Umbra Acque nel biennio ha conseguito l'obiettivo di mantenimento della classe A, ma non vi è stata erogazione di alcuna premialità in quanto il premio è stato riassorbito dalla componente sottrattiva, prevista nella formula delle premialità, derivante dal riconoscimento in tariffa degli OpexQC (art. 96.2 della Delibera 655/2015).

Con riferimento al rischio sul prezzo delle commodities, si segnala che per la fornitura di energia elettrica per l'anno 2026, in data 13/06/2025 è stato pubblicato il relativo bando di gara con scadenza fissata il 15/07/2025. Anche per il prossimo anno il Capitolato Speciale di Appalto prevede l'affidamento a prezzi variabili con fee applicata al PUN e possibilità di fixing.

Per quanto concerne i rischi operativi, si segnala che risulta scaduta il 27 giugno 2025 la concessione idrica (rilasciata con D.P.R. n. 1771 del 09.12.1955) per la derivazione dalla sorgente Bagnara e dai pozzi di San Giovenale nel Comune di Nocera Umbra, che alimentano acquedotti strategici per i territori gestiti. A seguito della comunicazione inviata dalla Società ad AURI il 28/05/2024, sono state avviate le azioni necessarie per ottenere il rinnovo. AURI, in qualità di Ente di Governo dell'Ambito, ha provveduto all'invio dell'istanza di rinnovo alla Regione dell'Umbria nel mese di febbraio 2025; alla data attuale si è ancora in attesa delle determinazioni di quest'ultima. Considerata l'importanza della risorsa anche a livello quantitativo per l'approvvigionamento dei sistemi idrici gestiti, eventuali variazioni negative della portata fino ad adesso concessa (attualmente pari a 365 litri al secondo) comporterebbe, in relazione al grado di riduzione, un aumento più o meno significativo dei costi operativi primo fra tutti quello relativo al maggior costo energetico legati ai maggiori pompaggi che si renderanno necessari da altri sistemi idrici per sopperire tale riduzione.

In merito alla suddetta concessione idrica, si ricorda che l'Università Agraria di agnara ha avviato un ricorso per il riconoscimento della natura collettiva dei terreni e delle acque, contestando la legittimità dei prelievi superiori a 22,70 l/s. Il Commissario ha ritenuto di avere giurisdizione, ha nominato un CTU e disposto accertamenti. La CTU del 7 luglio 2024 è stata contestata da Umbra Acque per violazione del contraddittorio anche tramite apposita CTP. All'udienza del 7 ottobre 2024 è stata chiesta l'integrazione della CTU e la riconvocazione del perito. Le operazioni peritali sono ricominciate il 20 dicembre 2024, con proroga concessa per il deposito della relazione. All'ultima udienza, tenutasi il 2 giugno 2025, il Commissario ha trattenuto la causa in decisione, assegnando termine fino al 30 luglio 2025 per il deposito delle note conclusionali.

Infine, si ricorda che a seguito dell'incidente mortale sul lavoro del 2 luglio 2022 la Società, oltre al datore di lavoro e figura delegata, è sottoposta a procedimento penale che vede contestato all'ente la responsabilità amministrativa ex D.Lgs. 2 1/2001. La prossima udienza davanti al Giudice del Dibattimento per l'esame dei primi 4 testi del PM, inizialmente fissata per il giorno 12 maggio 2025, è stata poi rinviata al 18 luglio 2025, mantenendo gli stessi incombenti.

L'anno in corso e il prossimo, sarà caratterizzato dall'impegno necessario per portare a termine la realizzazione delle opere previste e finanziate nel PNRR, del valore complessivo di circa 90 M€. A questi dovrebbero aggiungersi i nuovi investimenti previsti dal PNIISSI, il "Piano nazionale di interventi infrastrutturali e per la sicurezza del settore idrico", attualmente inseriti nel nuovo Programma degli Interventi 2024-2029 (MTI-4) per la sola quota già finanziata dal Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti (MIT), il cui valore complessivo ammonta a 90,0 M€, rispetto ai quali, attualmente, si è in attesa del Decreto che ufficializzi l'assegnazione delle risorse finanziarie per la loro realizzazione.

In questo quadro prospettico di elevato impegno, sarà necessario, adeguare la propria pianificazione finanziaria e organizzare le risorse tecniche e umane per assicurare tutti gli strumenti necessari ad assicurare il rispetto degli obiettivi di gestione.

Il Piano Economico e Finanziario societario 2024-20 1 aggiornato con i fatti e le previsioni appena indicate, conferma l'equilibrio economico e finanziario della gestione, attestata anche dal rispetto prospettico di tutti i covenants finanziari (DSCR e RAR) sui debiti bancari contratti e contraendi. Alla luce di quanto sopra riportato, risulta positiva la valutazione della continuità aziendale della società sia di breve che di medio-lungo periodo.

Umbria –S.I.I. S.c.p.a. (Ato2 – Umbria 2)

L'ex Autorità dell'Ambito Territoriale Ottimale n. 2 Umbria (A.T.O. Umbria n°2) oggi AURI Umbria Sub Ambito 4, ai sensi e per gli effetti della Legge Galli – n. 36/1994 – e della Legge Regione Umbria 05.12.1997 n°43, ha affidato alla S.I.I. S.c.p.a. dal 01 gennaio 2002, data di sottoscrizione della Convenzione per la durata di trenta anni, la gestione del servizio idrico integrato nei 32 comuni della Provincia di Terni. L'Ambito di Terni ha un'estensione territoriale pari a 1.95 km² con territorio collinare per il 93% e montuoso per il 7%. Con esclusione delle aree industriali di Terni e Narni l'utilizzo del suolo è prevalentemente forestale ed agricolo. La popolazione complessiva residente nel territorio servito ammonta a circa 220.000 abitanti. Gli utenti serviti sono circa 122 mila e la rete idrica si estende per 2.921 km.

L'Autorità territoriale, con delibera n. 17 del 16.10.2024, ha approvato la proposta tariffaria, in base al metodo MTI-4, per il periodo 2024-2029.

ARERA con Delibera 01 aprile 2025 n.149/2025/R/idr "Approvazione dello specifico schema regolatorio, recante le predisposizioni tariffarie del servizio idrico integrato per il periodo 2024-2029, proposto dall'Autorità Umbra Rifiuti e Idrico (AURI) per il sub-ambito n. 4", ha approvato a sua volta la proposta tariffaria di SII scpa in base al metodo MTI-4, per il periodo 2024-2029 che prevede per l'esercizio 2025 un theta applicabile del 1,128.

Doveroso menzionare che sul fronte del meccanismo incentivante, che è alla base della Qualità Tecnica, relativamente ai risultati raggiunti nel biennio 2022-2023, sono stati pubblicati da ARERA i risultati finali con Deliberazione 27 maggio 2025 225/2025/R/IDR: alla SII sono state riconosciute premialità per 1.675.108 € e nessuna penalità secondo questo schema:

M2 – interruzioni di servizio: premialità di stadio I per € 126.038

• M3 qualità dell'acqua erogata: premialità di stadio I per € 70.785
• M5 smaltimento fanghi in discarica: premialità di stadio I per € 9 .192
• M6 qualità dell'acqua depurata: premialità di stadio I per € 1.085.09

Nel mese di giugno 2025 si sono concretizzate tre operazioni strategiche per la società, la prima ha riguardato il contratto di cash pooling con il socio ASM Terni Spa, infatti il plafond e stato esteso a 10 mln, in modo tale da continuare a garantire la liquidità necessaria per far fonte agli impegni d'investimento del PNRR. La seconda operazione, sempre in ambito finanziario, riguarda la chiusura di un finanziamento a tasso variabile di durata pari a 60 mesi con un preammortamento di 6 mesi, per euro 2,0 mln con l'istituto di credito Credem. La terza, di tipo commerciale, è stata stipulata una convenzione, sempre con il gruppo Credem, per il revers factoring per le fatture ricevute e da ricevere dai soci ASM Terni Spa e Umbriadue Scarl con plafond rispettivamente di 3,0 mln e 2,5 mln.

Si segnala, in ultimo, il mancato pagamento delle rate per il rimborso del finanziamento Soci, con scadenza naturale al 30 giugno 2025 per mancanza di disponibilità di cassa.

Umbria- ASM Terni

La Società ha la missione di gestire, nel territorio di competenza, il servizio di igiene ambientale in termini di raccolta, trasporto, trattamento, smaltimento dei rifiuti, il servizio di produzione e distribuzione di energia elettrica e l'illuminazione pubblica , l'attività di gestione della rete di gas naturale e relativi investimenti in virtù del contratto di servizio con Umbria Distribuzione Gas, l'attività di distribuzione di acqua potabile, depurazione acque reflue e controllo qualità delle acque in qualità di Socio Operatore della Società concessionaria della gestione del Servizio Idrico Integrato. La Società opera perseguendo la continuità e la regolarità dei servizi erogati, il miglioramento e l'ammodernamento delle infrastrutture strategiche nei diversi ambiti e la vicinanza e proattività nei confronti delle esigenze degli utenti. Per quanto riguarda il settore dell'illuminazione pubblica, ASM Terni S.p.A. ha presentato, pur nella persistente efficacia del contratto di servizio fino al 2050, per la gestione della illuminazione pubblica del Comune medesimo, comprensivo della manutenzione ordinaria, straordinaria, pronto intervento e call center, a gennaio 2024, una proposta di partenariato pubblico/privato, ai sensi dell'art. 19 del Codice dei Contratti Pubblici, includente anche la fornitura di energia elettrica e importanti investimenti per l'accelerazione dell'efficientamento energetico, il superamento della promiscuità con la rete di distribuzione privata e l'abilitazione di servizi innovativi (smart city) a beneficio della collettività.

Liguria – Rivieracqua S.p.A.

Il 0 dicembre 2024 si è perfezionato l'ingresso di ACEA Molise (100 ACEA Acqua) nel capitale sociale della società mista pubblico privata Rivieracqua SpA, con una quota pari al 48,15%. La società è titolare della concessione del Servizio Idrico Integrato (SII) nell'Ambito Territoriale ATO Ovest, Provincia di Imperia che scadrà nel 2042.

Rivieracqua gestisce circa 2.000 Km di rete idrica e 1.000 Km di rete fognaria servendo 155 mila utenze (pari a 210 mila abitanti) in 43 comuni; 40 nell'imperiese e nel savonese.

L'ingresso nella compagine sociale del socio privato operativo di Rivieracqua S.p.A. ACEA MOLISE S.r.l. in avvalimento con ACEA ATO 2 S.p.A. e TECHNOLOGIES FOR WATER SERVICES S.p.A. si è perfezionato con l'Assemblea del 1 gennaio 2025 così avviando un nuovo ciclo per la società mista.

L'apporto finanziario del socio Privato ha consentito di far fronte agli impegni previsti negli accordi di ristrutturazione dei debiti ex artt. 23, comma 2, lett. b), 57 e 61 CCII.

Il Commissario ad acta, con proprio decreto n. 16 del 22 maggio 2025 avente ad oggetto "Determinazioni in merito al valore di rimborso/valore residuo ex art.153 c.2 D.lgs. 152/2006 da riconoscere ad IRETI spa ex salvaguardato/cessato aggiornato alla data del 31.05.2025", ha approvato il trasferimento degli impianti Segmento Acquedotto del Servizio Idrico Integrato relativo al territorio dei Comuni di Camporosso, Perinaldo, San Biagio della Cima, Soldano, Vallebona e Isolabona - ex gestioni salvaguardate e oggi scadute - Dolceacqua, Seborga, Vallecrosia, Ventimiglia (frazione San Secondo e Siestro), Bordighera (estendimento) - gestioni decadute ex lege, per un valore complessivo di circa Euro 13 mln.

In data 8 luglio 2025, con la deliberazione n. 25/2025/R/IDR "Approvazione dello specifico schema regolatorio, recante le predisposizioni tariffarie del servizio idrico integrato per il periodo 2024-2029, proposto dalla provincia di imperia per il gestore dell'A.T.O. Ovest, Rivieracqua S.p.A." pubblicata in data 11 luglio 2025 sul sito della Autorità sono state approvate per la prima volta gli incrementi tariffari dell'EGATO Ovest Imperia.

Concluso il processo di trasformazione, con il nuovo assetto societario e tenuto conto che le tariffe sono state approvate dall'ARERA con Deliberazione 25/2025/R/IDR dell'8 luglio 2025, si ha ormai una realtà consolidata e si prevede che l'evoluzione sarà in sintonia con il PEF approvato dalla struttura commissariale per il periodo 2024-2042, coincidente con la durata della concessione.

Sicilia –Acea Siracusa

Acea Molise S.r.l. in raggruppamento temporaneo di imprese (RTI) con Cogen SpA (Cogen), ha partecipato alla Procedura Aperta per la "Selezione del socio privato operativo della costituenda società alla quale sarà affidata la concessione del servizio idrico integrato per l'ambito territoriale di Siracusa" (Gara) indetta dall'Assemblea Territoriale Idrica di Siracusa (ATI Siracusa). L'ATI Siracusa il 6 settembre 2024 ha aggiudicato la Gara a favore del RTI e il Commissario competente con deliberazione n.1 del 27 gennaio 2025 ha dichiarato efficace l'aggiudicazione della gara. In relazione a quanto deliberato dal Consiglio di Amministrazione di Acea Molise nella seduta del 1 febbraio 2025, verificata l'intervenuta aggiudicazione a RTI della Gara, Acea Molise (60%) e Cogen (40%) hanno costituito in data 29 aprile u.s. una NewCo, denominata Acea Siracusa S.r.l., la quale, in qualità di socio privato, avrà una quota di partecipazione al capitale sociale della costituenda società mista, denominata Aretusacque S.p.A., pari al 49% e di valore pari a 980.000 Euro. In virtù dell'aggiudicazione e secondo le previsioni della Gara, Acea Siracusa sarà, pertanto, tenuta a costituire, congiuntamente a tutti i Comuni dell'Ambito Territoriale Ottimale (ATI) di Siracusa non salvaguardati con esclusione di Buscemi e Cassaro, la società mista Aretusacque, di cui Acea Siracusa deterrà il 49% e i Comuni il 51%, con un capitale sociale pari ad euro 2.000.000,00 (due milioni/00) e un conseguente impegno per Acea Siracusa di euro 980.000,00 (novecentottantamila/00) e, indirettamente, di Acea Molise per euro

588.000,00 (cinquecentottantottomila/00) e di Cogen per euro 392.000,00 (trecentonovantaduemila/00). Sono in corso le interlocuzioni con l'ATI Siracusa per la definizione della data di costituzione di Aretusacque S.p.A.

Stato di avanzamento dell'iter di approvazione delle tariffe

Nel prospetto seguente viene rappresentata la situazione aggiornata dell'iter di approvazione delle predisposizioni tariffarie del SII per le società del Gruppo relative al periodo regolatorio 2016-2019, all'aggiornamento biennale tariffario 2018-2019, alla predisposizione tariffaria 2020-2023, all'aggiornamento biennale 2022–2023 nonché alla predisposizione tariffaria 2024-2029.

Società	Status approvazione ( no al MTI2 "2016 – 2019")	Status aggiornamento biennale (2018 – 2019)	Status approvazione MTI- 2020-202	Status approvazione aggiornamento biennale 2022-202	Status approvazione MTI-4 2024-2029
ACEA Ato2	In data 27 luglio 2016 l'EGA ha approvato la tariffa comprensiva del premio ex art. 2.1 lettera a) delibera 664/2015/R/idr. Intervenuta approvazione da parte dell'ARERA con delibera 674/2016/R/idr con alcune variazioni rispetto alla proposta dell'EGA; confermato premio qualità.	La Conferenza dei Sindaci ha approvato l'aggiornamento tariffario in data 15 ottobre 2018. L'ARERA ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019. in data 1 novembre 2018 con delibera 572/2018/R/Idr La Conferenza dei Sindaci ha recepito le prescrizioni della delibera ARERA in data 10 dicembre 2018.	In data 27 novembre 2020, l'EGA ha approvato la tariffa del periodo regolatorio 2020-202 con delibera n.6/2020 L'ARERA ha approvato le tariffe 2020-202 il 12 maggio 2021 con deliberazione 197/2021/R/IDR.	A seguito di diffida del 18 ottobre 2022 da parte di ARERA, la conferenza dei Sindaci ha approvato le tariffe 2022 – 202 il 0 novembre 2022. L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con delibera 11/2 del 17 gennaio 202 .	La Conferenza dei Sindaci ha approvato lo schema regolatorio tariffario con Del. 6/2024 del 5 agosto 2024. L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con Delibera 81/2024 del 24/09/2024.
ACEA Ato5	È stata presentata istanza tariffaria dal Gestore in data 0 maggio 2016 con istanza di riconoscimento degli Opexqc. ARERA ha diffidato l'EGA in data 16 novembre 2016 e l'EGA ha approvato la proposta tariffaria in data 1 dicembre 2016 respingendo, tra l'altro, l'istanza di riconoscimento degli Opexqc. Si è in attesa dell'approvazione da parte dell'ARERA	La Conferenza dei Sindaci ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019 in data 1° agosto 2018. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA.	In data 14 dicembre 2020 il Gestore ha presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'articolo 5, comma 5.5, della deliberazione ARERA 580/2019/R/IDR MTI- del 27 dicembre 2019. In data 10 marzo 2021 la Conferenza dei Sindaci dell'AATO5 con delibera n.1/2021 ha approvato la proposta tariffaria 2020- 202 . Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA.	A seguito di diffida da parte di ARERA, intervenuta il 29 novembre 2022, l'EGA ha approvato la proposta tariffaria 2022-202 in data 11 gennaio 202 . Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA.	A seguito di diffida da parte di ARERA, intervenuta il 12 settembre 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio tariffario 2024-2029 in data 22 ottobre 2024 con delibera 9. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
GORI	In data 1° settembre 2016 il Commissario Straordinario dell'EGA ha approvato la tariffa con Opexqc a partire dal 2017. Si è in attesa dell'approvazione da parte dell'ARERA. Con delibera 247 del 1 maggio 2022 ARERA ha ordinato ad EIC di assumere e trasmettere - entro 90 giorni - le speci che determinazioni in merito alle predisposizioni tariffarie per gli anni 2012 e 201 . Il provvedimento contestualmente proroga al 0/09/2022 il termine di conclusione del procedimento, per la rinnovazione dell'istruttoria in contraddittorio sottesa alle determinazioni tariffarie di cui alla deliberazione 104/2016 (2012 – 201 e 2014 – 2015)	In data 17 luglio 2018 il Commissario Straordinario dell'EGA ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA.	In data 18 dicembre 2020 il Gestore ha presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'articolo 5, comma 5.5, della deliberazione ARERA 580/2019/R/IDR MTI- del 27 dicembre 2019. A seguito di diffida da parte di ARERA, l'EIC con delibera del 12 agosto 2021, ha approvato la proposta tariffaria 2020- 202 . ARERA non ha ancora proceduto all'approvazione.	In data 10 agosto 2022 con delibera n. 5 l'EIC ha approvato l'aggiornamento biennale 2022-202 comprensivo delle partite pregresse ante 2012. Si è in attesa dell'approvazione da parte dell'ARERA.	Con Deliberazione n. 1 del 28 ottobre 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024-2029. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
Acque	In data 5 ottobre 2017 l'AIT ha approvato la tariffa con riconoscimento degli Opexqc. Approvato dall'ARERA in data 9 ottobre 2018 (nel contesto dell'approvazione dell'aggiornamento 2018- 2019).	In data 22 Giugno 2018 il Consiglio Direttivo dell'AIT ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019 e, contestualmente, anche l'istanza di estensione della durata dell'affidamento di 5 anni, ovvero sino al 1 dicembre 20 1. L'ARERA con delibera 502 del 9 ottobre 2018 ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019.	In data 18 dicembre 2020 il Consiglio Direttivo AIT con deliberazione n.7 ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 L'approvazione ARERA è intervenuta con deliberazione 404/2021/R/idr del 28 settembre 2021.	L'AIT ha approvato l'aggiornamento biennale 2022 – 202 il 25 novembre 2022. Si resta in attesa dell'approvazione di ARERA.	Con Deliberazione n. 1 del 28 ottobre 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024-2029. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
Publiacqua	In data 5 ottobre 2016 l'AIT ha approvato la tariffa con riconoscimento del premio ex art. 2.1 lettera a) delibera	In data 7 dicembre 2018 l'AIT ha provveduto ad approvare le tariffe 2018-2019 con l'allungamento della	In data 26 giugno 2020 il Consiglio Direttivo AIT con deliberazione n. ha approvato la	Il Consiglio direttivo di AIT ha approvato il 22 febbraio 202 l'aggiornamento	Con Deliberazione del 0 maggio 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio

Società	Status approvazione ( no al MTI2 "2016 – 2019")	Status aggiornamento biennale (2018 – 2019)	Status approvazione MTI- 2020-202	Status approvazione aggiornamento biennale 2022-202	Status approvazione MTI-4 2024-2029
	664/2015/R/idr. In data 12 ottobre 2017, con delibera 687/2017/R/idr, ARERA ha approvato gli speci ci schemi regolatori per il periodo 2016- 2019 proposti dall'AIT.	concessione di anni. L'ARERA ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 l'aggiornamento biennale 2018-2019 con deliberazione 59/2021 del 16 febbraio 2021.	predisposizione tariffaria 2020-202 L'ARERA ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 con deliberazione 59/2021 del 16 febbraio 2021.	biennale 2022 – 202 . Si resta in attesa dell'approvazione di ARERA.	2024-2025. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
Acquedotto del Fiora	In data 5 ottobre 2016 l'AIT ha approvato la tariffa con riconoscimento degli Opexqc. In data 12 ottobre 2017, con delibera 687/2017/R/idr, ARERA ha approvato gli speci ci schemi regolatori per il periodo 2016-2019 proposti dall'AIT.	Il Consiglio Direttivo dell'AIT ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019 nella seduta del 27 luglio 2018. Nelle more dell'approvazione da parte di ARERA, il Consiglio Direttivo dell'AIT ha anche approvato l'istanza di allungamento della concessione al 1 dicembre 20 1, presentata dalla Società ad aprile 2019 e approvata dal Consiglio Direttivo dell'AIT il 1° luglio 2019. È stata quindi presentata la proposta tariffaria aggiornata con la previsione di allungamento al 20 1 che comunque ha confermato l'incremento tariffario (theta) ed il Vincolo ai Ricavi Garantiti (VRG) per le annualità 2018 e 2019 già approvati da AIT con la delibera di luglio 2018. L'ARERA ha provveduto ad approvare l'aggiornamento biennale (con una piccola retti ca sugli OpexQC riconosciuti) e l'allungamento della concessione con la Delibera 465 del 12 novembre 2019.	In data 26 novembre 2020 il Consiglio Direttivo AIT con deliberazione n.6 ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 L'ARERA ha approvato con deliberazione 84/2021/R/IDR del 2 marzo 2021.	L'AIT ha approvato l'aggiornamento biennale 2022 – 202 il 14 dicembre 2022 L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con delibera 1 /2 del 1 luglio 202 .	Con Deliberazione 17 del 28 ottobre l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024- 2025. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
Geal	In data 22 luglio 2016 l'AIT ha approvato la tariffa con riconoscimento degli Opexqc. In data 26 ottobre 2017, con delibera 726/2017/R/idr, ARERA ha approvato gli speci ci schemi regolatori per il periodo 2016-2019 proposti dall'AIT.	In data 12 luglio 2018 l'ARERA ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019 proposto dall'AIT.	In data 28 settembre 2020 il Consiglio Direttivo AIT con deliberazione n.4 ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 , aggiornata con delibera n. 1 e 14 del 0 dicembre 2020. ARERA ha approvato con deliberazione 265/2021/R/idr del 22 giugno 2021.	In data 0 maggio 2022 l'AIT con delibera 5 ha approvato la predisposizione tariffaria a valere per gli anni 2022 e 202 . L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con delibera 2 8/2 del 0 maggio 202 .	Con Deliberazione 6 del 29 luglio l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024- 2025. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
Acea Molise	A seguito della Delibera 664/2015/R/idr, sia per il Comune di Campagnano di Roma (RM) che per il Comune di Termoli (C ), comuni dove Crea Gestioni svolge il SII, né l'Ente Concedente né l'Ente d'Ambito di riferimento hanno presentato alcuna proposta tariffaria per il periodo regolatorio 2016-2019, La Società ha provveduto ad inoltrare in autonomia le proposte tariffarie. Si è oggi in attesa dell'approvazione da parte dell'ARERA.	La Società ha provveduto ad inoltrare ai soggetti competenti/EGA i dati ai ni dell'aggiornamento tariffario 2018-2019. Per la gestione del SII nel Comune di Campagnano di Roma (RM) vista l'inerzia dei soggetti preposti, la Società ha provveduto a presentare ad inizio gennaio 2019, istanza all'ARERA per adeguamento tariffario 2018-2019 peraltro rivedendo anche la proposta 2016-2019. L'ARERA non si è ancora pronunciata né ha ancora proceduto alla diffida all'EGA e/o ai soggetti competenti. Per la gestione del SII nel Comune di Termoli (C ), la Giunta Comunale di Termoli con delibera del 17.12.2019 ha approvato l'adeguamento della Convenzione preesistente alla Convenzione tipo, ha prolungato la scadenza della stessa al 1	Il Comune di Termoli ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 il 4 febbraio 2021. La stessa è stata trasmessa dall'EGAM il 4 marzo 2021. Per il Comune di Campagnano il Gestore ha inviato la predisposizione tariffaria ad ARERA il 0 marzo 2021 in accordo con le disposizioni di cui all'art. 5.5 della Delibera 580/2019/R/idr. Si resta in attesa di approvazione da parte di ARERA.	In data 18 dicembre 202 il Comune di Termoli ha approvato la predisposizione tariffaria 2022 – 202 con contestuale trasmissione all'EGAM. Si resta in attesa di approvazione da parte di ARERA.	A seguito di diffida da parte di ARERA, con Deliberazione 1 del 5 dicembre l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024- 2029. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA

dicembre 2021, ed ha

Società	Status approvazione ( no al MTI2 "2016 – 2019")	Status aggiornamento biennale (2018 – 2019)	Status approvazione MTI- 2020-202	Status approvazione aggiornamento biennale 2022-202	Status approvazione MTI-4 2024-2029
		confermato l'incremento tariffario (theta) ed il Vincolo ai Ricavi Garantiti (VRG) per le annualità 2018 e 2019, peraltro rivedendo anche la proposta 2016-2019. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA.
Gesesa	In data 29 marzo 2017 l'AATO1 con deliberazione n. 8 del Commissario Straordinario ha approvato la predisposizione tariffaria per gli anni 2016- 2019. Si è oggi in attesa dell'approvazione da parte dell'ARERA.	La Società ha trasmesso all'Ente d'Ambito la documentazione relativa alla revisione tariffaria 2018-2019 e a ne febbraio 2020 si è conclusa l'istruttoria da parte degli Uffici tecnici dell'EGA competente (EIC-Ente Idrico Campano). Il primo dicembre 202 , il Comitato di Distretto dell'EIC ha approvato la proposta tariffaria relativa agli anni 2018 - 202 . Si resta in attesa di approvazione da parte di ARERA.	In data 29 dicembre 2020 il Gestore ha presentato istanza di aggiornamento tariffario ai sensi dell'articolo 5, comma 5.5, della deliberazione ARERA 580/2019/R/IDR MTI- del 27 dicembre 2019. L'EIC ha convocato il Consiglio di Distretto per il 22 luglio 2021 (verbale di chiusura delle attività di veri ca verbale del 1/7/20) a seguito di diffida dell'ARERA pervenuta in data 2 luglio 2021. Il primo dicembre il Comitato di Distretto dell'EIC ha approvato la proposta tariffaria relativa agli anni 2018 - 202 . Si resta in attesa di approvazione da parte di ARERA.	Il primo dicembre il Comitato di Distretto dell'EIC ha approvato la proposta tariffaria relativa agli anni 2018 - 202 . Si resta in attesa di approvazione da parte di ARERA.	Con Deliberazione n. 2 del 21 ottobre 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024-2029. Non è ancora intervenuta l'approvazione da parte dell'ARERA
Nuove Acque	In data 22 giugno 2018 il Consiglio Direttivo dell'AIT ha approvato le tariffe.	In data 16 ottobre 2018 l'ARERA, con Delibera 520, ha approvato l'aggiornamento tariffario 2018-2019 proposto dall'AIT. Con tale delibera ARERA ha provveduto ad esplicitare la quanti cazione dei moltiplicatori relativi alle annualità 20216 - 2017.	In data 27 novembre 2020 il Consiglio Direttivo AIT con deliberazione n.5 ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 ARERA ha approvato con deliberazione 220/2021/R/IDR del 25 maggio 2021.	Il Consiglio Direttivo dell'AIT con deliberazione n. 12/2022 del 29 luglio 2022 ha approvato la predisposizione tariffaria 2022 – 202 . ARERA ha approvato con Deliberazione n. 5 5/2022 del 25 ottobre 2022.	Con Deliberazione n. 8 del 29 luglio 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024-2029. L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con Delibera 476/2024 del 1 /11/2024.
Umbra Acque	In data 0 giugno 2016 l'EGA ha approvato la tariffa con riconoscimento degli Opexqc. Intervenuta approvazione da parte dell'ARERA con delibera 764/2016/R/idr del 15 dicembre 2016.	L'Assemblea deIl'AURI, nella seduta del 27 luglio 2018, ha approvato con delibera n.10 l'aggiornamento tariffario 2018-2019. L'ARERA ha provveduto ad approvare le tariffe 2018-2019 con delibera n. 489 del 27 settembre 2018.	L'AURI ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 il 0 ottobre 2020 L'ARERA ha approvato la stessa con deliberazione 6/2021 del 2 febbraio 2021.	In data 25 ottobre 2022 l'AURI ha approvato l'aggiornamento biennale 2022-202 . A seguito di tale approvazione ARERA ha approvato l'aggiornamento biennale 2022 – 202 con delibera 6 del 21 febbraio 202 .	Con Deliberazione n. 15 del 16 ottobre 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024-2029. L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con Delibera n. 76/2025/R/IDR, in data 4 marzo 2025.
SII (Terni) S.c.p.a.	In data 29 aprile 2016 con delibera n. 20 l'AURI ha approvato il moltiplicatore tariffario per il quadriennio 2016-2019 e con la determina n. 57 ha approvato il conguaglio delle partite pregresse. L'ARERA ha approvato la predisposizione tariffaria 2016-2019 con deliberazione 290/2016 del 1 maggio	Con deliberazione del consiglio direttivo dell'AURI n. 64 del 28-12-2018 è stato approvato l'aggiornamento biennale 2018-2019. L'ARERA ha approvato con propria deliberazione del 20 settembre 2018 464/2018 l'aggiornamento biennale 2018-2019.	L'AURI ha approvato la predisposizione tariffaria 2020-202 con deliberazione dell'Assemblea dei Sindaci n. 12 del 0 ottobre 2020 L'ARERA ha approvato con deliberazione 55 /2020 del 15 dicembre 2020.	In data 25 ottobre 2022 l'AURI ha approvato l'aggiornamento biennale 2022-202 . A seguito di tale approvazione ARERA ha approvato l'aggiornamento biennale 2022 – 202 con delibera 78 del 28 febbraio 202 .	Con Deliberazione del 16 ottobre 2024 l'EGA ha approvato lo schema regolatorio 2024-2029. L'approvazione da parte di ARERA è intervenuta con Delibera 149/2025 del 01/04/2025.
Rivieracqua S.p.A	2016.			In data 27 ottobre 202 il Commissario ad Acta ha approvato con Decreto 12 la predisposizione tariffaria MTI - per il biennio 2022 – 202 con adozione dell'aggiornamento tariffario ed approvazione	Con Deliberazione 25/2025 del 8 luglio 2025 ARERA ha approvato la predisposizione tariffaria. Tale approvazione contempla attraverso l'approvazione dei conguagli gli effetti 135

Società	Status approvazione ( no al MTI2 "2016 – 2019")	Status biennale (2018 – 2019)	aggiornamento	Status approvazione MTI- 2020-202	Status approvazione aggiornamento biennale 2022-202	Status approvazione MTI-4 2024-2029
					dell'"Aggiornamento Piano d'Ambito.	dell'eventuale proposta tariffaria relativa ai periodi precedenti adottate dall'Ente d'Ambito.

Aggiornamento tariffario del quarto periodo regolatorio (2024-2029)

Con riferimento all'aggiornamento tariffario del quarto periodo regolatorio 2024-2029, si rappresenta che, ad oggi, hanno ottenuto l'approvazione della predisposizione tariffaria da parte di Arera le seguenti società:

• Acea Ato 2 con delibera 381/2024 del 24/09/2024;
• Nuove Acque con delibera 476/2024 del 13/11/2024;
• Umbra Acque con delibera 76/2025 del 05/03/2025;
• SII Terni con delibera 149/2025 del 01/04/2025;
• Rivieracqua con delibera 325/2025 del 08/07/2025.

Le altre società del Gruppo hanno già ottenuto l'approvazione tariffaria dai propri Enti di Governo dell'Ambito e sono in attesa di approvazione da parte di Arera.

Informativa sulle parti correlate

Si fa presente che l'informativa riportata di seguito sulle parti correlate è comprensiva delle partite delle società oggetto di discontinued operation nel presente documento di bilancio.

GRUPPO ACEA E ROMA CAPITALE

Tra le Società del Gruppo ACEA e Roma Capitale intercorrono rapporti di natura commerciale in quanto il Gruppo eroga 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 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 e Roma Capitale si rinvia a quanto illustrato e commentato a proposito dei crediti e debiti verso la controllante nella nota n. 26 del presente documento.

Dal punto di vista dei rapporti economici invece vengono di seguito riepilogati i principali costi e ricavi relativi al 30 giugno 2025 (confrontati con quelli del precedente esercizio) del Gruppo ACEA con riferimento ai rapporti più significativi.

€ migliaia	30/06/2024	30/06/2025
RICAVI
Fornitura di acqua	24.908	24.454
Contratto di servizio Illuminazione pubblica	19.513	17.431
Interessi su contratto illuminazione pubblica	501	4.689
Contratto di servizio manutenzione idrica	146	124
Contratto di servizio fontane monumentali	146	124.118
COSTI
Canone concessione	13.169	13.169
Canoni locazione	56	56
Imposte e tasse	1.250	1.218

Si rimanda alla nota 26 per i dettagli degli impatti di tali operazioni mentre si fornisce un prospetto di riepilogo sintetico delle movimentazioni dei crediti e debiti.

GRUPPO

€ migliaia	31/12/2024	Incassi / pagamdnti	Maturazioni 2025	30/06/2025
CREDITI	142.406	(28.272)	48.011	162.145
DEBITI	(120.111)	78.817	(135.530)	(176.824)

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 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.

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.	917	850	6.326	5.664
ATAC S.P.A.	120	32	6.382	1.022
ASSICURAZIONI DI ROMA - MUTUA ASSICURATRICE ROMANA	0	158	2	0
FONDAZIONE MUSICA PER ROMA	0	0	64	9
AZIENDA COMUNALE CENTRALE DEL LATTE DI ROMA IN LIQUIDAZIONE	0	0	36	281
ROMA SERVIZI PER LA MOBILITA' SRL	0	0	2	86
Totale	1.037	1.040	12.812	7.063

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 e i rapporti inerenti alla fase di progettazione esecutiva del termovalorizzatore di Roma.

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 2025.

€ migliaia	Ricavi	Costi	Crediti	Debiti
Gruppo Caltagirone	156	0	287	1.527

GRUPPO ACEA E GRUPPO SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY SA

Si riepilogano di seguito i rapporti con le società del Gruppo Suez al 30 giugno 2025 e comprendono i rapporti inerenti alla fase di progettazione esecutiva del termovalorizzatore di Roma. Si informa inoltre che i saldi economico patrimoniali sopra riportati non comprendono i rapporti intrattenuti con le società del Gruppo consolidate a patrimonio netto presenti invece negli schemi di bilancio.

€ migliaia	Ricavi	Costi	Crediti	Debiti
Gruppo Suez Environnement Company SA	89	23	697	431

Elenco delle operazioni con parti correlate di importo significativo

Nel corso del primo semestre 2025 non ci sono state operazioni qualificate di maggior rilevanza che hanno comportato l'attivazione del Comitato OPC.

Si evidenzia di seguito l'incidenza percentuale dei rapporti con parti correlate sulla situazione patrimoniale, sul risultato economico e sul rendiconto finanziario.

Incidenza sulla situazione patrimoniale

€ migliaia	30/06/2025	Di cui con parti correlate	Incidenza	31/12/2024	Di cui con parti correlate	Incidenza
Attività Finanziarie	48.191	7.082	14,7%	39.553	39.553	100,0%
Crediti Commerciali	882.397	90.872	10,3%	1.027.608	55.593	5,4%
Attività Finanziarie Correnti	162.328	146.391	90,2%	186.801	89.216	47,8%
Debiti fornitori	1.433.300	24.099	1,7%	1.872.451	19.618	1,0%
Debiti finanziari	919.993	158.761	17,3%	758.611	100.584	13,3%

Incidenza sul Conto economico

€ migliaia	30/06/2025	Di cui con parti correlate	Incidenza	30/06/2024	Di cui con parti correlate	Incidenza
Ricavi netti consolidati	1.461.684	75.542	5,2%	1.403.925	61.725	4,4%
Costi operativi consolidati	753.051	36.589	4,9%	751.303	38.827	5,2%
Totale (Oneri)/Proventi Finanziari	(63.293)	5.318	(8,4%)	(57.048)	1.863	(3,3%)

Incidenza sul Rendiconto finanziario

	30/06/2025	Di cui con parti correlate	Incidenza	30/06/2024	Di cui con parti correlate	Incidenza
Incremento/Decremento dei crediti inclusi nell'attivo circolante	(240.065)	(35.279)	14,7%	(190.522)	(375)	0,2%
Incremento /Decremento dei debiti inclusi nel passivo circolante	12.585	4.481	35,6%	143.153	16.767	11,7%
Incassi/pagamenti derivanti da altri investimenti finanziari	16.207	(24.703)	(152,4%)	(84.541)	(21.555)	25,5%
Dividendi incassati	4.371	4.371	100,0%	24	24	100,0%
Diminuzione/Aumento di altri debiti finanziari	258.056	58.177	22,5%	(23.718)	48.620	ns
Pagamento dividendi	(153.054)	(153.054)	100,0%	(142.790)	(142.790)	100,0%

Aggiornamento delle principali vertenze giudiziali

Verifiche e contenziosi fiscali

Acea Ambiente S.r.l.

Contenziosi fiscali relativi all'incorporata SAO S.r.l.

Con atto di fusione per incorporazione del 14 dicembre 2016, Acea Ambiente S.r.l. ha incorporato S.A.O. Servizi Ambientali Orvieto S.r.l. (di seguito solo "SAO").

Ciò premesso, si riportano di seguito le informazioni relative ai contenziosi in essere relativi a SAO che, in ragione della suddetta fusione, sono stati trasferiti de iure in capo ad Acea Ambiente S.r.l.

Avviso di accertamento per IRES relativa al periodo d'imposta 2004, in qualità di consolidata del precedente consolidante ERG Renew S.p.A. (c.d. accertamento di "secondo livello").

Il 10 dicembre 2009 l'Ufficio di Milano 1 dell'Agenzia delle Entrate ha notificato a ERG RENEW S.p.A., in qualità di consolidante, un avviso di accertamento con cui è stata rettificata la dichiarazione del consolidato nazionale per il periodo di imposta 2004. Tale avviso è stato altresì notificato a SAO S.p.A., nella qualità di consolidata, il 7 dicembre 2009. Tale avviso di accertamento è conseguente all'avviso di accertamento di primo livello di cui al punto che precede.

L'ultimo atto giurisdizionale relativo a tale avviso di accertamento è l'ordinanza n. 828/2024 del 22 marzo 2024, con cui la Corte di Giustizia Tributaria di primo grado di Milano (già CTP di Milano) ha deciso per un rinvio della trattazione della causa, ritenendo necessario attendere il passaggio in giudicato della sentenza della CGT dell'Umbria (cfr. punto che precede) che ha annullato l'avviso di accertamento di primo livello. La Corte di Giustizia Tributaria di primo grado di Milano, con la sentenza n. 5261/2024 depositata il 23 dicembre 2024, ha accolto il ricorso della Società. Ad oggi pendono i termini perché l'Ufficio proponga appello.

Contenziosi fiscali relativi all'incorporata KYKLOS S.r.l.

Con atto di fusione per incorporazione del 29 dicembre 2016, Acea Ambiente S.r.l. ha incorporato Kyklos s.r.l. (di seguito solo "Kyklos"). Ciò premesso, si riportano di seguito le informazioni relative ai contenziosi in essere relativi a Kyklos che, in ragione della suddetta fusione, sono stati trasferiti de iure in capo ad Acea Ambiente S.r.l.

Avviso di accertamento per IVA relativa al periodo d'imposta 201 .

Il 12 maggio 2017 è stato notificato alla società Acea Risorse e Impianti per l'Ambiente S.r.l. (ora Acea Ambiente S.r.l.), in qualità di incorporante la società Kyklos S.r.l., un avviso di accertamento con il quale l'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Latina – Ufficio Controlli ha accertato, in capo a Kyklos, una maggiore IVA per il periodo di imposta 2013. Con la sentenza n. 2485 del 2022, la CTR del Lazio ha respinto l'atto di riassunzione proposto dalla Società. Avverso tale sentenza la Società ha proposto ricorso per Cassazione. Il 26 luglio 2024 è stata depositata l'ordinanza n. 20905 con cui la Corte di Cassazione ha accolto il ricorso presentato dalla Società definendo il presente processo.

Avviso di accertamento per IVA relativa al periodo d'imposta 2014.

Il 12 maggio 2017 è stato notificato alla società Acea Risorse e Impianti per l'Ambiente S.r.l. (ora Acea Ambiente S.r.l.), in qualità di incorporante la società Kyklos S.r.l., un avviso di accertamento con il quale l'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Latina – Ufficio Controlli ha accertato, in capo a Kyklos, una maggiore IVA, per il periodo di imposta 2014. L'ultimo atto giurisdizionale relativo a tale avviso di accertamento è la sentenza n. 1734/18/2021 del 29 marzo 2021 con cui la CTR del Lazio ha respinto l'appello proposto dalla Società. Avverso tale sentenza la Società ha proposto ricorso per Cassazione. Si è in attesa della fissazione dell'udienza per la trattazione della causa.

areti S.p.A.

Avviso di accertamento per IVA relativa ai periodi d'imposta 2009, 2011, 2012, 201 e 2014.

La DRE del Lazio dell'Agenzia delle Entrate ha notificato cinque distinti avvisi di accertamento (rispettivamente in data 22 dicembre 2014, 19 maggio 2016, 19 maggio 2016, 6 novembre 2018 e 19 aprile 2019) per IVA relativa ai periodi d'imposta 2009, 2011, 2012, 201 e 2014, contestando l'asserita indebita detrazione dell'imposta in carenza del requisito della territorialità.

Per quanto concerne i periodi d'imposta 2009, 2011 e 2012, la Commissione Tributaria Regionale del Lazio ha ritenuto valide le ragioni della Società e ha annullato gli avvisi di accertamento. L'Agenzia delle Entrate ha proposto ricorso per Cassazione. Allo stato attuale si è in attesa della fissazione dell'udienza per la trattazione della causa.

Per quanto concerne l'annualità 201 la Commissione Tributaria Regionale del Lazio, con sentenza n. 4122/2022, depositata il 27 settembre 2022, ha accolto l'appello della Società.

L'Avvocatura Generale dello Stato, entro il termine fissato al 27 febbraio 2024, ha notificato il ricorso per Cassazione. La Società, entro i termini di legge, ha proposto controricorso.

Per quanto concerne l'avviso di accertamento relativo all'anno 2014, la Corte di Giustizia Tributaria di secondo grado del Lazio, con sentenza n. 3755/2024, depositata il 4 giugno 2024, ha riconosciuto le tesi della Società confermando la sentenza di primo grado. L'Ufficio, il 7 gennaio 2025, ha notificato il ricorso per Cassazione. La Società, entro i termini di legge, ha proposto controricorso e, allo stato attuale, si è in attesa della fissazione dell'udienza.

ACEA Ato5 S.p.A.

Avvisi di accertamento relativi ai periodi d'imposta 201 , 2014, 2015, 2016 e 2017 per IRES e IRAP a carico di ACEA Ato5 S.p.A., in qualità di consolidata, e per IRES a carico di Acea S.p.A. in qualità di consolidante.

Il competente Ufficio locale di Frosinone dell'Agenzia delle Entrate, a seguito di una verifica fiscale generale condotta dalla Guardia di Finanzia, ha notificato distinti avvisi di accertamento per IRES e IRAP relative ai periodi d'imposta 201 , 2014, 2015, 2016 e 2017, contestando la deducibilità e l'imponibilità di diverse componenti di reddito d'impresa. Con riferimento ai rilievi correlati a difetti di competenza contestati sull'annualità 2015, la Società, anche supportata dai propri consulenti fiscali, effettuate le opportune valutazioni circa i profili di rischio correlati ai succitati rilievi, ha provveduto a stanziare un fondo rischi fiscale pari a circa € 701mila, mentre, con riferimento agli altri rilievi, la Società, anche supportata dal parere dei propri consulenti fiscali, ritiene il rischio di soccombenza nel giudizio tributario "remoto".

Gli avvisi di accertamento IRES sono stati notificati anche alla Capogruppo Acea S.p.A. in qualità di consolidante del consolidato fiscale sottoscritto con ACEA Ato5 S.p.A.

Per quanto concerne i periodi d'imposta 201 e 2014, riuniti in appello a seguito della pronuncia favorevole, in primo grado, da parte della Commissione Tributaria Provinciale di Frosinone, la Corte di Giustizia Tributaria di secondo grado del Lazio ha emesso le sentenze 1818-1819-1820/2024, depositate il 18 marzo 2024, favorevoli alla Società. L'Ufficio ha proposto ricorso per Cassazione avverso le sentenze relative a IRES e IRAP 2013 e 2014 e la Società ha depositato controricorso nel mese di novembre 2024. La Società resta in attesa della fissazione dell'udienza.

Con riferimento al periodo d'imposta 2015, la Corte di Giustizia Tributaria di I grado di Frosinone, con sentenza n. 414/202 , depositata il 20 novembre 2023, riuniti i giudizi IRES e IRAP, ha parzialmente aderito alle posizioni della Società, annullando parzialmente l'avviso di accertamento. La Società ha proposto appello, nei termini di legge, nel corso del mese di maggio 2024. La Società resta in attesa della fissazione dell'udienza.

Con riferimento al periodo d'imposta 2016, la Corte di Giustizia Tributaria di I grado di Frosinone, riuniti i giudizi IRES e IRAP, con la sentenza n. 413/2023, depositata il 20 novembre 2023, ha annullato entrambi i rilievi oggetto di accertamento, accogliendo integralmente il ricorso della Società. L'Agenzia delle Entrate ha notificato l'atto di appello e la Società è costituita in giudizio nei termini di legge.

Con riferimento al periodo d'imposta 2017, il 17 novembre 202 sono stati notificati dall'Agenzia delle Entrate gli avvisi di accertamento per IRES e IRAP. La Società, dopo aver proposto istanza di accertamento con adesione, ha depositato il ricorso presso la Corte di Giustizia Tributaria di primo grado di Frosinone nel corso del mese di maggio 2024. All'esito dell'udienza di trattazione fissata per il 28 gennaio 2025, la Corte ha emesso la sentenza, favorevole alla Società, n.137/2025, depositato il 1° aprile 2025.

GORI S.p.A.

In data 27 dicembre 2024, la "PU LISERVIZI S.r.l." (Concessionario del Comune di oscotrecase per la gestione delle entrate comunali) ha notificato alla Società l'Avviso di Accertamento esecutivo n. 40402400000042 in materia di Imposta Municipale Propria per l'anno 2019.

Avverso suddetto atto impositivo è stato tempestivamente presentato ricorso tributario in data 25 febbraio 2025. La Società ha già provveduto a costituirsi in giudizio presso la competente Corte di Giustizia di Primo Grado di Napoli ed è stata fissata per il 4 luglio p.v. l'udienza di discussione di merito.

Altre problematiche

ACEA Ato5 S.p.A.

ACEA Ato5 - Decreto Ingiuntivo di € 10.700.000 e domanda riconvenzionale ad AATO5 canoni concessori

In data 14 marzo 2012, ACEA Ato5 ha promosso ricorso per decreto ingiuntivo avente ad oggetto il credito di € 10.700.000 riconosciuto alla Società dall'AATO per maggiori costi sostenuti nel periodo 200 – 2005.

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 2012, 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.

nel luglio 2012 il Giudice ha sospeso la provvisoria esecutività del decreto ingiuntivo, rinviando la trattazione nel merito della questione e respingendo la richiesta di concessione di ordinanza di pagamento dei canoni concessori presentata dall'AATO.

Con sentenza n. 304/2017, il Tribunale di Frosinone ha:

• rigettato i motivi di opposizione formulati dall'Ente d'Ambito, evidenziando, da un lato, che l'annullamento, in via di autotutela, della Deliberazione 4/2007 (per effetto della successiva Deliberazione n.5/2009) non produceva effetti sul rapporto privatistico sottostante, e dunque sulla validità dell'Accordo Transattivo del 27.02.2007; dall'altro, che la Transazione non violava il Metodo Normalizzato dal momento che il principio cd. del "price cap" vale solo per gli eventuali aumenti tariffari;
• annullato il decreto ingiuntivo sul presupposto della nullità della Deliberazione della Conferenza dei Sindaci n. 4/2007 e dell'Atto Transattivo che sarebbero stati adottati dall'Ente d'Ambito in violazione della disciplina pubblicistica che imponeva di individuare le coperture finanziarie dell'atto medesimo;
• rigettato le domande che erano state formulate in via subordinata (nell'eventualità in cui l'Atto Transattivo fosse stato dichiarato invalido) dai difensori di ACEA Ato5 e che erano volte ad ottenere il riconoscimento del credito da parte dell'Ente d'Ambito;
• rimesso la causa in istruttoria per quanto attiene la domanda riconvenzionale formulata dall'Ente d'Ambito che nelle proprie memorie conclusive ha comunque riconosciuto l'avvenuto pagamento, da parte del Gestore, di buona parte del proprio debito, rappresentando l'esistenza di un credito residuo di circa € 7.000.000.

Seguivano ulteriori pagamenti da parte del Gestore, ma in ragione delle discrepanze in merito al dare-avere tra le parti, il giudice nell'aprile 2021 ha disposto una CTU e all'esito il Gestore ha formalizzato una proposta transattiva, poi rifiutata dall'AATO5.

Da ultimo, con sentenza del 31 maggio 2023 il Giudice ha ritenuto estinto il debito in base ai pagamenti eseguiti da Acea in corso di causa, riconoscendo altresì un pagamento, in eccesso, da parte di ACEA Ato5, pari alla differenza tra la somma dovuta (pari ad € 26. 1 .251,50) e quella effettivamente corrisposta da ACEA Ato5 (pari ad € 28.690.662,85), pari a circa € 2. 77.000 a cui vanno detratti gli interessi sulle somme tardivamente corrisposte.

La società all'esito del giudizio ha adeguato il fondo rischi rilasciando lo stanziamento in precedenza accantonato. Per quanto attiene agli interessi riconosciuti dalla sentenza si evidenzia che l'applicazione di interessi moratori ex D.Lgs. n. 2 1/2002 ai crediti vantati dall'EGATO5 in relazione ai canoni concessori è errata nell'an prim'ancora che nel quantum. La società, con riferimento ai debiti per canoni non oggetto del Tavolo di Conciliazione (gli interessi legati alle partite del Tavolo di Conciliazione trovano capienza nell'accantonamento dei 4,5 mln di cui al paragrafo "10.14 Il Collegio di Conciliazione con l'AATO 5 e successive interlocuzioni con l'EGA"), in linea con le previsioni della Convenzione di Gestione ed in particolare all'art. 0 del Disciplinare Tecnico ha accantonato la somma derivante dall'applicazione del tasso a cui viene remunerata la liquidità all'EGATO; Euribor mesi dell'anno di riferimento maggiorata di 70 bps che alla data del 31.12.2024, ammonta ad € 974.432,71. Si precisa inoltre che la Società ha inviato all'Ente d'Ambito richiesta di chiarimento circa l'applicazione del tasso di interesse. Ad oggi tale nota è rimasta inevasa.

Collegato a tale giudizio deve essere considerato l'appello avverso la sentenza del Tribunale di Frosinone che ha revocato il Decreto Ingiuntivo di € 10.700.000 inizialmente emesso dal medesimo Tribunale. La Corte, udite le rispettive posizioni delle parti, ha rinviato più volte la causa per discussione orale e per la pronuncia della sentenza ex art.281 sexies c.p.c. da ultimo al 25 giugno 2025. Con sentenza del 10/07/2025 n. 4402 la Corte d'Appello di Roma ha disposto la cancellazione della causa dal ruolo e dichiarato estinto il giudizio.

Procedimento penale n. 2031/2016

Relativamente al procedimento penale n. 2031/2016 che riguarda gli esercizi 2015, 2016 e 2017, per ipotesi di reato asseritamente riconducibili al falso in bilancio e false comunicazioni sociali in data 4 gennaio 2019 è stato notificato al Presidente della Società attualmente in carica il provvedimento di invito a comparire di persona sottoposta ad indagini ed informazione di garanzia. Il predetto provvedimento ha interessato anche i Presidenti della Società, nonché i rappresentanti degli organi di controllo in carica nei suddetti esercizi. L'udienza preliminare si è svolta il giorno 26 ottobre 2021, rinviata al 15 novembre 2021, per valutare ammissione parti civili e successivamente rinviata al 13 dicembre 2021 per gli stessi incombenti e poi al 10 gennaio 2022, per scioglimento riserva su ammissione parti civili. Il GUP, a scioglimento della riserva, ha emesso ordinanza dove è stata disposta, fatta eccezione per le associazioni "Free Monte" e "Codici Onlus", l'ammissione di tutti i soggetti danneggiati a causa dei fatti di reato oggetto di contestazione nei confronti degli imputati.

Infine, si segnala che, su impulso di alcune parti civili, è stata autorizzata la citazione, quali responsabili civili, di ACEA Ato5 e dell'Ato5 Lazio Meridionale Frosinone. Disposto il rinvio al 18 febbraio 2022. Nel corso dell'udienza si è costituita ACEA Ato5 come responsabile civile e il giudice ha disposto il rinvio al 14 marzo 2022 per consentire al pubblico ministero ed alle parti civili di controdedurre sulla questione di competenza territoriale avanzata dalla difesa degli imputati.

All'udienza del 14 marzo 2022 il GUP ha rigettato la questione di competenza territoriale e rinviato all'udienza del 28 marzo 2022 per la prosecuzione delle attività.

All'esito dell'udienza tenutasi in data 10 febbraio 202 , il Giudice per l'Udienza Preliminare ha dichiarato l'incompetenza territoriale del Tribunale di Frosinone, in favore del Tribunale di Roma, per l'accertamento dei seguenti reati:

• Falso in bilancio;
• Ostacolo all'esercizio delle funzioni dell'autorità pubblica di vigilanza;
• Reati tributari in materia di imposta sui redditi.

Per l'effetto della declaratoria di incompetenza il Giudice, ha disposto la trasmissione degli atti al pubblico ministero presso il Tribunale di Roma, affinché possa procedere con le determinazioni proprie della fase.

Pe tutti gli altri reati il Giudice dell'udienza preliminare ha pronunciato sentenza di non luogo a procedere, perché il fatto non sussiste. In data 15 ottobre 2024 il Pubblico Ministero ha emesso richiesta di archiviazione nei confronti degli indagati e si è in attesa degli esiti dell'udienza di discussione fissata dal GIP. In data 15 gennaio 2025 ad esito della quale si è riservato sulla decisione finale. In data 23 giugno 2025, a scioglimento della riserva in precedenza assunta, il GIP ha depositato l'ordinanza di archiviazione del procedimento.

ACEA Ato5 - Comune di Atina - delibera del Consiglio Comunale n. 14 del 17 aprile 2019

A seguito del trasferimento della gestione del SII del Comune di Atina ad ACEA Ato5, avvenuto a far data dal 19 aprile 2018, il Comune ha deliberato di "istituire il sotto/ambito territoriale ottimale denominato Ambito Territoriale Atina 1, in riferimento all'ambito territoriale ottimale n.5, per la continuità della gestione in forma autonoma e diretta del servizio idrico ai sensi dell'art. 147 comma 2 bis D.Lgs. 152/2006, dichiarando il Servizio idrico Integrato "sevizio pubblico locale privo di rilevanza economica" (delibera del Consiglio Comunale n. 14 del 17 aprile 2019).

Avverso la predetta delibera, l'AATO5 ha presentato ricorso dinnanzi al TAR Lazio - Sezione di Latina - notificandolo anche nei confronti della Società e della Regione Lazio.

Per quanto attiene ACEA Ato5, benché l'azione giudiziaria esperita dall'EGA sia idonea a tutelare anche gli interessi del Gestore, la Società ha ritenuto opportuno costituirsi nel procedimento e si è in attesa di fissazione dell'udienza.

In data 1° giugno 2021 con Nota n. 2241/2021 si è espressa sul tema anche la regione Lazio, ribadendo l'irricevibilità della richiesta del Comune di riconoscimento del Sub Ambito Atina 1 all'interno dell'Ambito Territoriale ottimale 5 Frosinone, perché contraria alla normativa nazionale e regionale vigente (D. lgs 3 aprile 2006, n. 152 e Legge regionale 22 gennaio 1996, n.6). Permane pertanto in capo al Comune l'obbligo di procedere ad affidare in concessione d'uso gratuita al gestore del servizio idrico integrato le infrastrutture idriche di proprietà, così come previsto dall'art. 15 comma 1 del D.Lgs. 152/2006. Con sentenza del 5/12/2024, il Tar del Lazio ha dichiarato improcedibile il ricorso per sopravvenuto difetto di interesse. Nello specifico, il Comune, anche a seguito di una serie di interlocuzioni con la Regione Lazio, ha riconosciuto che la competenza per valutare l'istituzione del sub-ambito comunale spetta alla stessa Regione Lazio (già pronunciatasi con vari dinieghi) e l'eventuale annullamento della deliberazione impugnata non avrebbe comportato alcuna utilità. Il TAR Lazio ha condannato il Comune di Atina alla refusione delle spese di giudizio in favore dell'ATO 5. Il

Comune di Atina ha proposto appello avverso la sentenza n.789/2024 del Tar Lazio-Sezione di Latina. Ad oggi la Società è in attesa della relativa fissazione dell'udienza.

ACEA Ato5 – Cartella di Pagamento dell'Agenzia delle Entrate per i Canoni Consorzi di onifica per le annualità 200 , 2004, 2005 e 2006.

In data 1 maggio 2024 è stata notificata da parte dell'Agenzia delle Entrate Riscossione – la cartella n. 04720240012370418000, relativa all'intimazione di pagamento delle "Entrate collettive anno 2018" e finalizzata al recupero forzato richiesto dalla Regione Lazio delle somme asseritamente dovute a titolo di anticipazione del canone destinato ai consorzi di bonifica Conca di Sora, Sud di Anagni e Valle del Liri per le annualità 200 , 2004, 2005 e 2006 per complessivi € 1.076.686,45. Acea Ato5 ha proposto atto di opposizione innanzi al Tribunale di Frosinone, in quanto ritiene che i canoni siano stati regolarmente versati all'Ente d'Ambito Territoriale di riferimento (come previsto dalla vigente Convenzione di Gestione). La società ha eccepito inoltre l'intervenuta prescrizione. In seguito alla richiesta di integrazione del contraddittorio nei confronti dell'Ente di Governo d'Ambito l'udienza è stata fissata l'udienza di merito. Ad esito dell'udienza del 25 marzo 2025 il Giudice, a scioglimento della riserva assunta, con il provvedimento R.G. 1371/2024 ha sospeso l'efficacia esecutiva dell'impugnata cartella. La prossima udienza è fissata al 19 settembre 2025.

Acea S.p.A.

Acea S.p.A. - Milano '90

La questione inerisce il mancato pagamento delle somme dovute a saldo del prezzo di compravendita dell'area sita nel Comune di Roma con accesso da Via Laurentina n. 555, perfezionata con atto del 28 febbraio 2007 e con successivo atto integrativo del 5 novembre 2008. Con detto atto integrativo le parti hanno concordato di modificare il corrispettivo da € 18 milioni a € 2 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 un ricorso per decreto ingiuntivo che, in data 28 giugno 2012, è stato concesso in forma provvisoriamente esecutiva.

Pertanto, nel novembre 2012, Acea notificava atto di pignoramento presso terzi in danno della società Milano '90 per il recupero coattivo delle somme ingiunte.

Milano '90 si è opposta al predetto decreto ingiuntivo - chiedendo altresì la condanna di Acea alla restituzione delle somme versate a titolo di prezzo ed al risarcimento del danno - ottenendo la sospensione della provvisoria esecuzione del medesimo. Conseguentemente, il procedimento esecutivo è stato a sua volta sospeso.

Con sentenza n. 258, pubblicata il 1 febbraio 2018, il Tribunale di Roma ha respinto l'opposizione e confermato integralmente il decreto ingiuntivo, condannando Milano '90 alla rifusione delle spese di lite.

Giudizio di Impugnativa

In data 26 aprile 2018, Milano '90 ha proposto appello e con sentenza del 2 giugno 2022 la Corte d'appello di Roma ha confermato integralmente la sentenza del giudice di prime cure e condannato la controparte al pagamento delle spese di lite.

Con ricorso per Cassazione notificato in data 21 settembre 2022, Milano '90 ha impugnato la sentenza resa dalla Corte di Appello di Roma. Acea S.p.A. ha notificato controricorso nei termini e si è in attesa della fissazione di udienza.

Procedura esecutiva

A seguito del favorevole provvedimento di primo grado, il 27 marzo 2018 Acea ha depositato il ricorso per la riassunzione della procedura esecutiva nei confronti di Milano '90 e dei terzi pignorati. In esito alla fase cautelare del giudizio di opposizione promosso dal terzo pignorato, in data 25 marzo 2022 è avvenuta la corresponsione delle somme assegnate ad Acea. Pende ricorso per Cassazione del Terzo Pignorato, con udienza fissata per il mese di settembre 2025.

Acea S.p.A. – Giudizi Ex COS

La controversia ex COS é relativa all'accertamento di illiceità del contratto di appalto intercorso fra ALMAVIVA Contact (già COS) ed Acea ed al conseguente diritto dei prestatori a vedersi riconoscere un rapporto di lavoro subordinato con Acea.

Giudizi di Quantificazione

Sono stati nel tempo introdotti dai sei lavoratori vittoriosi (in favore dei quali cioè è stato riconosciuto un rapporto di lavoro subordinato con Acea) giudizi di quantificazione della pretesa con i quali è stata chiesta la condanna della società al pagamento delle retribuzioni dovute per effetto del rapporto costituito, con riferimento a diversi periodi di maturazione dei crediti. Di seguito, specificatamente.

Differenze retributive in ordine al periodo 2008/2014. Nel 2015 sono stati introdotti sei distinti giudizi, poi riuniti, di quantificazione in ordine alle differenze retributive maturate fra il 2008 ed il 2014. In esito alla sentenza parzialmente sfavorevole del 26 ottobre 2022, ACEA ha provveduto a corrispondere, con riserva di ripetizione, gli importi dovuti a titolo di differenze retributive e previdenziali nonché di interessi e rivalutazione monetaria. Avverso detta sentenza ACEA ha proposto ricorso per Cassazione, A seguito di proposta ex 380 bis c.p.c., il ricorso deve intendersi rinunciato e con provvedimento del 17 giugno 2025, il giudizio è stato dichiarato estinto. Si precisa che, nelle more del giudizio, due dei sei giudizi sono stati transatti.

Differenze retributive in ordine al periodo 2014/2019. Negli anni 2020 e 2022 sono stati introdotti, ad istanza di 5 lavoratori, altrettanti giudizi volti ad ottenere anche le retribuzioni non percepite in ordine al segmento temporale 2014-2019. Per tutti i suddetti giudizi risultano pronunciate sentenze di segno sfavorevole e Acea ha provveduto a corrispondere, con riserva di ripetizione, gli importi dovuti a titolo di differenze retributive e previdenziali nonché di interessi e rivalutazione monetaria. Con riferimento alle cinque posizioni originarie, pende attualmente un ricorso per Cassazione, una posizione è stata transatta e per i restanti giudizi pendono termini per ricorrere alla Suprema Corte.

Acea S.p.A. – RTI Fintecna S.p.A

La vicenda contenziosa ha origine da un contratto di appalto stipulato nell'anno 2008 tra l'allora reda Progetti e Costruzioni (oggi Fintecna S.p.A.) capogruppo in RTI e Acea Spa per la progettazione ed esecuzione della seconda sezione del depuratore di Ostia.

In virtù di riserve iscritte negli atti contabili, parte attrice ha assunto di essere creditrice della stazione appaltante ACEA, la quale ha resistito contestando la fondatezza delle riserve e opposto in compensazione un credito maturato in virtù di acconti corrisposti all'impresa e non recuperati.

Il Tribunale di Roma, con sentenza non definitiva, ha dichiarato l'inammissibilità parziale e/o totale di parte delle riserve iscritte ed ha quindi disposto consulenza tecnica di ufficio sulle restanti riserve. Con sentenza definitiva del 3 giugno 2008, il Tribunale, operata la compensazione tra quanto richiesto e quanto dovuto in relazione all'inadempimento, ha respinto le domande proposte dalla appaltatrice nei confronti di ACEA.

L'odierna Fintecna promuoveva impugnazione e con sentenza del 2017 la Corte d'Appello di Roma, operata la compensazione, ha condannato Acea S.p.A. a corrispondere all'appaltatore la somma di € 67.490,28, oltre interessi legali e 2/ delle spese di lite.

Acea proponeva ricorso per Cassazione e Fintecna ricorso incidentale. Con ordinanza del 2 maggio 2024, la Suprema Corte ha accolto il ricorso incidentale per difetto di motivazione e ha respinto quello principale, rinviando la controversia alla Corte d'Appello di Roma. Nel luglio 2024, con atto in riassunzione in sede di rinvio, Fintecna S.p.A. ha chiesto alla Corte d'Appello di accertare il proprio credito residuo, pari ad € 1. 47.718,42, oltre interessi legali. Acea, contestando la sussistenza di tale credito, ha insistito per il rigetto della domanda proposta in riassunzione e per la conferma della sentenza emessa nell'anno 2017 dalla Corte d'Appello di Roma. Il giudizio si trova attualmente in fase conclusiva, con udienza collegiale di precisazione delle conclusioni fissata per l'autunno 2025.

areti S.p.A.

areti S.p.A. – Roma Capitale

Con Determinazione dirigenziale del 2 maggio 2005 il Comune di Roma, Municipio XII, applicava ad Acea Distribuzione, oggi areti, penali per la violazione dell'art. 26, comma 5 del Regolamento Cavi (mancata riconsegna delle aree oggetto di intervento di lavorazione entro i termini prestabiliti, riconducibili a lavorazioni svolte da Acea Distribuzione presso il XII municipio tra il 200 e il 2004) e, per l'effetto, chiedeva alla società il pagamento della complessiva somma di € 9.990.000,00.

Detto provvedimento veniva impugnato avanti al TAR del Lazio, che annullava il medesimo con sentenza n. 2238/2012. Avverso tale pronuncia Roma Capitale proponeva appello al Consiglio di Stato, che con sentenza del 24 luglio 2020 accoglieva l'appello di Roma Capitale sulla base dell'assorbente questione di giurisdizione, ritenuta sussistente in capo al Giudice Ordinario anziché al Giudice Amministrativo.

Areti ricorreva dunque alla Suprema Corte di Cassazione, chiedendo l'annullamento della decisione d'appello e la conferma della giurisdizione del Giudice Amministrativo. Tuttavia, con ordinanza pubblicata il 7 novembre 2023 la Suprema Corte ha respinto il ricorso, affermando la giurisdizione del Giudice Ordinario.

Definita la questione relativa alla giurisdizione, nel febbraio 2024 areti ha pertanto riassunto il giudizio avanti al Giudice Ordinario. All'udienza del luglio 2024, il giudice ha concesso i termini ex art. 18 c.p.c. e fissato l'udienza di ammissione mezzi istruttori, in occasione della quale è stato disposto direttamente rinvio all'udienza di precisazione delle conclusioni, prevista per l'inizio del 2026.

ACEA Ato2 S.p.A.

Acea S.p.A. ed ACEA Ato2 S.p.A. - CO.LA.RI

Con atto di citazione notificato il 23 giugno 2017, il Consorzio Co.La.Ri. e E. Giovi S.r.l. – rispettivamente gestore della discarica di Malagrotta (RM) e consorziata esecutrice - hanno evocato in giudizio Acea ed ACEA Ato2 per ottenere dalle convenute il pagamento della quota di tariffa di accesso in discarica da destinare alla copertura dei costi di gestione operativa trentennale della stessa – stabilita con D.Lgs. 36/2003 - asseritamente dovuti a fronte del conferimento dei rifiuti avvenuto durante il periodo di vigenza contrattuale 1985 - 2009.

Il petitum principale si attesta ad oltre € 6 milioni per l'intero periodo di vigenza contrattuale; in subordine - nell'ipotesi in cui la norma che dispone la tariffa non sia considerata dal giudice retroattivamente applicabile - le parti attrici chiedono il riconoscimento del diritto di credito di circa € 8 milioni, per il periodo marzo 200 - 2009, nonché l'accertamento, anche tramite CTU, del credito relativo al precedente periodo 1985 - 2003.

Nel dicembre 2023, il Giudice ha disposto la rimessione della causa in istruttoria e la nomina di un consulente tecnico di ufficio. Il giudizio versa dunque attualmente in fase istruttoria e la CTU è attualmente in corso, con udienza fissata per la fine del 2025.

ACEA Ato2 S.p.A. – Parco dell'Aniene Scarl

Giudizio Civile

Nel mese di giugno 2019, la società Parco dell'Aniene Scarl ha citato in giudizio ACEA Ato2 e Roma Capitale per l'accertamento di asserite responsabilità delle convenute, in solido o per quanto di spettanza, per presunti fatti illeciti derivanti dal mancato realizzo e/o dalla mancata riparazione del sistema fognario preesistente alle realizzazioni edilizie effettuate dall'attrice nella zona Tor Cervara – Via Melibeo. Il consorzio avanza una esorbitante richiesta risarcitoria, che ammonta, complessivamente, ad oltre € 105 milioni. Il Giudice designato, ritenuto in prima delibazione che l'eccezione di carenza di giurisdizione proposta da Acea fosse idonea a definire il giudizio, ha fissato l'udienza per la precisazione delle conclusioni.

Contestualmente, Parco dell'Aniene ha introdotto ricorso per regolamento di giurisdizione avanti alle Sezioni Unite della Corte Suprema di Cassazione e con ordinanza del luglio 2021 è stata dichiarata la giurisdizione del giudice amministrativo.

Preso atto del provvedimento della Suprema Corte, con ordinanza decisoria del novembre 2022, il Giudice ha dichiarato la sopravvenuta improcedibilità del giudizio civile.

Giudizio Amministrativo

Con ricorso notificato il 2 novembre 2021, Parco dell'Aniene Scarl ha riassunto il giudizio innanzi al Tar del Lazio. ACEA Ato2 si è costituita ritualmente, instaurando altresì un giudizio accessorio volto a far valere in via subordinata la garanzia delle compagnie assicuratrici, già chiamate in causa nell'ambito del giudizio civile. L'udienza era fissata per il mese di dicembre 2024, tuttavia, nelle more, Parco dell'Aniene rinunciava alla domanda nei confronti di Acea Ato 2, continuando il giudizio nei soli confronti di Roma Capitale. Conseguentemente, Acea ATO2 formalizzava la propria accettazione e rinunciava a sua volta al suddetto giudizio accessorio.

Con sentenza del 17 dicembre 2024, Il TAR del Lazio ha dichiarato improcedibile il ricorso verso ACEA ATO 2 e rigettato, perché infondato nel merito, il ricorso verso Roma Capitale, compensando le spese di lite. Il Tar, preso atto della rinuncia di Acea ATO2, ha altresì dichiarato improcedibile anche il ricorso accessorio promosso contro le compagnie assicuratrici. La controparte ha interposto appello avanti al Consiglio di Stato nei confronti della sola Roma Capitale.

ACEA Ato2 S.p.A. - Enel Green Power Italia S.r.l.

Con ricorso notificato nel luglio 2020, Enel Green Power Italia S.r.l. (EGP) ha convenuto ACEA Ato2 dinanzi al Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche presso la Corte d'Appello Civile di Roma (TRAP) per ottenere l'accertamento del proprio diritto a percepire a titolo di indennizzo da sottensione - ad essa dovuto in forza dell'accordo vigente tre le parti a far data dall'anno 1985 - per l'energia elettrica non potuta produrre con gli impianti di Farfa 1° salto, Farfa 2° salto, Nazzano e Castel Giubileo, sottesi alla derivazione delle acque delle sorgenti "Le Capore"- un maggiore importo rispetto a quello già corrisposto da Acea.

Parte attrice sostiene che nel periodo temporale 2009 - 2019 ACEA, nell'applicazione delle modalità di calcolo dell'indennizzo come indicate nell'accordo del 1985, abbia erroneamente calcolato gli importi dovuti e che, in conseguenza di tale errato calcolo, sarebbe tenuta a corrispondere alla EGP il complessivo importo di € 11.614.564,85, oltre ulteriori importi pretesamente dovuti per i conguagli successivi al 31 dicembre 2019 ed interessi moratori.

ACEA Ato2 si è costituita in giudizio deducendo l'infondatezza dell'interpretazione dell'accordo su cui la ricorrente basa la propria richiesta e indicando una diversa modalità di quantificazione dell'indennizzo più aderente alle pattuizioni intercorse tra le parti nel corso del rapporto contrattuale.

Per effetto dell'applicazione di tale modalità di calcolo, ACEA Ato2, tenendo conto degli indennizzi già corrisposti, ha spiegato domanda riconvenzionale per la restituzione dell'importo di € .246.201,46, oltre interessi, in quanto non dovuto da ACEA Ato2.

Con sentenza del 14 novembre 2022, il TRAP, in accoglimento dell'eccezione formulata da ACEA Ato2, ha dichiarato l'incompetenza per materia dello stesso TRAP in favore del Tribunale Civile di Roma.

Con atto di citazione notificato il 25 gennaio 2023, EGP ha riassunto il giudizio avanti al Tribunale di Roma. Nel mese di gennaio 2025 è stato disposto un accertamento tecnico d'ufficio, con inizio nel luglio 2025 e attualmente in corso. L'udienza per l'esame della CTU è stata fissata per la primavera del 2026.

ACEA Ato2 S.p.A. e Acea Produzione S.p.A. – Enel Produzione S.p.A. (già Erg Hydro S.r.l.)

Con separati ricorsi, notificati in data 10 marzo 2021, Erg Hydro S.r.l. (oggi Enel Produzione S.p.A.) ha convenuto ACEA Ato2 ed Acea Produzione dinanzi al Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche presso la Corte d'Appello Civile di Roma (TRAP) per ottenere l'accertamento del proprio diritto a percepire a titolo di indennizzo da sottensione - ad essa dovuto in forza degli accordi vigenti tra le parti a far data dall'anno 1985 - per l'energia elettrica non potuta produrre con i propri impianti, sottesi alla derivazione delle sorgenti del Peschiera e interessati dal rigurgito di Nera Montoro.

La domanda avanzata riguarda la corresponsione di interessi moratori per ritardato pagamento di fatture risalenti, nonché il diverso ammontare dei conguagli calcolati diversamente sulla base del richiamato accordo dell'anno 1985.

Nello specifico, la richiesta complessiva nei confronti di ACEA Ato2 è pari a circa € 4.500.000,00, mentre nei confronti di Acea Produzione la domanda avanzata è pari a circa € 140.000,00.

Le convenute si sono costituite in giudizio deducendo l'intervenuta prescrizione degli importi richiesti, nonché l'infondatezza dell'interpretazione dell'accordo su cui la ricorrente basa la propria richiesta.

Nel novembre 2021 è stata disposta consulenza tecnica d'ufficio avente ad oggetto la quantificazione dell'indennizzo dovuto da ACEA Ato2 per la sottensione del Peschiera.

La relazione peritale del luglio 2022 ha confermato la correttezza del calcolo della sottensione come elaborato da ACEA Ato2. L'udienza di precisazione delle conclusioni è stata da ultimo rinviata all'autunno 2025.

ACEA Ato2 SpA vs Regione Lazio e Agenzia delle Entrate

Con determinazione del 20 dicembre 2023, la Regione Lazio ha formalizzato ad ACEA Ato2 S.p.A. l'accertamento a suo carico della somma di € 10.50 .800,57 e contestuale richiesta di iscrizione a ruolo, per il tramite dell'Agenzia delle Entrate-Riscossione, per il recupero coattivo della somma dovuta, assumendo che ACEA Ato2 S.p.A. sarebbe inadempiente alla restituzione in favore della Regione dei ratei del canone del servizio idrico integrato spettante al Consorzio di Bonifica Tevere e Agro Romano (di seguito "C TAR"), al Consorzio Pratica di Mare ed al Consorzio a Sud di Anagni per gli anni 2003, 2004, 2005 e 2006. In data 30 maggio 2024 è stata altresì notificata la cartella esattoriale.

Acea Ato2 ha promosso ricorso in opposizione ex art. 32 d.l. 150/2011 avverso la determinazione regionale, nonché opposizione ex artt.615 e 617 ss. c.p.c. alla cartella esattoriale.

Con sentenza del 0 ottobre 2024, il Giudice ha respinto il ricorso della società per l'annullamento della determinazione regionale.

La società ha promosso appello ed attualmente si è in attesa degli esiti dell'udienza di comparizione, rinviata al mese di novembre 2025.

Con provvedimento del 4 dicembre 2024 è stata altresì respinta anche l'istanza cautelare promossa nell'ambito del giudizio di opposizione alla cartella esattoriale e si è in attesa dell'udienza di merito, prevista per la fine del 2025.

GORI S.p.A.

GORI S.p.A. – Consorzio di Bonifica Integrale del Comprensorio Sarno

Con la sentenza n. 7271/2021 del 7 settembre 2021, il Tribunale di Napoli, XII Sezione Civile, ha respinto la richiesta dell'attore Consorzio di Bonifica Sarno di vedere condannare la convenuta GORI al pagamento di circa 21 milioni di euro a titolo di spese consortili relativamente al periodo dal 2008 al 2016, in ragione del fatto – sinteticamente – che il Consorzio non ha fornito prove (innanzitutto a causa dell'incertezza dei dati e della carente documentazione prodotta) del beneficio diretto e, quindi, economicamente valutabile, ricevuto da GORI per l'utilizzo dei canali consortili, con l'effetto della "impossibilità di individuare dati certi e di quantificare con esattezza e senza ombra di dubbio il contributo dovuto dalla Società convenuta". Avverso tale sentenza, il Consorzio di Bonifica del Comprensorio Sarno ha proposto appello e la Corte d'Appello di Napoli ha rinviato la causa per le precisazioni delle conclusioni all'udienza del 0 settembre 2025.

Inoltre, in data 19 dicembre 2022, il medesimo Consorzio di Bonifica, ha notificato a GORI un avviso di pagamento con il quale si intimava alla GORI il pagamento € 1.4 .952,00 a titolo di "contributi di bonifica", per le Concessioni relative agli anni dal 2017 al 2020. Tale avviso è stato impugnato da GORI presso il Tribunale di Nocera Inferiore (con giudizio RG n. 1059/23) e presso la Corte Tributaria Provinciale di Napoli (la quale ha emesso dispositivo di sentenza in data 05.10.2023, dichiarando il difetto di giurisdizione). All'udienza del 23 maggio 2024, il Giudice ha disposto una Consulenza Tecnica di Ufficio per la quantificazione del contributo dovuto da GORI, sulla base delle metodologie maggiormente accreditate e utilizzate da altri Consorzi sul territorio Nazionale, rinviando la causa all'udienza del 3 luglio 2025.

Acea Energia S.p.A.

Procedimento AGCM PS12458 – Acea Energia S.p.A.

In data 18 ottobre 2022 è pervenuta ad Acea Energia una comunicazione con la quale l'AGCM ha chiesto informazioni aventi ad oggetto le c.d. "modifiche unilaterali di contratto". In data 4 novembre 2022, la Società ha provveduto a fornire all'AGCM riscontro alla suddetta richiesta di informazioni e, in data 12 dicembre 2022, ha ritenuto opportuno trasmettere una seconda comunicazione con ulteriori elementi di dettaglio volti a comprovare la conformità del proprio operato a quanto disposto dall'art. del DL Aiuti bis.

Ciò posto, in data 1 dicembre 2022, l'AGCM ha comunicato ad Acea Energia l'avvio di un procedimento e ha altresì notificato alla Società un provvedimento cautelare che, stante il pregiudizio grave ed irreparabile derivante dall'attuazione dello stesso, Acea Energia ha prontamente impugnato dinanzi al TAR Lazio. In conseguenza delle novità giurisprudenziali e legislative intervenute sul tema, l'AGCM ha adottato, in data 0 dicembre 2022, un secondo provvedimento cautelare nei confronti di Acea Energia con il quale ha revocato parzialmente il provvedimento adottato il 12 dicembre 2022.

Il Tar Lazio, con sentenza n. 8 98 del 17 maggio 202 , ha annullato i provvedimenti cautelari emessi dall'AGCM nell'ambito del procedimento PS12458. In data 4 settembre 202 l'AGCM ha notificato ad Acea Energia ricorso in appello avverso la sentenza del TAR Lazio e in data 4 ottobre 202 Acea Energia ha depositato l'appello incidentale. Pende giudizio dinnanzi al Consiglio di Stato, la cui udienza è stata fissata al 5 dicembre 2024.

Successivamente, nell'adunanza del 1 ottobre 202 l'Autorità ha adottato un provvedimento sanzionatorio a conclusione del procedimento. In particolare, l'AGCM - riducendo le contestazioni inizialmente mosse - ha ritenuto sanzionabili e quindi scorrette, poiché in violazione degli articoli 24 e 25 del Codice del consumo, le due seguenti condotte della Società:

• l'invio e la conseguente applicazione alla clientela di modifiche unilaterali delle condizioni economiche contrattuali ("CE") non in corrispondenza della scadenza delle dette CE, in vigenza dell'art. del Decreto Aiuti bis;
• l'aver ritenuto e replicato (ai reclami degli) agli utenti che dette modifiche si sarebbero perfezionate a seguito del mero decorso del termine di dieci giorni dall'invio della relativa comunicazione.

Alla luce di tutto quanto esposto, pertanto, la pratica commerciale posta in essere da Acea Energia, articolata nelle due condotte sopra descritte (sub A e ), risultava, ad avviso dell'AGCM, integrare una violazione degli articoli 24 e 25 del Codice del consumo.

L'Autorità, in ragione della gravità e della durata (individuata dall'AGCM dal 10 agosto 2022 al 17 maggio 202 - pari a 281 giorni) dell'infrazione, ha irrogato alla Società una sanzione amministrativa pecuniaria complessiva di € 560 mila, pagata da Acea Energia a novembre 2023.

Conseguentemente, in data 13 gennaio 2024 la Società ha promosso ricorso al TAR avverso il provvedimento sanzionatorio e con sentenza del 18 novembre 2024 il Tar Lazio ha accolto il ricorso promosso da Acea Energia, annullando il provvedimento adottato dall'Autorità.

Pende appello promosso dall'Autorità in data 11 febbraio 2025; Acea Energia in data 12 marzo 2025 si è costituita in giudizio (RG 1189/2025). Si è in attesa della fissazione di udienza.

Ricorsi c.d. Extraprofitti - Acea Ambiente S.r.l., Acea Produzione S.p.A., Acea Energia S.p.A. e Acea Solar S.r.l.

1. Contributo di solidarietà temporaneo per il 2022 (articolo 37 del decreto-legge 21 marzo 2022, n. 21 2022)

Con riferimento al contributo in oggetto, sul presupposto che una parte significativa della base imponibile identificata per le società del Gruppo Acea non può dirsi riconducibile agli extraprofitti che il legislatore ha inteso tassare, bensì a operazioni straordinarie, le Società Acea Ambiente S.r.l., Acea Produzione S.p.A., Acea Energia S.p.A. e Acea Solar S.r.l. hanno promosso distinti ricorsi innanzi al TAR Lazio – provvedendo, in ogni caso, al pagamento dei rispettivi acconti - per l'annullamento del provvedimento attuativo con il quale l'Agenzia delle Entrate ha definito gli adempimenti, anche dichiarativi, e le modalità di versamento del contributo (Provvedimento del Direttore dell' AdE prot. n. 221978/2022 del 17 giugno 2022).

La domanda formulata è volta ad ottenere l'annullamento del provvedimento impugnato, previa rimessione della questione di legittimità avanti la Corte costituzionale dell'art. 7 del d.l. n. 21/2022.

Con sentenze pubblicate tra il 16 ed il 17 novembre 2022, i quattro ricorsi promossi dalle società del gruppo - unitamente ai ricorsi presentati da altri operatori ricorrenti estranei al Gruppo - sono stati dichiarati inammissibili per difetto assoluto di giurisdizione sull'atto impugnato. Sono stati promossi distinti appelli avanti al Consiglio di Stato.

Per quanto concerne i ricorsi promossi da Acea Ambiente e Acea Solar, in ragione delle modifiche apportate dalla legge di stabilità 202 all'art. 7 del d.l. 21/ 2022, che hanno circoscritto l'obbligo di versamento del contributo straordinario ai soli casi in cui almeno il 75% del volume d'affari dell'anno 2021 derivi dalle attività svolte nel settore energetico, si è provveduto al deposito delle dichiarazioni di sopravvenuta carenza di interesse alla decisione degli appelli proposti e il Consiglio di Stato ha conseguentemente dichiarato i ricorsi improcedibili per sopravvenuta carenza di interesse.

In merito ai ricorsi promossi da Acea Produzione e Acea Energia, con sentenze del 28 marzo 2023 il Consiglio di Stato ha riconosciuto la giurisdizione del Giudice Amministrativo e i giudizi sono stati pertanto riassunti avanti al Tar del Lazio. Contestualmente, nel maggio 202 , l'Agenzia delle Entrate promuoveva Ricorso avanti alle Sezioni Unite della Corte di Cassazione per motivi di giurisdizione. Con sentenza del 19 ottobre 2023 le Sezioni Unite della Corte di Cassazione hanno confermato la sussistenza della giurisdizione del giudice amministrativo rispetto ai ricorsi proposti da Acea Energia ed Acea Produzione ed i giudizi avanti al Tar del Lazio – che erano stati sospesi con ordinanza del 22 giugno 2023 in attesa della pronuncia della Suprema Corte - sono stati riassunti. Si è al momento in attesa della fissazione dell'udienza da parte del Tar del Lazio.

2. Contributo di solidarietà temporaneo per il 2023 (Articolo 1, commi da 115 a 121, della legge 29 dicembre 2022, n. 197) - Acea Produzione

Con riferimento al contributo in oggetto, sul presupposto che attraverso l'art. 1, commi 115-119, della l. n. 197 del 2022 il legislatore italiano abbia istituito un terzo contributo di solidarietà - ulteriore rispetto a quello istituito con l'art. 7 del d.l. n. 21 del 2022 e con l'art. 15-bis del d.l. n. 4/2022 - che di fatto persegue la medesima finalità, ovvero colpire eventuali extraprofitti realizzati sempre nell'anno 2022 (pur se il versamento di questo secondo contributo è previsto nel corso del 2023). Ai sensi di questa norma contenuta nella Legge di ilancio, nel 202 è istituito, dunque, un "contributo di solidarietà" temporaneo del 50 sul reddito 2022 che eccede per almeno il 10% la media dei redditi complessivi conseguiti nel periodo 2018-2021. L'ammontare del contributo non può superare il 25 del patrimonio netto alla data di chiusura dell'esercizio antecedente a quello in corso al 1° gennaio 2022. La tassa sugli extraprofitti si applicherà alle società che generano almeno il 75% dei loro ricavi da attività nei settori della produzione e rivendita di energia, gas e prodotti petroliferi.

Acea Produzione ha promosso ricorso avanti al Tar Lazio per l'annullamento dei seguenti atti dell'Agenzia delle Entrate: Circolare n. 4/E del 23 febbraio 2023; Risoluzione n. 15/E del 14 marzo 2023; Provvedimento prot. n. 55523 del 28 febbraio 2023.

La domanda formulata è volta ad ottenere l'annullamento dei provvedimenti impugnati, previo accertamento della contrarietà della disposizione nazionale al diritto UE e/o previa rimessione della questione ai sensi dell'art. 267 TFUE davanti alla Corte di Giustizia UE e/o avanti la Corte costituzionale dell'art. 1 co. 115-119 della l. n. 197 del 2022. Con Ordinanza del 16 gennaio 2024, è stata rimessa alla Corte costituzionale la questione di legittimità costituzionale rilevata da Acea Produzione. Il giudizio è stato conseguentemente sospeso in attesa della pronuncia della Consulta, la quale ha disposto il rinvio della questione alla Corte di Giustizia UE; il procedimento è attualmente in corso.

Acea Energia S.p.A. - Primo Procedimento avviato da GPDP

In data 26 marzo 2024 si è svolta, presso la sede legale della società Acea Energia, una visita ispettiva da parte dell'Autorità Garante per la protezione dei dati personali al fine di acquisire ogni utile informazione e documento, con riferimento ai trattamenti di dati personali posti in essere da Acea Energia per l'attività di telemarketing, teleselling e in genere di contatto promozionale.

In data 23 gennaio 2025 il Garante Privacy, facendo seguito agli accertamenti ispettivi sopra menzionati, ha notificato alla Società la comunicazione di avvio del procedimento per l'adozione dei provvedimenti correttivi e sanzionatori ai sensi dell'art. 166, comma 5, del Codice in materia di protezione dei dati personali (d.lgs. 30 giugno 2003, n. 196, come modificato dal d.lgs. n. 101/2018) e 12 del regolamento del Garante n. 1/2019.

Nel detto atto il Garante ritiene che si sia verificata la presunta violazione di alcune disposizioni in materia di Data Protection che potrebbe determinare la possibile applicazione di sanzioni amministrative.

La Società ha trasmesso in data 21 febbraio 2025 le proprie deduzioni scritte richiedendo altresì un'audizione da parte dell'Autorità in merito ai fatti oggetto di comunicazione. L'audizione è avvenuta il 4 marzo 2025.

In data 05 maggio 2025 il Garante Privacy ha notificato ad Acea Energia il provvedimento n.228 del 10 aprile 2025, con il quale ha adottato nei confronti della Società un'ordinanza-ingiunzione per l'applicazione di una sanzione amministrativa di euro .000.000,00. La Società ha ritenuto di definire la controversia ai sensi dell'art. 166 co. 8 del Codice in materia di protezione dei dati personali (d.lgs. 30 giugno 2003, n.196), adeguandosi alle prescrizioni del Garante e corrispondendo un importo pari alla metà della sanzione irrogata. In data 4 giugno 2025 la Società ha trasmesso al Garante una comunicazione contenente l'elenco delle misure poste in essere dalla stessa in esecuzione delle ingiunzioni formulate dal Garante nel provvedimento sanzionatorio.

Acea Energia S.p.A. - Secondo Procedimento avviato da GPDP

In data 8 e 9 Gennaio 2024 si è svolta, presso la sede legale della società Acea Energia, una visita ispettiva da parte dell'Autorità Garante per la protezione dei dati personali, rientrante nel ciclo di verifiche ispettive dalla medesima Autorità disposte con deliberazione del 3 agosto 202 ("accertamenti sui trattamenti di dati personali da parte di operatori del settore energetico con specifico riferimento all'attivazione di contratti non richiesti e allo svolgimento di attività di telemarketing, nell'attuale contesto di superamento del c.d. mercato tutelato").

Detta visita ispettiva ha avuto come oggetto la verifica dell'osservanza delle disposizioni in materia di protezione dei dati personali in generale e, più in particolare, in ordine al corretto trattamento dei dati personali dei clienti posti in essere dalla Società nell'ambito della fase di contrattualizzazione della propria clientela attraverso canale "porta a porta" e "negozio" nel triennio 2021-2023.

In data 17 febbraio 2025 il Garante Privacy ha notificato alla Società la comunicazione di avvio del procedimento per l'adozione dei provvedimenti correttivi e sanzionatori ai sensi dell'art. 166, comma 5, del Codice in materia di protezione dei dati personali, che fa seguito agli accertamenti ispettivi sopra menzionati.

Si tratta di un secondo e ulteriore procedimento diverso da quello notificato dallo stesso Garante il 23 gennaio 2025. Si tratta infatti di Dipartimenti diversi.

In estrema sintesi, il Garante Privacy alla luce dei documenti acquisiti nel corso dell'attività ispettiva del gennaio 2024 nonché delle ulteriori interlocuzioni avvenute in questi mesi, contesta alla Società la presunta illiceità del trattamento dei dati personali dei clienti per il tramite di alcuni canali di vendita attualmente utilizzati dalla Società (a titolo esemplificativo porta a porta) e l'inosservanza agli obblighi di vigilanza sull'operatore delle agenzie.

In data 28 marzo 2025, la Società ha trasmesso le proprie deduzioni scritte, richiedendo, altresì, un'audizione da parte del GPDP in merito ai fatti oggetto di comunicazione. Detta audizione si è tenuta in data 16 maggio 2025 e in data 6 giugno la Società ha tramesso una nota contenente i riscontri ad alcune richieste formulate dal Garante in detta sede. Al momento si è in attesa delle determinazioni delle Autorità.

Acea Ambiente S.r.l.

Acea Ambiente S.r.l. - Contenziosi nell'ambito del procedimento di realizzazione della c.d. quarta linea San Vittore

Avverso la Determinazione della Regione Lazio n. G09041 del. 12 luglio 2022, avente ad oggetto "Procedimento di Valutazione di Impatto Ambientale ai sensi dell'art. 27-bis del D.Lgs. 152/2006 e s.m.i. progetto "Adeguamento impiantistico e sistemazione ambientale del termovalorizzatore di San Vittore del Lazio con la realizzazione di una quarta linea", nel Comune di San Vittore del Lazio (FR), località Valle Porchio - Società Proponente Acea Ambiente - sono stati notificati 5 ricorsi amministrativi, che vedono Acea Ambiente quale soggetto controinteressato.

I successivi provvedimenti amministrativi della Regione sono l'Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) del 26 ottobre 2022 e il Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale (PAUR) del 28 ottobre 2022.

• Lamberet SpA Ricorso al TAR Lazio Roma, notificato in data 10 ottobre 2022.
• In attesa celebrazione udienza di merito.
• Comuni di Rocca di Evandro, di Mignano Monte Lungo, San Pietro Infine e Associazione Ambientalista Fare Verde Onlus Ricorso al TAR Lazio - Latina, notificato in data 10 ottobre 2022. L'istanza per la sospensione cautelare è stata respinta e, all'esito dell'udienza di merito, il Tar, con sentenza del 1 maggio 2025, ha respinto il ricorso dei ricorrenti, ritenendo fondata l'eccezione di improcedibilità sollevata dalla Società per la mancata impugnazione del bando relativo alla realizzazione dei lavori della IV linea.
• Comune di Cassino Ricorso al TAR del Lazio Latina, notificato in data 11 ottobre 2022. Trascorso un anno dalla Camera di Consiglio, all'esito della quale la causa è stata cancellata dal ruolo, non risulta depositata alcuna istanza di fissazione udienza. Si resta dunque in attesa dei conseguenti provvedimenti.
• Siefic Calcestruzzi Srl e Siefic SpA Ricorso al TAR Lazio Roma, notificato in data 13 ottobre 2022. In data 1 gennaio 202 è stato notificato il ricorso per motivi aggiunti volto ad impugnare l'AIA e il PAUR, accompagnato da domanda cautelare. Con decreto del 14 marzo 2023 è stata dichiarata la competenza del TAR Lazio Latina, che con sentenza del 9 giugno 2023 ha dichiarato irricevibile il ricorso per motivi aggiunti ed improcedibile il ricorso principale. In esito all'appello promosso dalla controparte, il Consiglio di Stato, con sentenza del 2 aprile 2024, ha dichiarato inammissibile il ricorso della Siefic, compensando le spese di lite. La sentenza è passata in giudicato.
• Comune di San Vittore del Lazio Ricorso al Tar del Lazio Latina, notificato in data 16 ottobre 2022. Notificati motivi aggiunti per impugnativa PAUR e AIA in data 23 dicembre 2022. In attesa fissazione udienza di merito. In data 20 febbraio 2025, il Comune di San Vittore ha notificato atto di rinuncia al ricorso ex art. 84 c.p.a. e, conseguentemente, con decreto del 22.05.2025, il Tar ha dichiarato estinto il contenzioso instaurato dal Comune di San Vittore, prendendo atto dell'intervenuta rinuncia da parte del ricorrente.

Acea Ambiente S.r.l. - Impugnazione del Bando di Gara pubblicato da Roma Capitale per la realizzazione del Termovalorizzatore (ATI Acea Ambiente controinteressata)

Nel mese di dicembre 2023, sono stati notificati due ricorsi amministrativi - che vedono Acea Ambiente quale soggetto controinteressato, sia in proprio sia in qualità di capogruppo mandataria del costituendo RTI - per l'annullamento del bando di gara pubblicato da Roma Capitale in data del 16 novembre 202 e del relativo disciplinare, aventi ad oggetto la procedura di "Project financing ai sensi dell'art. 193 del D. Lgs. n. 36/2023 - Proposta di partenariato pubblico privato in finanza di progetto per "Affidamento della concessione del polo impiantistico relativo alla: a. progettazione, autorizzazione all'esercizio, costruzione e gestione di un impianto di termovalorizzazione autorizzato con operazione R1, e capacità di trattamento pari a 600.000 ton/anno di rifiuti; b. progettazione, autorizzazione all'esercizio, costruzione e gestione dell'impiantistica ancillare deputata alla gestione dei rifiuti residui decadenti dal trattamento termico, la mitigazione delle emissioni di anidride carbonica e l'ottimizzazione della distribuzione dei vettori energetici recuperati. E precisamente:

• è stato notificato da un Comune ricorso dinanzi al TAR del Lazio sez. Roma, rigettato con sentenza del 4 aprile 2024, perché manifestamente infondato. La sentenza è passata in giudicato.
• è stato notificato da ulteriori quattro Comuni un ricorso al TAR del Lazio sez. Roma, rigettato con sentenza del 4 aprile 2024 perché manifestamente infondato. I suddetti comuni hanno promosso appello avanti al Consiglio di Stato respinto con sentenza del 28 febbraio 2025.

Acque Blu Fiorentine S.p.A.

Acque Blu Fiorentine S.p.A. contro Publiacqua S.p.A. + altri

La società Publiacqua S.p.A è la società mista pubblico-privata che gestisce in concessione il servizio idrico integrato in Toscana, ATO n. Medio Valdarno, ed è detenuta al 60 dai comuni facenti parte dell'ATO di riferimento e al 40 dalla società Acque lu Fiorentine S.p.A. (ABF), nella quale, a sua volta, Acea S.p.A. detiene il 75%. La concessione di Publiacqua, scaduta il 31 dicembre 2024, è stata prorogata al 31 dicembre 2025.

I rapporti tra ABF, quale socio privato, e i soci pubblici sono stati regolati nel tempo – oltre che dallo statuto sociale – da patti parasociali che regolavano la governance della società e prevedevano, a tutela dei soci pubblici, una particolare disciplina delle ipotesi di stallo decisionale, che può condurre alla facoltà di esercitare un'opzione di acquisto sulle azioni del socio privato.

In un'ottica di consolidamento regionale nei servizi pubblici, a partire dal 2020 alcune realtà toscane hanno dato vita alla cd. Multiutility Toscana "Alia Servizi Ambientali". In tale contesto, i soci pubblici di Publiacqua hanno avviato una serie di azioni finalizzate all'estromissione dalla compagine sociale di Publiacqua del socio A F, culminate nella disdetta del patto parasociale. Scaturivano una serie di contenziosi, attivati anche in via d'urgenza.

In pendenza di detti giudizi avverso gli atti posti in essere dai soci pubblici, questi ultimi:

• hanno trasferito le azioni detenute dai vari comuni a favore della Multi-utility "Alia Servizi Ambientali", che è così divenuta socia di Publiacqua;
• hanno invocato lo "stallo decisionale" di cui al patto parasociale e hanno comunicato di esercitare l'opzione di acquisto sulle azioni di Publiacqua detenute da ABF.

Al momento, in particolare sul precedente punto (ii), pende avanti al Tribunale di Firenze il giudizio attivato da ABF che ha convenuto in giudizio Publiacqua e i soci pubblici per sentir dichiarare l'illegittimità della richiesta volta al trasferimento coattivo a detti soci pubblici della partecipazione detenuta da ABF nel capitale sociale di Publiacqua.

All'esito della fase istruttoria, la causa è stata rinviata per la precisazione delle conclusioni.

In corso di causa, è stato altresì nominato un arbitratore per la determinazione del prezzo dovuto in caso di esercizio del diritto di opzione ed il relativo procedimento si è concluso nel mese di luglio 2025 e la prossima udienza è fissata per il 12 settembre 2025.

Acque Blu Arno Basso S.p.A.

Acque Blu Arno Basso S.p.A. contro Acque S.p.A. + altri

La società Acque S.p.A. è la società mista pubblico-privata che gestisce in concessione il servizio idrico integrato in Toscana, ATO n. 2 asso Valdarno, ed è detenuta al 55 dai comuni facenti parte dell'ATO di riferimento e per il restante 45 da Acque lu Arno Basso S.p.A. (ABAB), nella quale, a sua volta, Acea Acqua S.p.A. detiene l'86 . La concessione di Acque è valida fino al 1 dicembre 20 1.

I rapporti tra ABAB, quale socio privato, e i soci pubblici, sono stati regolati nel tempo – oltre che dallo statuto sociale – da patti parasociali, che regolavano la governance della società e prevedevano, a tutela dei soci pubblici, una particolare disciplina delle ipotesi di stallo decisionale, che può condurre alla facoltà di esercitare un'opzione di acquisto sulle azioni del socio privato.

Sin dal 2019 i soci pubblici comunicarono formale disdetta dei patti e nel luglio 2021 hanno formalizzato l'esercizio dell'opzione di acquisto.

ABAB attivava dunque una serie di azioni giudiziarie a tutela dei propri interessi, volta ad inibire il trasferimento in favore dei Soci Pubblici della Partecipazione di ABAB in Acque.

Nell'ambito del giudizio attualmente pendente avanti al Tribunale di Firenze, i Soci Pubblici hanno depositato istanza di nomina di un arbitratore ai sensi dell'art. 1 49 cod. civ. per la determinazione del prezzo dovuto in caso di esercizio del diritto di opzione in ipotesi di contestazione. All'esito del deposito delle memorie istruttorie, il giudice (i) provvedeva alla nomina dell'arbitratore; (ii) disponeva CTU mirata alla determinazione del prezzo nel caso in cui non si addivenisse all'individuazione da parte del terzo; (iii) fissava un tentativo di conciliazione.

La controversia, dopo il deposito delle consulenze ed i chiarimenti forniti dal CTU, è stata più volte rinviata per la precisazione delle conclusioni. La prossima udienza è fissata per il 4 novembre 2025.

T.W.S. S.p.A.

RTI T.W.S. S.p.A. vs Iris Acqua S.p.A.

Nell'anno 2015 la società TWS (già Severn Trent) - capogruppo in ATI con Sideridraulic System S.p.A. e Polese spa - si è aggiudicata l'appalto integrato di progettazione ed esecuzione di un "sistema fognario dell'ATO orientale Goriziano, I lotto, adeguamento e potenziamento dell'impianto di depurazione di Staranzano" dell'importo di circa € 14ml, bandita dalla Stazione Appaltante Irisacqua.

Nel luglio 2021 Irisacqua risolveva per inadempimento il contratto di appalto e, conseguentemente, l'ATI citava in giudizio la Stazione Appaltante avanti al Tribunale di Trieste per sentir dichiarare l'illiceità della risoluzione da quest'ultima disposta e accertare la risoluzione del contratto per eccessiva onerosità, chiedendo il risarcimento dei conseguenti danni.

Irisacqua si è costituita in giudizio, spiegando a sua volta domanda riconvenzionale per il risarcimento di tutti i presunti danni derivanti dall'inadempimento e dalla conseguente risoluzione del contratto, per l'importo di oltre € 44 milioni.

In corso di causa, il Giudice ha disposto una Consulenza Tecnica d'Ufficio sulla congruità dei costi allegati da Irisacqua e l'elaborato, depositato in via definitiva il 28 febbraio u.s, indica come congruo un importo complessivo a carico del raggruppamento pari ad € 9.119.042. La complessiva esposizione di TWS ammonta a circa 6 milioni di euro.

A scioglimento della riserva assunta all'udienza dell'11 giugno sulle istanze di alcune parti, con ordinanza del 15 luglio 2025, il Giudice ha demandato al CTU di verificare il presunto errore riscontrato nell'elaborato peritale dalla controparte e di verificare se tale errore abbia incidenza sulle conclusioni delle indagini peritali, concedendo termine per integrare la relazione, per osservazioni e repliche.

Il Giudice ha altresì ritenuto di accogliere la richiesta di concessione dell'ordinanza ingiunzione promossa dalla compagnia assicuratrice, ingiungendo a TWS e Sideridraulic System S.p.A. di rimborsare alla compagnia, in solido tra loro, l'importo di € 95 .080,00. La prossima udienza è prevista per il mese di novembre 2025.

ACEA PRODUZIONE S.p.A.

Acea Produzione - Legge Regionale Sardegna

Si informa che il 5 dicembre 2024 la Regione Sardegna ha pubblicato la L.R. n. 20 che impone nuove restrizioni sulla realizzazione di impianti rinnovabili nelle cosiddette "aree non idonee". Questa normativa potrebbe impattare direttamente alcuni dei progetti strategici di Acea Produzione, in particolare Ottana/Bolotana (92 MW) nella società controllata Acea Solar e indirettamente, per il tramite di Acea Solar, dei progetti della società SF Island. Si segnala peraltro che la suddetta normativa è stata impugnata dalla Presidenza del Consiglio dei ministri davanti alla Corte costituzionale per presunti profili di illegittimità, con particolare riferimento alla possibile violazione delle competenze statali in materia di produzione, trasporto e distribuzione dell'energia. L'esito del giudizio potrebbe influenzare l'applicazione della legge e la sua validità nei confronti degli impianti già autorizzati.

In data 3 giugno 2025 la Regione Sardegna si è espressa sulla non applicabilità della legge regionale n. 20/2024 e ad oggi non c'è un contenzioso aperto sul punto.

Acea S.p.A., Acea Produzione e Acea Energia /REGIONE ABRUZZO – c.d. canoni aggiuntivi 2015-2020 e maggiori canoni demaniali 2018- 2020

Nell'anno 2021, ACEA S.p.A., in proprio e quale mandataria di ACEA Produzione S.p.A. e di Acea Energia S.p.A., ha proposto ricorso avanti il Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche presso la Corte d'Appello di Roma contro la Regione Abruzzo per l'accertamento con riferimento alla concessione di derivazione di acqua ad uso idroelettrico dai Fiumi Sangro, Aventino e Verde a servizio della "Centrale S. Angelo" - della non debenza del canone aggiuntivo dovuto per le annualità 2015/2019 e 2020 (già versati con riserva di ripetizione) e della maggiorazione del 10% del canone demaniale dovuto, per le annualità 2018 e 2019, in quanto previsti da norme sulla cui legittimità debba essere sollevata questione dinanzi alla Corte Costituzionale.

In esito all'udienza di trattazione, il Consigliere delegato, ritenuto superfluo accedere all'istruttoria richiesta, ha rinviato la causa all'udienza collegiale di discussione, prevista per la fine del 2025.

Acea S.p.A. e Acea Produzione / REGIONE UMBRIA - scadenza concessione e richiesta dei c.d. canoni aggiuntivi

Con riferimento alla concessione per derivazione di acqua pubblica ad uso idroelettrico dal fiume Nera in località San Liberato, nel Comune di Narni, a servizio della Centrale Idroelettrica "Marconi" di Narni, nell'agosto 202 la Regione Umbria ha richiesto alla Società Acea Produzione la trasmissione del rapporto di fine concessione.

La Società ha riscontrato l'impossibilità di accogliere detta richiesta in quanto fondata su un presupposto erroneo, dovendosi ritenere la concessione rilasciata in favore di Acea ad oggi non scaduta. In risposta osservazioni mosse da Acea, l'Amministrazione ha ribadito la propria posizione, richiedendo altresì il pagamento del canone aggiuntivo per l'anno 202 .

Conseguentemente, nell'ottobre 202 , Acea Spa e Acea Produzione SpA hanno proposto ricorso avanti al Tribunale Superiore delle acque Pubbliche contro la Regione Umbria e nei confronti della provincia di Terni per ottenere l'annullamento delle richieste formulate dalla Regione e l'accertamento della non debenza del canone aggiuntivo richiesto per l'anno 202 .

In pendenza di giudizio, la Regione Umbria ha sollecitato il saldo del canone asseritamente dovuto per l'anno 202 e, conseguentemente, Acea ha esteso a detta richiesta le censure già proposte con il ricorso introduttivo, proponendo motivi aggiunti nel febbraio 2024. Nelle more del giudizio, la Regione ha accolto l'istanza della società relativa alla sospensione dell'efficacia della richiesta del rapporto di fine concessione fino alla decisione di merito. Successivamente, con sentenza del 9 gennaio 2025 il Tribunale Superiore delle Acque ha declinato la propria giurisdizione in favore del Tribunale Regionale delle Acque Pubbliche presso la Corte d'Appello di Roma. In ragione della pendenza di un ulteriore giudizio, relativo alla richiesta di pagamento del canone aggiuntivo per l'anno 2024 (richiesto dalla Regione nell'aprile 2024) è stato promosso ricorso in riassunzione avanti al TRAP con istanza di riunione al giudizio già incardinato. La prima udienza è fissata per l'autunno 2025.

• 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 e società di revisione

• D) Informazioni erogazioni pubbliche ex art. 1, comma 125, legge 124/2017
• E) Informativa di settore: schemi di stato patrimoniale e conto economico

A) Società incluse nell'area di consolidamento

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale	% Partecipazione	Quota Consolidato di	Metodo di Consolidamento
			effettiva	Gruppo
Area Acqua
Adistribuzionegas S.r.l.	Via L. Galvani, 17/A - Forlì	5.953.644	51,0%	100,0%	Integrale
Notaresco Gas S.r.l.	Via Padre Frasca - Frazione Chieti Scalo Centro Dama (CH)	100.000	55,0%	100,0%	Integrale
a.Gas S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	1.000.000	100%	100%	Integrale
Acea Acqua S.p.A	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000.000	100,0%	100,0%	Integrale
Acea Ato2 S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	362.834.340	96,5%	100,0%	Integrale
Acea Ato5 S.p.A. Acque Blu Arno Basso S.p.A.	Viale Roma - Frosinone Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.330.000 8.000.000	98,5% 86,7%	100,0% 100,0%	Integrale Integrale
a.Quantum S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	1.500.000	100,0%	100,0%	Integrale
Acea Molise S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	100.000	100,0%	100,0%	Integrale
Gesesa S.p.A.	Corso Garibaldi, 8 - Benevento	534.991	57,9%	100,0%	Integrale
GORI S.p.A.	Via Trentola, 211 - Ercolano (NA)	44.999.971	37,1%	100,0%	Integrale
Sarnese Vesuviano S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	100.000	99,2%	100,0%	Integrale
ASM Terni S.p.A.	Via Bruno Capponi, 100 - Terni	84.752.541	45,3%	100,0%	Integrale
Acque Blu Fiorentine S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	15.153.400	75,0%	100,0%	Integrale
Acea Siracusa	San Giovanni alle Catacombe, 7 - 96100 Siracusa (SR)	1.000.000	60%	100%	Integrale
Iseco S.p.A.	Loc. Surpian n. 10 - Saint-Marcel (AO)	110.000	80,0%	100,0%	Integrale
Ombrone S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	6.500.000	99,5%	100,0%	Integrale
Servizi Idrici Integrati SCARL	Via I Maggio, 65 - Terni	19.536.000	43,0%	100,0%	Integrale
Umbriadue Servizi Idrici S.c.a.r.l.	Via Aldo Bartocci n. 29 - Terni	100.000	99,9%	100,0%	Integrale
Area Acqua (Estero)
Acea International S.A.	Avenida Las Americas - Esquina Mazoneria, Ensanche Ozama	9.089.661	100,0%	100,0%	Integrale
Consorcio Agua Azul S.A.	Calle Amador Merino Reina 307 - Of. 803 Lima 27 - Perù	16.000.912	44,0%	100,0%	Integrale
Consorcio Acea	Calle Amador Merino Reina 307 - Lima - Perù	(30.962)	100,0%	100,0%	Integrale
Consorcio Servicio Sur	Calle Amador Merino Reyna, San Isidro	33.834	51,0%	100,0%	Integrale
Acea Dominicana S.A.	Avenida Las Americas - Esquina Mazoneria, Ensanche Ozama	644.937	100,0%	100,0%	Integrale
Consorcio Acea Lima Norte	Calle Amador Merino Reina 307 - Lima - Perù	(31.527)	100,0%	100,0%	Integrale
Consorcio Acea Lima Sur	Calle Amador Merino Reyna 307 - Lima - Perù	(2.701)	100,0%	100,0%	Integrale
Aguas de San Pedro S.A.	Las Palmas, 3 Avenida, 20y 27 calle - 21104 San Pedro, Honduras	6.457.345	60,7%	100,0%	Integrale
Acea Perù S.A.C.	Cal. Amador Merino Reyna , 307 Miraflores - Lima	177.582	100,0%	100,0%	Integrale
Consorzio ACEA - ACEA Dominicana	Av. Las Americas - Esq. Masoneria - Ens. Ozama	67.253	100,0%	100,0%	Integrale
Area Reti & Smart Cities
Areti S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	345.000.000	100,0%	100,0%	Integrale
Rete 2 s.r.l	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	100,0%	Integrale
a.cities s.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	50.000	100,0%	100,0%	Integrale
Area Ambiente
Aquaser S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	3.900.000	97,9%	100,0%	Integrale
Acea Ambiente S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	2.224.992	100,0%	100,0%	Integrale
Orvieto Ambiente S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.010.000	100,0%	100,0%	Integrale
A.S. Recycling S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	1.000.000	100,0%	100,0%	Integrale
Cavallari S.r.l.	Via dell'Industria, 6 - Ostra (AN)	100.000	80,0%	100,0%	Integrale
Deco S.p.A.	Via Salara, 14/bis - San Giovanni Teatino (CH)	1.404.000	100,0%	100,0%	Integrale
Demap S.r.l.	Via Giotto, 13 - Beinasco (TO)	119.015	100,0%	100,0%	Integrale
Ecologica Sangro S.p.A.	Consorzio Servizi Ecologici del Frentano "Ecofrentano" Strada Provinciale Pedemontana Km 10 Frazione Cerratina - Lanciano (CH) Strada Provinciale Pedemontana Km 10, Frazione Contrada - Cerratina Lanciano (CH)	10.329 100.000	75,0% 100,0%	100,0% 100,0%	Integrale Integrale
Ferrocart S.r.l.	Via Vanzetti, 34 - Terni	80.000	60,0%	100,0%	Integrale
MEG S.r.l.	Via 11 Settembre n. 8 - San Giovanni Ilarione (VR)	10.000	60,0%	100,0%	Integrale
S.E.R. Plast S.r.l.	Contrada Stampalone, Cellino Attanasio (TE)	70.000	100,0%	100,0%	Integrale
Tecnoservizi S.r.l.	Via Bruno Pontecorvo, 1/B - Roma	1.000.000	70,0%	100,0%	Integrale
Area Energy Management
Acea Energia S.p.A. Acea Energy Management S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000.000 100.000	100,0% 100,0%	100,0% 100,0%	Integrale Integrale
Umbria Energy S.p.A.	Via Bruno Capponi, 100 - Terni	1.000.000	100,0%	100,0%	Integrale
Area Produzione
Easolar S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	100,0%	Integrale
Acea Liquidation and Litigation S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	100,0%	Integrale
Acea Renewable 2 S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	100,0%	Integrale
SF Island S.r.l. Acea Solar S.r.l.	Via Cantorrivo, 44/C - Acquapendente (VT) Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000 1.000.000	100,0% 100,0%	100,0% 100,0%	Integrale Integrale
Acea Produzione S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	5.000.000	100,0%	100,0%	Integrale
Area Engineering & Infrastructure Project
Acea Infrastructure S.p.A.	Via Vitorchiano, 165 - Roma	2.444.000	100,0%	100,0%	Integrale
Simam S.p.A. Technologies for Water Services S.p.A.	Via Cimabue, 11/2 - Senigallia (AN) Via Ticino, 9 - Desenzano del Garda (BS)	600.000 11.164.000	100,0% 100,0%	100,0% 100,0%	Integrale Integrale

Nota: La "partecipazione effettiva" si riferisce alla somma algebrica delle quote di partecipazioni dirette detenute dalle società del Gruppo consolidate sia integralmente che secondo il metodo del patrimonio netto.

Società valutate con il metodo del Patrimonio netto a partire dal 1° gennaio 2014 in ossequio all'IFRS11:

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale	% Partecipazione effettiva	Quota Consolidato di Gruppo	Metodo di Consolidamento
Area Acqua
Umbria Distribuzione Gas S.p.A.	Via Capponi, 100 - Terni	2.120.000	55,0%	55,0%	Patrimonio Netto
DropMI S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	1.000.000	50,0%	50,0%	Patrimonio Netto
Acque S.p.A.	Via Garigliano, 1 - Empoli	9.953.116	45,0%	45,0%	Patrimonio Netto
Intesa Aretina S.c.a.r.l.	Via Benigno Crespi, 57 - Milano	18.112.000	35,0%	35,0%	Patrimonio Netto
Geal S.p.A.	Viale Luporini, 1348 - Lucca	1.450.000	48,0%	48,0%	Patrimonio Netto
Acquedotto del Fiora S.p.A.	Via G. Mameli, 10 - Grosseto	1.730.520	40,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Agile Academy S.r.l.	Via Mameli, 10 - Grosseto	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Nuove Acque S.p.A.	Patrignone - Località Cuculo (AR)	34.450.389	46,2%	16,2%	Patrimonio Netto
Publiacqua S.p.a.	Via Villamagna - Firenze	150.280.057	40,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Rivieracqua SpA	Lungomare Amerigo Vespucci n. 5 - Imperia	19.216.146	48,2%	48,2%	Patrimonio Netto
Umbra Acque S.p.A.	Via Benucci, 162 - Ponte San Giovanni (PG)	15.549.889	40,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Area Ambiente
RenewRome S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	20.694.000	57%	57%	Patrimonio Netto
Ecomed S.r.l. in liquidazione	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	50,0%	50,0%	Patrimonio Netto
Picenambiente S.p.A.	Contrada Monte Renzo, 25 - San Benedetto del Tronto (AP)	5.500.000	21,8%	21,8%	Patrimonio Netto
Picenambiente S.r.l.	Contrada Monte Renzo, 25 - San Benedetto del Tronto (AP)	505.000	100,0%	21,8%	Patrimonio Netto
Picenambiente Energia S.p.A.	Contrada Monte Renzo, 25 - San Benedetto del Tronto (AP)	200.000	100,0%	21,8%	Patrimonio Netto
Area Produzione
KT4 S.r.l.	Via SS Pietro e Paolo, 50 - Roma	110.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Acea Renewable S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 16 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 17 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 20 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 25 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 28 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 29 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 30 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 31 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 33 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 34 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 35 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 39 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 40 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Ambra Solare 44 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Belaria S.r.l	Via Luciano Manara, 15 - Milano	10.000	49,0%	19,6%	Patrimonio Netto
Energia S.p.A.	Via Barberini, 28 - Roma	239.520	49,9%	49,9%	Patrimonio Netto
Euroline 3 S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Fergas Solar S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Fergas Solar 2 S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	100,0%	Patrimonio Netto
Acea Green S.r.l	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
IFV-Energy S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
JB Solar S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
M2D S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Marmaria Solare 8 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Marmaria Solare 9 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Marmaria Solare 10 S.r.l.	Via Tevere, 41 - Roma	10.000	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Marche Solar S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
PF Power of Future S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
PSL S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	15.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Solaria Real Estate S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	176.085	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Solarplant S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Acea Sun Capital S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	40,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Trinovolt S.r.l.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	100,0%	40,0%	Patrimonio Netto
Area Engineering & Infrastructure Project

Ingegnerie Toscane S.r.l. Via Raffaello Lamruschini, 33 - Firenze 100.000 99,9% 44,5% Patrimonio Netto

Sono inoltre consolidate con il metodo del patrimonio netto:

Area Acqua Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale	% Partecipazione	Quota Consolidato di	Metodo di Consolidamento
Le Soluzioni Scarl	Via Garigliano,1 - Empoli	250.678	effettiva 80,8%	Gruppo 51,6%	Patrimonio Netto
Area Acqua SO.GE.A. S.p.A. (in liquidazione) Le Soluzioni Scarl	Via Mercatanti, 8 - Rieti Via Garigliano,1 - Empoli	260.000 250.678	49,0% 80,8%	49,0% 51,6%	Patrimonio Netto Patrimonio Netto
Area Acqua (Estero) Sogea S.p.A.	Via Mercatanti, 8 - Rieti	260.000	49,0%	49,0%	Patrimonio Netto
Aguazul Bogotá S. A. E. S. P. en Liquidación. Calle 82 n. 19°-34 - Bogotà- Colombia Area Acqua (Estero)		652.361	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Area Ambiente Aguazul Bogotá S. A. E. S. P. en Liquidación.	Calle 82 n. 19°-34 - Bogotà- Colombia	652.361	51,0%	51,0%	Patrimonio Netto
Amea S.p.A.	Via San Francesco d'Assisi 15C - Paliano (FR)	1.689.000	33,0%	33,0%	Patrimonio Netto
Area Ambiente Coema Amea S.p.A.	Piazzale Ostiense, 2 - Roma Via San Francesco d'Assisi 15C - Paliano (FR)	10.000 1.689.000	67,0% 33,0%	33,5% 33,0%	Patrimonio Netto Patrimonio Netto
Coema Area Produzione	Piazzale Ostiense, 2 - Roma	10.000	67,0%	33,5%	Patrimonio Netto
Sienergia S.p.A. (in liquidazione) Area Produzione	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	132.000	42,1%	42,1%	Patrimonio Netto
Sienergia S.p.A. (in liquidazione) Altro	Via Fratelli Cairoli, 24 - Perugia	132.000	42,1%	42,1%	Patrimonio Netto
Marco Polo Srl (in liquidazione) Altro	Via delle Cave Ardeatine, 40 - Roma	10.000	33,0%	33,0%	Patrimonio Netto

Nota: La "quota consolidato di Gruppo" si riferisce alla somma algebrica delle quote di partecipazioni dirette detenute dalle società consolidate e pro quotate in caso di consolidamento secondo il metodo del patrimonio netto. Marco Polo Srl (in liquidazione) Via delle Cave Ardeatine, 40 - Roma 10.000 33,0% 33,0% Patrimonio Netto

B) Prospetto di riconciliazione dei conti del patrimonio netto e dell'utile civilistico – consolidato

	Utile d'esercizio		Patrimonio netto
€ migliaia	30/06/2025	30/06/2024	30/06/2025	31/12/2024
Saldi bilancio civilistico (ACEA)	289.635	264.265	1.821.099	1.732.871
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci d'esercizio, comprensivi dei relativi risultati, rispetto ai valori di carico in imprese consolidate	(81.726)	(90.659)	194.069	290.925
Goodwill di consolidato	(5.442)	(9.313)	218.929	224.759
Valutate al patrimonio netto	22.033	3.419	345.470	308.196
Altre movimentazioni	2.118	3.993	(50.064)	(51.645)
Saldi bilancio consolidato	226.617	171.705	2.529.504	2.505.105

C) Compensi spettanti a Consiglieri, Sindaci, Key Managers e società di revisione

Consiglio di Amministrazione e Collegio Sindacale

€ migliaia	Emolumenti per la carica	Benefici non monetari*	Compensi spettanti Bonus e altri incentivi	Altri compensi	Totale
Consiglio di Amministrazione	293	17	402	681	1.392
Collegio Sindacale**	176	0	0	0	176

* I benefici non monetari sono espressi nel loro valore imponibile

* I compensi del Collegio Sindacale sono espressi al loro valore imponibile

Key Managers

I compensi spettanti per il primo semestre 2025 ai dirigenti con responsabilità strategiche sono complessivamente pari a:

stipendi e premi € 1.645 mila³ ;

benefici non monetari € 60 mila⁴ .

I compensi riconosciuti ai dirigenti con responsabilità strategiche sono fissati dal Comitato per le Remunerazioni in funzione dei livelli retributivi medi di mercato.

³ Per l'anno di competenza 2025 il valore dei premi è calcolato a target

⁴ I benefici non monetari sono espressi nel loro valore imponibile

D) Informazioni erogazioni pubbliche ex art. 1, comma 125, legge 124/2017

In base alle norme in materia di trasparenza nel sistema delle erogazioni pubbliche ex art. 1, comma 125, legge 124/2017, si dichiara con riferimento al 30 giugno 2025 quanto segue:

ACEA Ato2 ha ricevuto dei contributi a valere sui finanziamenti pubblici previsti dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) per un importo pari ad € 2.642 mila volti ad ottimizzare e completare le infrastrutture idriche;

• areti ha incassato dalla Regione Lazio dei contributi a valere sui finanziamenti pubblici previsti dal PNRR per un importo pari ad € 27.785 mila per il rafforzamento smart grid. Inoltre, ha beneficiato per un Progetto Europero, "Projekt Insieme" per un importo pari a € 147 mila.
• Gori ha ricevuto contributi dalla Regione Campania per per la realizzazione e l'efficientamento dei sistemi depurativi un importo pari a € 4.412 mila e per i progetti "React-EU" per il controllo e la riduzione delle perdite idriche per un importo pari ad € 16.986 mila. Ha incassato, inoltre, un anticipo dei contributi a valere sui finanziamenti pubblici previsti dal PNRR per un importo pari ad € 17.744 mila e dal Ministero dell'Ambiente e della sicurezza Energetica un importo pari a € 268 mila. Ed infine, ha ricevuto un finanziamento dal comune di Nocera Inferiore con lo scopo di estendere la rete idrica e fognaria pari a € 59 mila.
• DECO ha beneficiato di un importo pari ad € 85 mila per l'agevolazione contributiva chiamata "Decontribuzione Sud" (art. 27 D.L. 104/2020) la quale punta a tutelare i livelli occupazionali in aree con gravi situazioni di disagio socioeconomico;
• Simam ha incassato per l'agevolazione contributiva chiamata "Decontribuzione Sud" (art. 27 D.L. 104/2020) un importo pari ad € 94 mila a titolo di riduzione del versamento contributivo INPS per le aree più svantaggiate;
• MEG S.r.l. ha beneficiato di un credito d'imposta di € 5 mila, noto come 'Credito 4.0', riconosciuto sugli investimenti effettuati dal 2019 in beni strumentali funzionali alla trasformazione tecnologica e digitale dei processi produttivi, destinati a strutture produttive situate nel territorio dello Stato.
• Gesesa ha ricevuto contributi regionali per la realizzazione e lo sviluppo di un depuratore e la sostituzione di tratti di condotte idriche per un importo pari a € 164 mila.
• Cavallari ha beneficiato di un importo pari ad € 58 mila per l'agevolazione contributiva chiamata "Energivori 202 ", la quale punta a favore delle imprese a forte consumo di energia elettrica e di esoneri dal versamento dei contributi previdenziali per i datori di lavoro per nuove assunzioni a tempo indeterminato e giovani lavoratori per un importo di € mila.

E) Informativa di settore: schemi di stato patrimoniale e conto economico

Informativa di settore: schemi di stato patrimoniale e conto economico

Per una migliore comprensione della separazione operata, in tale paragrafo si precisa che:

• Acqua responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle società idriche operanti nel Lazio, in Campania, in Toscana e in Umbria, e delle società distributrici di gas operanti in Abruzzo e ASM Terni;
• Acqua (Estero) responsabile, sotto il profilo organizzativo, delle attività svolte all'estero;
• Reti & Illuminazione Pubblica si riferisce ad areti e illuminazione pubblica e alla società a.cities;
• Ambiente responsabile, sotto il profilo organizzativo, di Acea Ambiente, Aquaser , Demap, Ferrocart, Cavallari, Deco, Meg, SER Plast, AS Recycling, Tecnoservizi, Italmacero, Oriveto Ambiente;
• Energy Management responsabile, sotto il profilo organizzativo delle seguenti linee di business: Energy Efficiency, e-Mobility e Economia Circolare & Energy Management;
• Produzione si riferisce ad Acea Produzione, Acea Liquidation e Litigation, e tutte le società del comparto Fotovoltaico;
• Engineering & Infrastructure Projects responsabile, sotto il profilo organizzativo di Acea Infrastructure, TWS, Ingegnerie Toscane e Simam.

Stato Patrimoniale Attivo 31/12/2024

€ migliaia	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Energy Management	Produzione	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Investimenti	896.064	8.531	316.517	99.721	67.453	25.046	5.150	20.383	0	1.438.866
Totale Immobilizzazioni materiali	169.783	35.953	2.437.957	396.290	11.421	211.926	11.186	102.766	(5.636)	3.371.646
Totale Immobilizzazioni Immateriali	4.078.320	21.322	118.109	141.919	1.022	36.642	21.838	68.286	101.570	4.589.029
Imprese Controllate										488.089
Attività Finanziarie in Titoli Azionari										7.790
Totale Attività non Finanziarie										1.010.221
Totale Attività Finanziarie										39.553
Rimanenze	19.538	2.027	45.811	12.572	4.227	1.024	87.574	0	(54.848)	117.925
Crediti v/Clienti	441.259	12.053	188.690	122.231	47.680	22.341	57.516	808	(136.465)	756.114
Crediti V/Controllante	15.518	0	2.962	233	2.836	231	393	10	(3.439)	18.742
Crediti V/Collegate	6.754	0	0	130	0	327	0	131.755	(108.487)	30.477
Altri Crediti e Attività Correnti										348.289
Totale Attività Finanziarie										195.761
Totale Disponibilità liquide e mezzi equivalenti										501.862
Attività non correnti possedute per la vendita										942.119
Totale Attività										12.417.618

Stato Patrimoniale Passivo 31/12/2024

€ migliaia	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Energy Management	Produzione	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Debiti Commerciali verso terzi	1.003.106	4.982	242.487	91.004	32.208	25.516	43.989	98.839	(116.455)	1.425.674
Debiti Commerciali v/controllante	85.121	13	24.817	3.672	308	1.098	2.327	182	(103.515)	14.023
Debiti Commerciali v/Controllate e Collegate	15.161	171	3.271	0	0	1.947	0	3.349	(20.911)	2.987
Altre passività commerciali correnti										646.837
Altre passività finanziarie correnti										872.093
TFR ed altri piani a benefici definiti	27.313	88	19.545	10.810	50	1.624	3.745	11.493	0	74.655
Altri Fondi	42.128	12	30.904	77.844	2.098	34.192	8.067	(5.091)	23.663	213.817
Altre passività commerciali non correnti										729.261
Altre passività finanziarie non correnti										4.969.805
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita										622.897
Patrimonio Netto										2.845.570
Totale Passività e Netto										12.417.618

Conto Economico 30/06/2024 (Restated)

€ migliaia	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Energy Management	Produzione	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Ricavi	722.147	45.312	352.034	148.443	155.473	42.642	47.913	70.253	(180.292)	1.403.925
Costo del lavoro	68.924	10.669	8.726	20.059	797	3.159	17.238	31.291	(13.866)	146.999
Costi esterni	289.531	17.034	121.529	93.203	148.553	20.832	27.246	52.803	(166.427)	604.304
Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Valutazione società a patrimonio netto	4.241	0	0	0	0	(1.925)	556	(336)	0	2.536
Margine Operativo Lordo	367.933	17.609	221.778	35.181	6.122	16.726	3.986	(14.177)	0	655.158
Ammortamenti e perdite di valore	210.596	7.684	80.942	27.802	920	9.151	2.955	17.446	0	357.496
Risultato Operativo	157.337	9.925	140.836	7.378	5.202	7.575	1.031	(31.623)	0	297.662
(Oneri)/Proventi Finanziari										(57.048)
(Oneri)/Proventi da Partecipazioni	622	0	0	0	0	821	0	(123)	(586)	734
Risultato ante imposte										241.348
Imposte										73.606
Risultato Netto										167.742

Stato Patrimoniale Attivo 30/06/2025

€ migliaia	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Energy Management	Produzione	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Investimenti	381.188	3.110	179.493	17.262	67.560	11.558	899	6.932	0	668.002
Totale Immobilizzazioni materiali	174.912	30.837	2.543.181	393.678	11.209	216.768	11.313	102.211	(5.636)	3.478.474
Totale Immobilizzazioni Immateriali	4.264.410	17.126	112.051	135.754	107	35.497	20.701	64.119	93.883	4.743.648
Imprese Controllate										508.105
Attività Finanziarie in Titoli Azionari										2.473
Totale Attività non Finanziarie										1.013.215
Totale Attività Finanziarie										48.191
Rimanenze	20.990	1.942	54.050	12.909	3.697	1.127	115.288	0	(72.487)	137.516
Crediti v/Clienti	475.657	8.719	213.500	117.801	24.042	22.572	58.430	1.206	(112.375)	809.551
Crediti V/Controllante	14.886	0	5.632	534	9.071	309	166	27	(11.625)	19.000
Crediti V/Collegate	9.558	0	0	20.275	37	422	2	112.390	(88.838)	53.846
Altri Crediti e Attività Correnti										480.938
Totale Attività Finanziarie										162.328
Totale Disponibilità liquide e mezzi equivalenti										332.897
Attività non correnti possedute per la vendita										692.244
Totale Attività										12.482.427

Stato Patrimoniale Passivo 30/06/2025

€ migliaia	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Energy Management	Produzione	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Debiti Commerciali verso terzi	992.637	5.268	267.598	66.579	17.179	26.246	46.672	103.798	(113.554)	1.412.423
Debiti Commerciali v/controllante	85.618	10	13.484	3.392	191	729	1.502	221	(88.887)	16.260
Debiti Commerciali v/Controllate e Collegate	16.111	161	8.937	0	0	4.022	0	2.616	(27.230)	4.617
Altre passività commerciali correnti										616.879
Altre passività finanziarie correnti										919.993
TFR ed altri piani a benefici definiti	26.436	32	18.640	11.083	67	1.598	3.525	10.903	0	72.271
Altri Fondi	83.642	23	53.783	81.610	6.332	41.537	10.294	(11.249)	23.663	289.638
Altre passività commerciali non correnti										781.209
Altre passività finanziarie non correnti										4.976.084
Passività direttamente associate ad attività destinate alla vendita										483.653
Patrimonio Netto										2.909.402
Totale Passività e Netto										12.482.427

Conto Economico 30/06/2025

€ migliaia	Acqua	Acqua (Estero)	Reti e Illuminazione Pubblica	Ambiente	Energy Management	Produzione	Engineering & Infrastructure Projects	Corporate	Elisioni di Consolidato	Totale di Consolidato
Ricavi	760.170	47.204	380.625	150.220	120.883	59.022	74.429	75.782	(206.650)	1.461.684
Costo del lavoro	68.919	10.861	14.972	22.769	930	3.289	24.275	42.718	(28.556)	160.176
Costi esterni	281.526	18.497	140.693	90.270	110.339	26.509	46.109	57.025	(178.094)	592.875
Proventi/(Oneri) netti da gestione rischio commodity	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Valutazione società a patrimonio netto	18.921	0	0	(90)	0	3.198	697	0	0	22.726
Margine Operativo Lordo	428.646	17.845	224.961	37.091	9.614	32.421	4.742	(23.961)	0	731.359
Ammortamenti e perdite di valore	209.134	9.103	77.674	29.077	751	9.942	1.629	16.575	(89)	353.796
Risultato Operativo	219.512	8.742	147.286	8.014	8.863	22.480	3.113	(40.536)	89	377.562
(Oneri)/Proventi Finanziari										(63.293)
(Oneri)/Proventi da Partecipazioni	1.006	0	0	(500)	0	818	0	(57)	(1.006)	261
Risultato ante imposte										314.530
Imposte										97.693
Risultato Netto										216.837