Relazione Finanziaria Annuale

al 31 dicembre 2016

INFORMAZIONI GENERALI 6
Organi sociali ed informazioni societarie 6
Principali dati economici e finanziari del Gruppo Ascopiave 7
PREMESSA 8
La struttura del Gruppo Ascopiave 10
Il quadro economico di riferimento 11
Il mercato del gas: scenario italiano 14
La vendita del gas 15
La distribuzione del gas 15
Il quadro normativo 17
Legislazione nazionale 17
Normativa di settore 17
Obblighi di efficienza e di risparmio energetico 44
Controllo della società 49
Corporate Governance e Codice Etico 49
Rapporti con parti correlate e collegate 50
Fatti di rilievo intervenuti nel corso del 2016 51
Altri fatti di rilievo 56
Vendita di gas naturale e di energia elettrica 57
Distribuzione di gas naturale 59
Efficienza e risparmio energetico 64
Contenziosi 66

Distribuzione dividendi 75
Azioni proprie 75
Evoluzione prevedibile della gestione 75
Obiettivi e politiche del Gruppo e descrizione dei rischi 76
Risorse Umane 79
Ricerca e Sviluppo 80
Altre informazioni 81
Compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori
generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche e partecipazioni detenute 81
Sicurezza dei dati personali 82
Elenco sedi della società 82
Sedi in proprietà 82
Sedi in locazione 83
Indicatori di performance 84
Commento ai risultati economico finanziari dell'esercizio 2016 85
Andamento della gestione - I principali indicatori operativi 85
Andamento della gestione – La situazione finanziaria 89
Andamento della gestione – Gli investimenti 91
Prospetto di riconciliazione del patrimonio netto individuale con il patrimonio netto
consolidato 92
Prospetti di Bilancio Consolidato 93
Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata 94
Conto economico e conto economico complessivo consolidato 95
Prospetti delle variazioni nelle voci di patrimonio netto consolidato 96
Rendiconto finanziario consolidato 97
NOTE ESPLICATIVE 98
Informazioni societarie 98
L' attività del gruppo Ascopiave 98

Criteri generali di redazione ed espressione di conformità agli IFRS 98
Schemi di Bilancio 99
Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016 99
Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni non ancora applicabili e non adottati in
via anticipata dal Gruppo 100
Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni gia' emessi ma non ancora in vigore . 101
Principi di consolidamento 103
Area e criteri di consolidamento 105
Dati di sintesi delle società consolidate integralmente e delle società a controllo congiunto
consolidate con il metodo del patrimonio netto 106
Criteri di valutazione 106
NOTE DI COMMENTO ALLE VOCI DELLO STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO 120
Attività non correnti 120
Attività correnti 131
Patrimonio netto consolidato 136
Passività non correnti 137
Passività correnti 143
NOTE DI COMMENTO ALLE PRINCIPALI VOCI DI CONTO ECONOMICO
CONSOLIDATO 148
Ricavi 148
Costi 149
Proventi e oneri finanziari 154
Imposte 155
Componenti non ricorrenti 155
Transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali 156
ALTRE NOTE DI COMMENTO ALLA RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2016 . 157
Impegni e rischi 157
Fattori di rischio ed incertezza 157
Gestione del Capitale 161
Rappresentazione delle attività e passività finanziarie per categorie 161
Compensi alla Società di revisione 162
Informativa di settore 163
Utile per azione 164
Rapporti con parti correlate 165
Schemi di bilancio esposti in base alla delibera Consob 15519/2006 167
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio 2016 170
Fatti di rilievo intervenuti dopo l'approvazione del progetto di bilancio 171
Obiettivi e politiche del Gruppo 171
Dati di sintesi al 31 dicembre 2016 delle società a controllo congiunto consolidate con il
metodo del patrimonio netto 171

Allegati:

Bilancio individuale di Ascopiave S.p.A. dell'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016.

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Controllo interno:

Dichiarazione del dirigente preposto Attestazione al Bilancio consolidato ai sensi dell'art. 81-ter del regolamento Consob n.11971;
Relazione sul governo societario e gli assetti proprietari.

Collegio Sindacale:

Relazione del Collegio Sindacale al bilancio chiuso al 31 dicembre 2016.

Società di Revisione:

Relazione della società di revisione al bilancio consolidato chiuso al 31 dicembre 2016;
Relazione della società di revisione al bilancio d'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016.

INFORMAZIONI GENERALI

Organi sociali ed informazioni societarie

Consiglio di Amministrazione e Collegio Sindacale

Soggetto	carica	durata carica data inizio		data fine
Zugno Fulvio	Presidente del Consiglio di Amministrazione e Amministratore delegato*	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016
Coin Dimitri	Consigliere indipendente	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016
Pietrobon Greta	Consigliere indipendente	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016
Paron Claudio	Consigliere indipendente **	2014-2017	19/06/2014	Approv.bilancio 2016
Quarello Enrico	Consigliere	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016

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(*) Poteri ed attribuzioni di ordinaria e straordinaria amministrazione, nei limiti previsti dalla legge e dallo Statuto e nel rispetto delle riserve di competenza dell'Assemblea dei soci, del Consiglio di Amministrazione, secondo le delibere del Consiglio di Amministrazione.

(**) Il signor Paron Claudio sostituisce il signor Piva Bruno che si è dimesso.

Soggetto	carica	durata carica	data inizio	data fine
Bortolomiol Marcellino	Presidente del collegio sindacale	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016
Biancolin Luca	Sindaco effettivo	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016
Alberti Elvira	Sindaco effettivo	2014-2017	24/04/2014	Approv.bilancio 2016

Comitato per il controllo interno	dal	al	Comitato per la renumerazione	dal	al
Coin Dimitri	29/04/2014	Approv.bilancio 2016	Coin Dimitri	29/04/2014	Approv.bilancio 2016
Quarello Enrico	29/04/2014	Approv.bilancio 2016	Quarello Enrico	29/04/2014	Approv.bilancio 2016
Paron Claudio	19/06/2014	Approv.bilancio 2016	Paron Claudio	19/06/2014	Approv.bilancio 2016

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Società di Revisione PriceWaterhouseCoopers S.p.A.

Sede legale e dati societari Ascopiave S.p.A. Via Verizzo, 1030 I-31053 Pieve di Soligo TV Italia Tel: +39 0438 980098 Fax: +39 0438 82096 Cap. Soc.: Euro 234.411.575 i.v. P.IVA 03916270261 e-mail : [email protected]

Investor relations Tel. +39 0438 980098 fax +39 0438 964779 e-mail : [email protected]

Principali dati economici e finanziari del Gruppo Ascopiave

Dati economici

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	% dei ricavi	Esercizio 2015	% dei ricavi
Ricavi	497.689	100,0%	581.655	100,0%
Margine operativo lordo	95.255	19,1%	80.983	13,9%
Risultato operativo	72.137	14,5%	56.950	9,8%
Risultato netto dell'esercizio	56.942	11,4%	45.362	7,8%

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Si precisa che per margine operativo lordo si intende il risultato prima di ammortamenti, svalutazione crediti, gestione finanziaria ed imposte.

Dati patrimoniali

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Capitale circolante netto	63.905	56.689
Immobilizzazioni e altre attività non correnti (non finanziarie)	522.574	527.182
Passività non correnti (escluso finanziamenti)	(48.151)	(49.698)
Capitale investito netto	538.328	534.173
Posizione finanziaria netta	(94.119)	(114.037)
Patrimonio netto Totale	(444.209)	(420.137)
Fonti di finanziamento	(538.328)	(534.173)

Si precisa che per "Capitale circolante netto" si intende la somma di rimanenze di magazzino, crediti commerciali, crediti tributari, altre attività correnti, debiti commerciali, debiti tributari (entro 12 mesi) e altre passività correnti.

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Dati dei flussi monetari

		Riesposto*
(Migliaia di Euro)	Esercizio 2016 Esercizio 2015
Risultato netto del Gruppo	53.635	43.014
Flussi di cassa generati dall'attività operativa	68.461	69.249
Flussi di cassa utilizzati dall'attività di investimento	(18.348)	(21.527)
Flussi di cassa utilizzati dall'attività di finanziamento	(69.593)	(120.304)
Flusso monetario dell'esercizio	(19.479)	(72.582)
Disponibilità liquide all'inizio dell'esercizio	28.301	100.882
Disponibilità liquide alla fine dell'esercizio	8.822	28.301

RELAZIONE SULLA GESTIONE

PREMESSA

Il Gruppo Ascopiave chiude l'esercizio 2016 con un utile netto consolidato di 56,9 milioni di Euro (45,4 milioni di Euro al 31 dicembre 2015), con un incremento pari a 11,6 milioni di Euro, +25,5% rispetto all'esercizio precedente.

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Il patrimonio netto consolidato al 31 dicembre 2016 ammonta a 444,2 milioni di Euro, (420,1 milioni di Euro al 31 dicembre 2015) ed il capitale investito netto a 538,3 milioni di Euro (534,2 milioni di Euro al 31 dicembre 2015).

Nel corso dell'esercizio 2016 il Gruppo ha realizzato investimenti per 20,8 milioni di Euro (22,0 milioni di Euro al 31 dicembre 2015), prevalentemente nello sviluppo, manutenzione e ammodernamento delle reti e degli impianti di distribuzione del gas e nell'installazione di misuratori elettronici.

Attività

Il Gruppo Ascopiave opera principalmente nei settori della distribuzione e della vendita di gas naturale, oltre che in altri settori correlati al core business, quali la vendita di energia elettrica, la cogenerazione e la gestione calore.

Attualmente è titolare di concessioni e affidamenti diretti per la gestione della distribuzione del gas in 208 Comuni, (208 comuni al 31 dicembre 2015) esercendo una rete distributiva che si estende per oltre 8.380 chilometri¹ , (oltre 8.300 chilometri al 31 dicembre 2015) e fornendo il servizio ad un bacino di utenza di oltre un milione di abitanti.

L'attività di vendita di gas naturale al mercato dei consumatori finali è svolta attraverso diverse società partecipate dalla capogruppo Ascopiave S.p.A. e sulle quali il Gruppo esercita un controllo esclusivo oppure congiunto con gli altri soci. In tale segmento di mercato, il Gruppo, con oltre 934 milioni di metri cubi¹ di gas venduti nell'esercizio (961 milioni di metri cubi al 31 dicembre 2015) è uno dei principali operatori in ambito nazionale.

Obiettivi strategici

Il Gruppo Ascopiave si propone di perseguire una strategia aziendale focalizzata sulla creazione di valore per i propri stakeholders, sul mantenimento dei livelli di eccellenza nella qualità dei servizi offerti, rispettando l'ambiente e valorizzando le istanze sociali che caratterizzano il contesto in cui opera.

A tal fine intende consolidare la propria posizione di leadership nel settore del gas a livello regionale e mira a raggiungere posizioni di rilievo anche in ambito nazionale, traendo vantaggio dal processo di liberalizzazione in atto. Le principali direttrici della sua strategia di sviluppo sono costituite dalla crescita dimensionale, dalla diversificazione in altri comparti del settore energetico sinergici con il core business e dal miglioramento dei processi operativi.

¹ I dati indicati relativamente alla lunghezza della rete di distribuzione e ai volumi di gas venduti sono ottenuti sommando i dati delle singole società del Gruppo, ponderando preventivamente i dati delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto per la quota di partecipazione del Gruppo.

Andamento della gestione

I volumi di gas venduti nell'esercizio 2016 sono stati pari a 934,6 milioni di metri cubi² , evidenziando una riduzione del 2,8% rispetto allo stesso all'esercizio precedente.

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I volumi di energia elettrica venduti sono stati pari a 384,9 GWh² , con un decremento del 6,0% rispetto all'esercizio precedente.

I volumi di gas distribuiti attraverso le reti gestite dal Gruppo sono stati 873,4 milioni di metri cubi, con un incremento dell'1,6% rispetto all'esercizio 2015. La rete di distribuzione al 31 dicembre 2016 ha una lunghezza di 8.382 chilometri² (8.312 chilometri al 31 dicembre 2015).

Risultati economici e situazione finanziaria

I ricavi consolidati dell'esercizio 2016 si attestano a 497,7 milioni di Euro, contro i 581,7 milioni di Euro registrati nell'esercizio precedente. Il decremento del fatturato è determinato principalmente dalla diminuzione dei ricavi da vendita di gas naturale (-93,2 milioni di Euro), in ragione sia dei minori volumi di gas venduti che della flessione dei prezzi di vendita unitari.

Il risultato operativo del Gruppo si è attestato a 72,1 milioni di Euro, in crescita rispetto ai 57,0 milioni di Euro dell'esercizio 2015. L'incremento è riconducibile principalmente ai migliori risultati dell'attività di vendita gas e di vendita di energia elettrica determinati, in misura significativa, dalla contabilizzazione della compensazione spettante al Gruppo per l'adesione al meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine previsto dalla delibera AEEGSI 447/2013/R/gas (+ 11,1 milioni di Euro),

Il risultato netto, pari a 56,9 milioni di Euro, evidenzia un aumento rispetto ai 45,4 milioni di Euro dell'esercizio 2015 per effetto del miglioramento del risultato operativo che ha più che compensato il minor risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto e del maggior carico fiscale per imposte sui redditi.

La Posizione Finanziaria Netta del Gruppo al 31 dicembre 2016 è pari a 94,1 milioni di Euro, in miglioramento di 19,9 milioni di Euro rispetto ai 114,0 milioni di Euro del 31 dicembre 2015.

La riduzione dell'indebitamento finanziario è determinata dal cash flow dell'esercizio (+80,1 milioni di Euro, dato dalla somma del risultato netto, degli accantonamenti e degli ammortamenti) e dalla gestione del capitale circolante che ha generato risorse finanziarie per Euro 67,9 milioni. L'attività si investimento ha assorbito risorse finanziarie per 19,3 milioni di Euro, mentre la gestione del patrimonio (distribuzione dividendi e dividendi ricevuti dalle società consolidate con il metodo del patrimonio netto) ha assorbito risorse per 28,7 milioni di Euro.

Il rapporto tra la Posizione Finanziaria Netta e il Patrimonio Netto al 31 dicembre 2016 è risultato pari a 0,21 (0,27 al 31 dicembre 2015).

______________________________________________________________________________________________ 2 I dati indicati relativamente alla lunghezza della rete di distribuzione e ai volumi di gas ed energia elettrica venduti sono ottenuti sommando i dati delle singole società del Gruppo, ponderando preventivamente i dati delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto per la quota di partecipazione del Gruppo.

La struttura del Gruppo Ascopiave

Nel prospetto che segue si presenta la struttura societaria del Gruppo Ascopiave aggiornata al 31 dicembre 2016.

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89%	ASCOTRADE	100%	ap Reti Gas
51%	$\bullet$ ETRA exergia	100%	CD Reti Gas Rovigo
100%	VERITAS	100%	edigas
48,999%	EstEnergy	48,86%	SUNIGAS
49%	SET.
100%	^e meta
100%
80%	AMBAS

In data 1 luglio 2016 la società ASM Distribuzione Gas S.r.l. ha cambiato denominazione in AP Reti Gas Rovigo S.r.l.

Il quadro economico di riferimento

Le prospettive economiche globali nel 2016, seppur in miglioramento nei paesi avanzati, restano soggette a rischi.

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L'economia mondiale ha evidenziato la crescita più bassa dal 2009 registrando aumenti al di sotto della media pre-crisi. Diverse erano infatti le incertezze che avrebbero influenzare l'andamento economico mondiale, tra i quali le dinamiche referendarie nel Regno Unito ed in Italia, le elezioni negli Stati Uniti, il perdurare degli attentati terroristici ed il perdurare dei conflitti in Medio Oriente. La crescita Giapponese è risultata ancora moderata, mentre quella Cinese evidenzia un trend in continuo rallentamento percuotendosi sulle altre economie emergenti³ . Nonostante questi fattori il PIL e il commercio internazionale hanno evidenziato un rafforzamento nella seconda parte dell'anno soprattutto grazie alle maggiori economie mondiali.

Alcune recenti proiezioni dell'OCSE stimano che nel 2016 il prodotto interno mondiale sia aumentato del 3% scarso rispetto all'anno precedente, e che nei successivi due anni dovrebbe registrare una sensibile accelerazione portandosi 3,3% spinto dalle iniziative fiscali introdotte dai maggiori paesi. Le percentuali di crescita registrate nel 2016, come quelle previsionali dei prossimi anni, rimangono ancora al sotto della media pre-crisi e molti sono i rischi che potrebbero negativamente influenzarla; tra i quali l'eccessiva volatilità dei mercati, la disconnessione tra mercati finanziari e fondamentali macro-economici nonché le debolezze finanziarie o le incertezze politiche. L'OCSE sottolinea altresì come le valutazioni positive che si riflettono sui valori di mercato appaiano disconnesse dalle prospettive economiche reali.

Nei prossimi anni, l'espansione economica si prevede sarà sempre differenziata nei paesi avanzati, l'area euro conferma per il 2017 e 2018 una crescita del 1,6%, in sensibile calo rispetto al 2016 (1,7%); il Regno Unito un progressivo rallentamento passando dal 1,8% del 2016 all'1% nel 2018. La crescita del Giappone è prevista ancora debole, e dopo un sensibile incremento nel 2017 (1,2% rispetto al 1% del 2016) dovrebbe flettere allo 0,8% nel 2018. Anche l'economia Cinese, pur evidenziando tassi di crescita elevati, dovrebbe confermare un trend in rallentamento attestandosi al 6,5% nel 2017 ed al 6,3% nel 2018. Sono previste in espansione le economie statunitensi ed indiane: la prima in aumento rispetto all'1,6% del 2016, passando da prima al 2,4% nel 2017 ed al 2,8% nel 2018, la seconda in crescita del 7,3% nel 2017 (7% nel 2016) e del 7,7% nel 2018.

L'inflazione media 2016 dell'area euro, misurata dall'indice armonizzato dei prezzi al consumo, è stata pari al 0,24%, in aumento rispetto allo 0,03% del 2015. Nel mese di dicembre l'inflazione ha raggiunto l'1,1% toccando l'1,8% nel gennaio 2017. La BCE ha però sottolineato come l'aumento dell'inflazione sia principalmente assoggettabile agli aumenti registrati dal prezzo del petrolio.

Per quanto concerne il quadro congiunturale dell'economia italiana, nell'anno 2016 l'attività economica ha continuato a proseguire con una certa gradualità, ma al di sotto della media europea. Le domanda interna ha contribuito positivamente alla crescita dando seguito al trend registrato negli anni precedenti, mentre la domanda estera ha continuato ad indebolirsi fornendo un apporto negativo al PIL di 0,1 punti.

Le condizioni cicliche della manifattura sembrano essere favorevoli e ad esse si associano anche una espansione nei servizi, mentre si rilevano cali nell'agricoltura, silvicoltura e pesca.

Nel 2016 il PIL è cresciuto in volume dello 0,9% rispetto all'anno precedente ed hanno contribuito al suo incremento le variazioni positive nei consumi finali nazionali, pari allo 1,2%, e negli investimenti fissi lordi, pari al 2,9%. Per quanto

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³ Brasile, Cina, India, Russia

Gruppo Ascopiave – Relazione Finanziaria Annuale 2016 11

riguarda invece gli scambi con l'estero, le esportazioni di beni e servizi sono aumentate del 2,4% e le importazioni del 2,9%.

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Il tasso di disoccupazione in dicembre, pari a +12,0% al netto dei fattori stagionali, ha evidenziato un lieve incremento rispetto al mese precedente (+0,3% rispetto a novembre) e un aumento rispetto al 2015 (+11,4% nel 2015) . Su base annua si rileva un incremento dei disoccupati (+4,9%) ma viene confermato il tendenziale aumento del numero degli occupati (+1,1% rispetto a dicembre 2015).

In media d'anno la variazione dei prezzi medi al consumo ha registrato una variazione negativa pari al -0,1% portando l'Italia in deflazione. A dicembre 2016, tuttavia, l'inflazione ha evidenziato una ripresa dello 0,4% rispetto al mese precedente, e dello 0,5% rispetto al mese di dicembre 2015. Tale andamento è principalmente assoggettabile alla crescita dei prezzi dei servizi relativi ai trasporti, degli energetici non regolamentati e degli alimentari non lavorati.

Evoluzione dei prezzi internazionali dell'energia

Il tasso di cambio euro/dollaro nel 2016 ha registrato una media annua di 1,11 USD per Euro ( in linea con la media del 2015), raggiungendo un massimo di 1,16 USD per Euro (maggio 2016) e un minimo di 1,04 USD per Euro (dicembre 2016). Agli inizi dell'anno il cambio euro/dollaro ha visto un apprezzamento della moneta comunitaria oscillando entro la forchetta degli 1,15 – 1,1 sino al mese di settembre subendo una nuova flessione solo nei mesi finali dell'esercizio 2016.

Grafico andamento cambio Euro/US \$, anno 2015 e 2016

Nel 2016 i costi del greggio hanno assistito a significative riduzioni. Nel corso di gennaio 2016 il prezzo del petrolio (Brent) ha registrato la quotazione minima annuale toccando quota 26,01 proseguendo il trend dell'ultima parte del 2015; nei mesi successivi le quotazioni sono cresciute stabilizzandosi dal mese di aprile all'interno della forchetta 40-52 Dollari al barile sino a novembre. Nel corso dell'ultimo mese dell'anno il prezzo al barile ha nuovamente iniziato a crescere registrando il valore massimo annuale a quota 54,96 dollari al barile al termine dell'anno.

Per quanto concerne le quotazioni in euro, il decremento è stato più contenuto in seguito al deprezzamento della valuta comune nei confronti del dollaro.

Fonte: Banca d'Italia, elaborazioni Ascopiave S.p.A.

Quotazioni	2016	2015	2014	2013
Quotazione media annua brent (dollari / barile)	43.67	52.32	98.97	108.56
Media annua cambio dollaro / euro	1.11	1.11	1.33	1.33
Quotazione media annua brent (euro / barile)	39.46	47.13	74.41	81.62

L'andamento del brent ha evidenziato un incremento a partire dal secondo trimestre dell'anno in ragione di diversi fattori, tra i quali il susseguirsi delle interruzioni alla produzione di greggio operate da Kuwait, Canada, Libia e Nigeria come la contrazione della produzione americana.

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Nel corso del mese di novembre è stato raggiunto un accordo tra paesi "OPEC" e "non OPEC" per la limitazione della produzione giornaliera; la stessa, ulteriormente ridotta dall'intesa raggiunta da una parte dei paesi "non OPEC", ha sostenuto la ripresa dei prezzi del greggio toccando il valore massimo annuale al termine del 2016.

Andamento Brent anno 2016

Fonte: EIA, elaborazioni Ascopiave S.p.A.

I prezzi di vendita del gas applicati al mercato tutelato sono determinati in funzione delle quotazioni della Borsa del gas olandese (TTF). D'altra parte, i prezzi di acquisto dei contratti di approvvigionamento del Gruppo, per una quota significativa e prevalente, indicizzati all'andamento del medesimo mercato.

Fonte: elaborazioni Ascopiave S.p.A.

Il mercato del gas: scenario italiano

La domanda di gas in Italia e le sue fonti di copertura

Nell'anno solare 2016 il consumo interno lordo di gas in Italia è aumentato del 5,0% rispetto al 2015, toccando i 70,91 miliardi di metri cubi (fonte: Ministero dello Sviluppo Economico).

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La domanda evidenzia una ripresa rispetto all'anno precedente con un incremento di 3,39 miliardi di metri cubi, influenzata in modo sensibile dall'effetto indiretto della lieve ripresa economica.

La copertura della domanda di gas è avvenuta prevalentemente mediante il ricorso a fonti di importazione, che nel 2016 hanno raggiunto il livello di 65,28 miliardi di metri cubi, in aumento di 4,08 miliardi di metri cubi rispetto al 2015 (+6,7%). Rispetto al 2015. Il fornitore più significativo rimane la Russia nonostante la flessione dei quantitativi transitati nel punto di interconnessione Tarvisio (-5,5%). Diventa il secondo fornitore nazionale l'Algeria con significativi incrementi dei volumi transitati a Mazara del Vallo (+160,5%). Calano in modo significativo le importazioni di gas naturale dal Nord Europa (Passo Gries) che anche quest'anno registrano un -37,0% e dalla Libia. In crescita il contributo del gas immesso dal terminale GNL di Panigaglia (+508,8% rispetto al 2015) e dal terminale

GNL di Livorno (+750,0% rispetto al 2015).

La produzione nazionale di gas naturale

Nel 2016 la produzione italiana di gas, pari a 5,79 miliardi di metri cubi, ha subito un decremento del 14,6% rispetto al 2015, coprendo il 8,2% dei consumi nazionali.

I giacimenti di gas in Italia sono in via di esaurimento e il contributo della produzione nazionale alla copertura dei fabbisogni è destinata a diventare sempre più marginale.

Il sistema gas in Italia: infrastrutture di importazione e rigassificazione

L'assetto delle infrastrutture di importazione e rigassificazione del gas naturale in Italia è rimasto sostanzialmente invariato rispetto agli anni precedenti.

Gli attuali progetti relativi all'introduzione di potenziamenti e/o nuove infrastrutture energetiche rientrano all'interno del disegno strategico che prevede la diminuzione dell'importanza dell'approvvigionamento del gas naturale russo in un contesto in cui il gas naturale rappresenta la principale fonte energetica nazionale. Sebbene negli ultimi anni i consumi abbiano subito un rallentamento a causa della crisi economica, vi è la volontà di prevenire eventuali instabilità geopolitiche che potrebbero compromettere la stabilità delle forniture prevedendo una certa diversificazione negli approvvigionamenti.

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Nel mese di maggio sono iniziati i lavori per realizzazione del gasdotto Tap, progetto che consentirà l'importazione del gas in Italia attraversando Albania e Grecia e consentendo l'approvvigionamento alle riserve di gas naturale situate nella regione del Mar Caspio, in Russia e in Medio Oriente.

A causa delle persistenti tensioni con l'Ucraina, la Russia prevede di interrompere l'utilizzo dei gasdotti che transitano sul territorio ucraino e conseguentemente anche l'abbandono del progetto South Stream che avrebbe dovuto trasportare 63 miliardi di metri cubi dalla Russia alla Bulgaria passando per l'Ucraina. Gli stessi volumi dovrebbero transitare attraverso il gasdotto Turkish Stream che, al confine greco-turco, dovrebbe collegarsi con il gasdotto Tap.

Tuttavia, anche il progetto Igi Poseidon, metanodotto che attraverso la Grecia e la Turchia permetterà all'Italia di importare quantitativi di gas naturale provenienti dal Mar Caspio e dal Medio Oriente, sta proseguendo con studi di fattibilità.

Per quanto riguarda invece i rigassificatori, fonte alternativa e concorrenziale di approvvigionamento rispetto ai tradizionali metanodotti in grado si supplire agli ostacoli derivanti dalla limitata capacità di trasporto disponibile sulle reti dei gasdotti di importazione, la situazione italiana vede tre impianti in funzione: Panigaglia a La Spezia, Porto Levante a Rovigo e Livorno Offshore a Livorno. Il nostro Paese dispone di almeno una dozzina di progetti riguardanti la realizzazione di nuovi terminali, tuttavia, a causa delle difficoltà burocratiche, dei contenziosi giurisdizionali promossi dagli enti locali, degli imprevisti tecnici e soprattutto delle decisioni degli stessi potenziali investitori proponenti alla luce delle prospettive di sviluppo del settore e della redditività degli investimenti, si prevede che solo alcuni potranno essere realizzati. In merito, nel corso dei primi mesi del 2017, il Ministero dell'ambiente ha concesso il via libera finale alla realizzazione dell'impianto di rigassificazione a Gioia Tauro. L'impianto a regime assicurerà una copertura pari al 10% del fabbisogno nazionale atteso.

La vendita del gas

La vendita di gas naturale rappresenta la principale attività del Gruppo in termini di contributo alla formazione del reddito aziendale. Si tratta di una attività svolta in regime di libero mercato, caratterizzata da un confronto concorrenziale diretto tra gli operatori, che diverrà in prospettiva sempre più intenso. Nella fase attuale di liberalizzazione del mercato la crescita esterna si sta concretizzando attraverso un modello organizzativo che privilegia la territorialità ed il miglioramento dei costi operativi aziendali, ricercando nuovi modelli che leghino i principali attori del territorio stesso affinché possano valorizzare i propri elementi distintivi nei confronti dei competitors. I modelli descritti sono accompagnati dall'introduzione di piani industriali volti all'ottenimento di una maggiore efficienza operativa ed organizzativa, attraverso una reingegnerizzazione e ottimizzazione dei processi che determinano un miglioramento del cost to serve aziendale.

La distribuzione del gas

La distribuzione del gas naturale rappresenta la seconda attività del Gruppo in termini di contributo alla formazione del reddito aziendale.

Si tratta di un'attività svolta in regime di concessione o affidamento diretto e, in quanto tale, è soggetta ad una forte regolamentazione da parte dell'Autorità pubblica, con riguardo sia agli standard minimi di gestione e qualità, sia ai livelli tariffari.

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Come noto, il D.Lgs. n. 164/2000, ha introdotto l'obbligo di assegnazione del servizio di distribuzione del gas mediante gara ad evidenza pubblica, sul presupposto che un meccanismo concorrenziale di selezione del gestore dovrebbe favorire un contenimento dei costi per il cliente finale, uno sviluppo efficiente degli impianti ed un miglioramento della qualità del servizio erogato.

Il D.L. 159/2007 (Legge 222/2007) ha introdotto, per la prima volta, il concetto di Ambito Territoriale Minimo (Atem) per la gestione del servizio, stabilendo che le gare di affidamento debbano essere bandite con riferimento ad esso. La gara per Atem è stata definitivamente assunta a regola base del settore con il D.Lgs. 93/2011 che, fra l'altro, ha sancito, a far data da giugno 2011, il divieto di bandire gare riferite a singoli Comuni, imponendo l'obbligo di procedere esclusivamente con gare per Atem.

Anche in conseguenza di ciò, la maggioranza degli analisti del settore prevede, nel medio termine, una forte concentrazione dell'offerta, con una riduzione del numero degli operatori ed una crescita della loro dimensione media.

A partire dal 2011, la normativa delle gare d'Ambito, è stata ulteriormente definita e precisata con l'emanazione di alcuni decreti ministeriali.

In particolare:

2) con successivo Decreto del 18 dicembre 2011 (c.d. Decreti Ambiti) sono stati identificati i comuni appartenenti a ciascun ambito;

3) con il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico e del Mistero del Lavoro e delle Politiche Sociali del 21 aprile 2011 (c.d. Decreto Tutela Occupazionale) sono state dettate disposizioni per governare gli effetti sociali connessi ai nuovi affidamenti delle concessioni di distribuzione del gas in attuazione del comma 6, dell'art. 28 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164;

4) con Decreto del Ministero per lo Sviluppo Economico n. 226 del 12 novembre 2011 (c.d. Decreto Criteri), successivamente integrato con il DM 106/2015, è stato approvato il regolamento relativo ai criteri di gara e per la valutazione delle offerte per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas.

L'emanazione di detta disciplina ha contribuito a dare certezza al contesto competitivo, ponendo le premesse affinché il processo di apertura del mercato, avviato con il recepimento delle direttive europee, possa produrre concretamente i benefici auspicati.

Il Gruppo Ascopiave ha accolto con sostanziale favore il nuovo quadro normativo e regolamentare, in quanto adatto a favorire importanti opportunità di investimento e di sviluppo per gli operatori qualificati di medie dimensioni, in un'ottica di positiva razionalizzazione dell'offerta.

A fine 2013, con il D.L. 23 dicembre 2013, n. 145, convertito con modificazioni in Legge 9/2014, il Legislatore ha apportato modifiche sostanziali all'art. 15, comma 5 del D.Lgs. 164/2000 in tema di determinazione del valore di rimborso degli impianti spettante al gestore uscente al termine del c.d. "Periodo Transitorio".

A giugno 2014 è poi entrato in vigore il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico contenente le "Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale", il quale, pur formalmente volto all'esplicazione dei criteri di valorizzazione degli impianti di cui all'art. 5 del DM

226/2011, sostanzialmente, detta una disciplina del tutto peculiare, solo in minima parte attuativa dello stesso art. 5. (nella sua versione originaria, vigente al momento dell'emanazione delle Linee Guida).

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Successivamente, con il D.L. 91/2014, convertito con modificazioni in Legge 116/2014 è stata attuata un'ulteriore modifica sostanziale del medesimo art. 15, comma 5 del D.Lgs. 164/2000. I contenuti del novellato testo e l'evoluzione dello stesso sono riportati nei paragrafi "Legislazione nazionale" ed "Obbiettivi e politiche del Gruppo e descrizione dei rischi" di questa relazione finanziaria.

Infine, a metà 2015, è intervenuto il Decreto del Ministero per lo Sviluppo Economico n. 106 del 20 maggio 2015, che ha modificato il precedente DM 226/2011, riformulando l'art. 5, concernente i criteri per la valorizzazione degli impianti. Il nuovo provvedimento regolamentare, nella sostanza, ha "traslato" la disciplina propria delle Linee Guida (sopra citate) nel testo, cioè, in estrema sintesi, ha reso detta ultima disposizione compatibile con quel Provvedimento (le Linee Guida) che, pure, avrebbe dovuto costituirne specificazione/puntualizzazione.

Il quadro normativo

Legislazione nazionale

Normativa di settore

Con Decreto MISE del 13 maggio 2016, n. 94, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato il "Regolamento recante attuazione dell'articolo 1, comma 154, della legge 28 dicembre 2015, n. 208 (Canone Rai in bolletta)". Il Decreto fa seguito alla Legge di Stabilità 2016 del 28.12.2015, n. 208 con la quale è stato introdotto, a decorrere dal 01.07.2016, l'addebito del canone di abbonamento alla televisione per uso privato nella bolletta dell'energia elettrica. Nello specifico il decreto ha fissato gli aspetti attuativi della norma definendo in particolare: le modalità di addebito del canone da parte dei venditori; i flussi comunicativi ed economici tra le Società di Vendita, Acquirente Unico e l'Agenzia delle Entrate; la responsabilità in capo ad Acquirente Unico di fornire alle società di Vendita, tramite il SII, tutte le informazioni necessarie all'addebito del canone; la responsabilità in capo all'Agenzia delle Entrate di verificare la residenza anagrafica, la composizione familiare e le condizioni per l'esonero del canone.

Disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI)

I principali provvedimenti emessi dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico nel corso dell'anno 2016 sono stati i seguenti:

Aggiornamenti delle condizioni economiche di fornitura

II° trimestre 2016

Gas naturale

Con delibera 141/2016/R/gas del 30.03.2016, l'AEEGSI ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del servizio di tutela, relative al trimestre aprile – giugno 2016.

Gli aggiornamenti pubblicati con tale delibera riguardano in particolare: la componente CMEM (fissandone il valore a 4,064869 Euro/GJ); l'elemento PFOR,t (elemento a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale); l'elemento QTMCV (elemento a copertura degli elementi a maggiorazione del corrispettivo unitario variabile CV applicato nell'ambito del servizio di trasporto ai volumi immessi in rete, a monte del PSV); l'elemento QTFi (corrispettivo a copertura dei costi di trasporto del gas dal PSV al punto di riconsegna della rete di trasporto); l'elemento QTVt (corrispettivo variabile a copertura dei costi relativi al gas di autoconsumo, alle perdite di rete e al gas non contabilizzato); i valori degli elementi UG3UI e UG3FT, della componente UG3 (riferita alla tariffa di distribuzione a copertura degli oneri connessi alla morosità dei clienti serviti in ultima istanza), nonché.

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Con delibera 139/2016/R/com del 30.03.2016 l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, dal 1° aprile 2016, delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali di sistema e di ulteriori componenti del settore elettrico. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare: le componenti tariffarie A, UC, MCT, GS, RE, RS, UG1, CVFG, ϕ. Con delibera 173/2016/R/Gas del 07.04.2016, l'AEEGSI ha inoltre determinato le tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2016, sulla base dei dati patrimoniali pre-consuntivi relativi all'anno 2015.

L'AEEGSI ha calcolato che, a partire dal 1° aprile 2016, il prezzo di riferimento del gas per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 metri cubi), è pari a 69,38 centesimi di Euro per metro cubo, tasse incluse, così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia prima gas naturale: 26,46 % per l'approvvigionamento del gas naturale e per le attività ad esso connesse; 4,11 % per la gradualità nell'applicazione della riforma delle condizioni economiche del servizio di tutela e per il meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento; 7,20 % per la vendita al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 19,21 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 2,89 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 40,13 %, che comprendono le accise (22,03 %), l'addizionale regionale (2,93 %) e l'IVA (15,18 %).

Energia elettrica

Con delibera 140/2016/R/eel del 30.03.2016, l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, per il trimestre aprile – giugno 2016, delle condizioni economiche di fornitura applicabili ai Clienti in maggior tutela (componenti PE e PD e corrispettivi PED e PPE, nonché della componente DISPbt relativa alla commercializzazione dell'energia elettrica).

Con delibera 139/2016/R/com del 30.03.2016, l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, dal 1° aprile 2016, delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare: componenti A, UC e MCT.

Con delibera 233/2016/R/eel del 12.05.2016 l'AEEGSI ha determinato in via provvisoria le tariffe di riferimento per l'anno 2016 per il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, per le imprese che servono oltre 100.000 punti di prelievo.

L'AEEGSI ha calcolato che, dal 1° aprile 2016, il prezzo di riferimento dell'energia elettrica per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con un consumo annuo di 2.700 kWh e un impegno pari a 3 kW) è pari a 17,91 centesimi di Euro per kilowattora (tasse incluse), così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia energia: 33,80 % per i costi di approvvigionamento dell'energia; 8,44 % per la commercializzazione al dettaglio.

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Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 18,42 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 25,74 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 13,60 %, che comprendono l'IVA e le accise.

III° trimestre 2016

Gas naturale

Con delibera 355/2016/R/gas del 28.06.2016, l'AEEGSI ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del servizio di tutela, relative al trimestre luglio– settembre 2016.

Gli aggiornamenti pubblicati con tale delibera riguardano in particolare: la componente CMEM (fissandone il valore a 4,313042 Euro/GJ); l'elemento PFOR,t (elemento a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale); l'elemento QTVt (corrispettivo variabile a copertura dei costi relativi al gas di autoconsumo, alle perdite di rete e al gas non contabilizzato).

Con delibera 352/2016/R/com del 28.06.2016 sono stati invece aggiornati i valori delle componenti destinate alla copertura degli oneri generali di cui alla tariffa obbligatoria del servizio di distribuzione e di ulteriori componenti. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare, le componenti GS, RE, RS e UG1.

L'AEEGSI ha calcolato che, a partire dal 1° luglio 2016, il prezzo di riferimento del gas per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 metri cubi), è pari a 70,70 centesimi di Euro per metro cubo, tasse incluse, così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia prima gas naturale: 27,32 % per l'approvvigionamento del gas naturale e per le attività ad esso connesse; 4,03 % per la gradualità nell'applicazione della riforma delle condizioni economiche del servizio di tutela e per il meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento; 7,07 % per la vendita al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 18,32 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 3,06 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 39,67 %, che comprendono le accise (21,62 %), l'addizionale regionale (2,87 %) e l'IVA (15,18 %).

Energia elettrica

Con delibera 354/2016/R/eel del 28.06.2016, l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, per il trimestre luglio – settembre 2016, delle condizioni economiche di fornitura applicabili ai Clienti in maggior tutela (componenti PE e PD e corrispettivi PED e PPE). Rispetto ai trimestri precedenti, si è assistito ad una variazione in aumento del prezzo dell'energia determinata principalmente all'incremento della componente di approvvigionamento.

Con delibera 352/2016/R/com del 28.06.2016, l'AEEGSI ha invece approvato l'aggiornamento, dal 1° luglio 2016, delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare le componenti A, UC e MCT.

Su istanza promossa dalle Associazioni dei Consumatori e delle Microimprese, il Tar Lombardia, con decreto cautelare monocratico n. 911 del 19.06.2016, sospendeva l'efficacia della delibera 354/2016/R/eel e rinviava la trattazione in sede collegiale.

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L'AEEGSI, con delibera 410/2016/C/eel del 20.07.2016, chiedeva la revoca del succitato decreto, ma tale decisione veniva confermata dal medesimo Giudice con successivo decreto monocratico n. 982 del 28.07.2016.

L'AEEGSI, preso atto di tale determinazione, con comunicato del 29.07.2016, precisava che, in pendenza della sospensione dell'efficacia della deliberazione 354/2016/R/eel, dovevano essere applicazione le condizioni economiche approvate con delibera 140/2016/R/eel del 30.03.2016, in vigore nel precedente trimestre.

Successivamente, per effetto dell'ordinanza n. 1185 del 16.09.2016 del Tar Lombardia, la deliberazione 354/2016/R/eel è stata applicata per l'intero trimestre di riferimento. A valle dell'udienza fissata per il 16.02.2017, il TAR si dovrebbe pronunciare definitivamente sulla questione.

L'AEEGSI ha calcolato che, dal 1° luglio 2016, il prezzo di riferimento dell'energia elettrica per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con un consumo annuo di 2.700 kWh e un impegno pari a 3 kW) è pari a 18,67 centesimi di Euro per kilowattora (tasse incluse), così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia energia: 36,23 % per i costi di approvvigionamento dell'energia; 8,10 % per la commercializzazione al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 17,66 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 24,60 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 13,41 %, che comprendono l'IVA e le accise.

IV° trimestre 2016

Gas naturale

Per il periodo compreso tra il 01.10.2016 ed il 31.12.2017, l'AEEGSI con delibera 166/2016/R/gas del 01.04.2016 ha definito le modalità di calcolo delle componenti CMEM (a copertura del costo di approvvigionamento del gas) e CCR (a copertura dei costi delle attività e dei relativi rischi connessi alle modalità di approvvigionamento del gas) estendendo di un trimestre l'anno termico in considerazione della data prevista per la cessazione del regime di tutela di prezzo.

Con delibera 535/2016/R/gas del 29.09.2016, l'AEEGSI ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del servizio di tutela, relative al trimestre ottobre– dicembre 2016.

Gli aggiornamenti pubblicati con tale delibera riguardano in particolare: la componente CMEM (fissandone il valore a 4,840993 Euro/GJ); l'elemento PFOR,t (elemento a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale); l'elemento QTVt (corrispettivo variabile a copertura dei costi relativi al gas di autoconsumo, alle perdite di rete e al gas non contabilizzato), nonché l'elemento elemento QTFi (corrispettivo a copertura dei costi di trasporto al punto di riconsegna della rete di trasporto).

Con la delibera 534/2016/R/com del 29.09.2016 sono stati invece aggiornati i valori delle componenti destinate alla copertura degli oneri generali di cui alla tariffa obbligatoria del servizio di distribuzione e di ulteriori componenti. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare, la componente UG1, mentre vengono confermati tutti i valori delle restanti componenti.

Con delibera 774/2016/R/gas del 22.12.2016 sono state approvate le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale, nonché gli importi di perequazione bimestrale d'acconto per l'anno 2017 relativi al servizio di distribuzione del gas naturale.

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L'AEEGSI ha calcolato che, a partire dal 1° ottobre 2016, il prezzo di riferimento del gas per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 metri cubi), è pari a 71,91 centesimi di Euro per metro cubo, tasse incluse, così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia prima gas naturale: 21,54 % per l'approvvigionamento del gas naturale e per le attività ad esso connesse; 3,02 % per la gradualità nell'applicazione della riforma delle condizioni economiche del servizio di tutela e per il meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento; 6,95 % per la vendita al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 17,81 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 3,01 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 39,26 %, che comprendono le accise (21,26 %), l'addizionale regionale (2,82 %) e l'IVA (15,18 %).

Energia elettrica

Con delibera 536/2016/R/eel del 29.09.2016, l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, per il trimestre ottobre – dicembre 2016, delle condizioni economiche di fornitura applicabili ai Clienti in maggior tutela (componenti PE e PD e corrispettivi PED e PPE).

Con delibera 465/2016/R/gas del 29.09.2016, l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, dal 1° ottobre 2016, delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare le componenti A, UC e MCT.

L'AEEGSI ha calcolato che, dal 1° ottobre 2016, il prezzo di riferimento dell'energia elettrica per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con un consumo annuo di 2.700 kWh e un impegno pari a 3 kW) è pari a 18,463 centesimi di Euro per kilowattora (tasse incluse), così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia energia: 35,15 % per i costi di approvvigionamento dell'energia; 8,19 % per la commercializzazione al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 18,11 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 25,09 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 13,46 %, che comprendono l'IVA e le accise.

I° trimestre 2017

Gas naturale

Con delibera 819/2016/R/gas del 29.12.2016, l'AEEGSI ha aggiornato le condizioni economiche di fornitura del servizio di tutela, relative al trimestre gennaio – marzo 2017.

Gli aggiornamenti pubblicati con tale delibera riguardano in particolare: la componente CMEM (fissandone il valore a 5,640006 Euro/GJ); l'elemento PFOR,t (elemento a copertura dei costi di approvvigionamento del gas naturale);

l'elemento QTVt (corrispettivo variabile a copertura dei costi relativi al gas di autoconsumo, alle perdite di rete e al gas non contabilizzato); l'elemento QTFi (corrispettivo a copertura dei costi di trasporto del gas dal PSV al punto di riconsegna della rete di trasporto); l'elemento QTPSV (corrispettivo a copertura dei costi di trasporto dalla frontiera italiana al PSV) la componente CPR (componente a copertura del meccanismo per la rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento di gas naturale), che diminuisce passando da 1,6 a 0,84 Eurocent/Smc.

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Con delibera 814/2016/R/com del 29.09.2016 sono stati invece aggiornati i valori delle componenti destinate alla copertura degli oneri generali di cui alla tariffa obbligatoria del servizio di distribuzione e di ulteriori componenti. Gli aggiornamenti pubblicati riguardano, in particolare, componenti GS, RE, RS e UG1, vengono invece confermati i valori delle restanti componenti. Con il medesimo provvedimento vengono inoltre aggiornati i valori di compensazione della spesa sostenuta per la fornitura di gas per i clienti in stato di disagio per l'anno 2017.

Con decorrenza 1° gennaio 2017, inoltre, sono applicati gli aggiornamenti della componente QVD previsti dalla delibera 817/R/gas del 29.12.2016. Nel provvedimento viene confermato un valore unico a livello nazione di tale componente. Nello specifico, rispetto alla valorizzazione della componente in vigore fino al 31.12.2016: la parte fissa passa da 58,83 Euro/PdR a 59,65 Euro/PdR (+ 0,82 Euro/PdR), relativamente ai domestici e da 77,26 Euro/PdR a 78,35 Euro/PdR (+ 1,09 Euro/PdR), relativamente ai condomini; la parte variabile, invece, viene mantenuta per entrambe le tipologie di PdR pari a 0,7946 Eurocent/Smc.

Con delibera 733/2016/R/gas del 13.12.2016 invece sono state rideterminate le tariffe di riferimento per i servizi di distribuzione e misura del gas, per gli anni 2009-2015, a seguito della presentazione di istanze di rettifica di dati fisici e patrimoniali da parte di alcune imprese distributrici e della correzione di errori materiali.

Con il provvedimento 775/2016/R/gas del 22.12.2016, che fa seguito alla delibera 68/2016/R/gas del 25.02.2016 con la quale l'AEEGSI aveva avviato un procedimento per l'aggiornamento infra-periodo della regolazione tariffaria del servizio di distribuzione e misura, è stata approvata la nuova versione della Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG).

L'AEEGSI ha calcolato che, a partire dal 1° gennaio 2017, il prezzo di riferimento del gas per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con riscaldamento autonomo e consumo annuale di 1.400 metri cubi), è pari a 75,26 centesimi di Euro per metro cubo, tasse incluse, così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia prima gas naturale: 32,71 % per l'approvvigionamento del gas naturale e per le attività ad esso connesse; 1,88 % per la gradualità nell'applicazione della riforma delle condizioni economiche del servizio di tutela e per il meccanismo di rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento; 6,72 % per la vendita al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 17,64 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 2,87 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 38,18 %, che comprendono le accise (20,31 %), l'addizionale regionale (2,69 %) e l'IVA (15,18 %).

Energia elettrica

Con delibera 818/2016/R/eel del 28.12.2015, l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, per il trimestre gennaio – marzo 2017, delle condizioni economiche di fornitura applicabili ai Clienti in maggior tutela (componenti PE e PD e corrispettivi PED e PPE).

Con delibera 814/2016/R/com del 28.12.2016 l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento, dal 1° gennaio 2017, delle componenti tariffarie destinate alla copertura degli oneri generali e di ulteriori componenti del settore elettrico (in particolare le componenti A, UC e MCT). Con il medesimo provvedimento sono stati inoltre aggiornati i valori di compensazione della spesa sostenuta per la fornitura di energia elettrica per i clienti in stato di disagio per l'anno 2017.

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Con successiva delibera 1/2017/R/eel del 12.01.2017, i valori del bonus elettrico sono stati riaggiornati in aumento per ottemperare a quanto previsto dal D.M. 29.12.2016 che ha disposto, a decorrere dal 01.01.2017, una riduzione della spesa dell'utente medio titolare del bonus elettrico dell'ordine del 30%.

Con le delibere 815/2016/R/eel e 816/2016/R/eel del 29.12.2016 sono stati invece determinati i valori dei corrispettivi di dispacciamento per l'anno 2017 ed i valori delle componenti RCV e DISPBT relative all'attività di commercializzazione del servizio di vendita di energia in vigore dal 01.01.2017.

L'AEEGSI ha calcolato che, dal 1° gennaio 2017, il prezzo di riferimento dell'energia elettrica per il Cliente tipo (ovvero una famiglia con un consumo annuo di 2.700 kWh e un impegno pari a 3 kW) è pari a 18,635 centesimi di Euro per kilowattora (tasse incluse), così percentualmente suddiviso:

Spesa per la materia energia: 36,22 % per i costi di approvvigionamento dell'energia; 8,78 % per la commercializzazione al dettaglio.
Spesa per il trasporto e la gestione del contatore: 21,22 % per i servizi di distribuzione, misura, trasporto, perequazione della distribuzione, qualità.
Spesa per oneri di sistema: 20,36 % per gli oneri generali di sistema.
Imposte: 13,42 %, che comprendono l'IVA e le accise.

Con delibera 633/2016/R/eel del 04.11.2016 l'AEEGSI ha approvato il "Servizio di Maggior Tutela Riformato e Tutela SIMILE al mercato libero: riforma delle condizioni di erogazione del servizio di Maggior Tutela e definizione dei corrispettivi PCR e PCV". Il provvedimento, che fa seguito alla delibera 369/2016/R/eel, prevede in particolare:

la modifica delle condizioni di erogazione del servizio di maggior tutela in vigore dall'1° gennaio 2017 (Maggior Tutela Riformato – MTR);
il completamento della disciplina della Tutela SIMILE;
l'introduzione di appositi obblighi di comunicazione in capo agli attuali esercenti il servizio di maggior tutela;
la modifica della disciplina della voltura elettrica.

Per quanto riguarda le condizioni economiche del Servizio di maggior tutela riformato (MTR) è stato stabilito che:

il corrispettivo PED a copertura dei costi di approvvigionamento continui ad essere aggiornato trimestralmente, ma viene introdotta una modifica nella modalità di calcolo che, dal 1°gennaio 2017, viene fatta sulla base della stima della media trimestrale dei costi di approvvigionamento dell'energia elettrica, anziché su quella annuale;
la stima dei costi di acquisto dell'energia elettrica viene fatta prendendo a riferimento esclusivamente il prezzo che si forma sul mercato a pronti dell'energia (mercato del giorno prima e dei prodotti giornalieri);
gli elementi PE e PD sono comprensivi del recupero (inteso come stima dell'importo necessario alla correzione di eventuali errori connessi al calcolo del corrispettivo PED) determinato come differenza tra i costi di approvvigionamento di energia destinata al servizio di maggior tutela nel trimestre precedente ed i ricavi ottenuti dagli esercenti la maggior tutela applicando il PED nel trimestre precedente.

La delibera fissa: il valore del corrispettivo PPE a copertura degli squilibri di sistema di perequazione dei costi di approvvigionamento da applicare per tutto l'anno 2017 (pari a 0,180 cEuro/kWh); il corrispettivo PCV a copertura dei

costi di commercializzazione dell'energia elettrica per il periodo 1 gennaio 2017 - 30 giugno 2018 (pari a 57,7884 €/POD/anno per i clienti domestici, a 118,3777 €/POD/anno per i clienti altri usi e a 0,317 c€/kWh per l'illuminazione pubblica); il corrispettivo PCR a copertura dei rischi connessi alle modalità di approvvigionamento dell'energia elettrica all'ingrosso, applicato esclusivamente ai clienti in Tutela SIMILE (pari a 0,180 c€/kWh come per il corrispettivo PPE). Infine, il provvedimento introduce degli appositi obblighi di comunicazione in carico agli esercenti la maggior tutela al fine di garantire informazione ai clienti finali circa la Tutela SIMILE ed introduce la possibilità, per il cliente avente diritto alla maggior tutela, di richiedere la voltura direttamente ad un fornitore di Tutela SIMILE anziché all'attuale fornitore.

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Facendo seguito al DCO 420/2016/R/eel, con delibera 778/2016/R/eel del 22.12.2016 l'AEEGSI ha aggiornato le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per i clienti finali non domestici per l'anno 2017, nonché le condizioni economiche per il servizio di connessione alle reti elettriche. È stata confermata la regolazione dei prelievi e delle immissioni di energia reattiva dalle/nelle reti in alta e altissima tensione, con applicazione dei corrispettivi in vigore nel 2016 e prorogando al 31.12.2017 il termine per la definizione di nuovi criteri di regolazione tariffaria.

Le tariffe per il servizio di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per i clienti domestici (tariffa TD) sono state invece aggiornate con delibera 799/2016/R/eel del 28.12.2016 che, in analogia alla delibera 778/2016/R/eel, ai fini della stima per l'anno 2017, utilizza i dati preconsuntivo forniti dalle imprese distributrici, relativi all'anno 2016.

Con delibera 782/2016/R/eel del 22.12.2016 - "Attuazione della riforma delle tariffe di rete e delle componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema per i clienti di energia elettrica", l'AEEGSI ha attuato, con correttivi, il secondo step della riforma avviata con delibera 582/2015/R/eel.

In particolare, dal 1° gennaio 2017:

viene eliminata la progressività dei corrispettivi tariffari per i servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) che assumono quindi la stessa struttura a regime trinomia TD, indipendentemente dalla condizione di residenza anagrafica;
vengono ridefiniti i corrispettivi a copertura degli oneri generali di sistema che saranno articolati in due scaglioni di consumo annuo (da 0 a 1.800 kWh/anno; oltre 1.800 kWh/anno);
gli scaglioni di consumi di cui al precedente punto vengono utilizzati anche per l'applicazione della componente DISPBT;
ai fini dell'applicazione degli oneri generali di sistema e della componente DISPBT, per i clienti domestici si tiene conto della sola differenziazione tra residenti/non residenti.

Sono previste misure transitorie, connesse alle esigenze di adeguamento dei sistemi di fatturazione, per le fatture emesse fino al 31.03.2017.

Il provvedimento prevede inoltre che, dal 1° aprile 2017 e per 24 mesi, ai clienti domestici venga azzerato il contributo in quota fissa previsto per la variazione di potenza, venga ridotto di circa il 20% il contributo per l'aumento di potenza fino a 6 kW e introdotte delle misure a tutela del "diritto di ripensamento" dei clienti che dovessero prima aumentare e poi ridurre o viceversa la potenza impegnata.

Da ultimo sono state modificate le condizioni tariffarie per i clienti domestici che hanno aderito alla sperimentazione tariffaria per le pompe di calore (ex tariffa D1) prevedendo che già nel 2017 venga anticipata l'applicazione della struttura tariffaria completamente non progressiva che entrerà in vigore nel 2018 per tutti i clienti domestici.

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Altri provvedimenti

Settore Gas naturale ed Energia Elettrica

Con delibera 17/2016/R/com del 21.01.2016 - "Disposizioni sul contenuto minimo delle risposte motivate ai reclami dei clienti, in tema di fatturazione di importi anomali per l'energia elettrica e il gas" - l'AEEGSI ha introdotto delle nuove regole in vigore dal 1° luglio 2016 volte a prevenire la sospensione della fornitura, attraverso una completa informazione nei confronti del cliente, nel caso di reclami inerenti la fatturazione.

In particolare, è stata introdotta una nuova definizione di "fatturazione di importi anomali" che estende i casi in cui viene considerata "anomala" una bolletta e per i quali, in caso di mancata risposta al reclamo, non può essere inoltrata al distributore la richiesta di sospensione della fornitura.

Più precisamente si avrà "fatturazione di importi anomali" nel caso in cui gli importi della fattura siano superiori:

al 150% (per i clienti domestici) e al 250% (per i clienti non domestici) dell'addebito medio delle bollette degli ultimi 12 mesi, per il mercato elettrico;
al doppio dell'addebito più elevato degli ultimi 12 mesi, per il mercato gas.

Con il medesimo provvedimento l'AEEGSI ha definito il contenuto minimo delle risposte motivate ai reclami di prima istanza ed alle richieste scritte di rettifica che abbiano ad oggetto la fatturazione di importi anomali ed ha introdotto l'obbligo per il venditore di rendere disponibile ai clienti, nel proprio sito web o presso gli sportelli, uno specifico modulo per il reclamo scritto o la richiesta scritta di rettifica per fatturazione di importi anomali.

Con delibera 100/2016/R/com del 10.03.2016 - "Disposizioni relative alla emissione della fattura di chiusura per cessazione della fornitura di energia elettrica o gas naturale" - che fa seguito al documento per la consultazione 405/2015/R/com, l'AEEGSI ha disciplinato nuove misure relative all'emissione della fattura di chiusura per cessazione della fornitura di energia elettrica o gas naturale in vigore dal 1° giugno 2016.

L'ambito di applicazione del provvedimento è riferito ai clienti finali:

connessi in bassa tensione (ad esclusione delle fornitura destinate all'illuminazione pubblica), per il settore elettrico;
con consumi inferiori a 200.000 Smc/anno, per il settore del gas naturale, siano essi serviti nel mercato tutelato o nel mercato libero.

Più precisamente, si fa riferimento a tutti i clienti che cessano la fornitura, ossia ai casi in cui viene meno il contratto di fornitura tra il venditore e il cliente finale per qualunque ragione, ivi compreso il cambio venditore, la disattivazione del punto oppure la voltura.

Le principali novità introdotte in tema di fatturazione di chiusura riguardano:

la variazione delle tempistiche di emissione della fattura di chiusura che dovrà essere emessa al più tardi 2 giorni prima dello scadere delle 6 settimane, nel caso di recapito immediato (emissione in formato elettronico),

oppure al più tardi 8 giorni prima dello scadere delle 6 settimane dalla data di cessazione della fornitura, negli altri casi.

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Ai fini dell'emissione della fattura il venditore è tenuto ad utilizzare uno specifico ordine di priorità di dati di misura comunicati dal distributore (ovvero nell'ordine: dati di misura effettivi, autoletture validate e dati di misura stimati). Nel caso di mancato invio in tempo utile dei dati da parte dal distributore ed in assenza di autoletture validate, il venditore dovrà comunque emettere una fattura (con consumi basati sull'autolettura comunicata dal cliente finale ma non ancora validata dal distributore, ove disponibile, oppure con consumi stimati dal venditore stesso) informando il cliente che la fattura sarà oggetto di conguaglio successivamente alla messa a disposizione del dato da parte del distributore.

le procedure per l'utilizzo dell'autolettura. Nei casi di cambio del venditore e di voltura relativamente ai punti di riconsegna non dotati di misuratori smart meter per il settore del gas naturale e ai punti di prelievo trattati monorari per il settore dell'energia elettrica, vengono dettagliati:
o l'intervallo di tempo e le modalità per la comunicazione dell'autolettura dal cliente finale al venditore, le attività di verifica del dato da parte del venditore, nonché le modalità di trasmissione del dato al distributore;
o gli obblighi informativi sulla possibilità dell'uso dell'autolettura e le modalità e tempistiche per effettuarla.
gli indennizzi automatici in capo al venditore. Nei casi in cui la fattura di cessazione venga emessa oltre i termini stabiliti, il venditore deve riconoscere nella fattura di chiusura, un indennizzo pari a 4,00 € nel caso di ritardo fino a 10 giorni solari successivi al termine ultimo previsto, l'importo è maggiorato di 2,00 € aggiuntivi ogni ulteriori 10 giorni di ritardo, fino ad un massimo di 22,00 € per ritardi pari o superiori a 90 giorni solari.

In tema di obblighi di rilevazione dei dati di misura funzionali alla cessazione della fornitura sono:

disciplinate le attività che il distributore dovrà portare a termine in caso di autolettura e di cessazione della fornitura; in particolare il distributore dovrà validare, ricondurre il dato alla data di cessazione della fornitura e comunicarlo all'utente.

Sono inoltre previste disposizioni in merito ai processi informativi tra venditore e distributore inerenti alla trasmissione dei dati di misura funzionali alla cessazione della fornitura, anche integrando la regolazione in quei casi non ancora disciplinati (autolettura in caso di cambio di controparte commerciale e voltura nel settore elettrico).

indicati gli indennizzi in capo al distributore, che vengono distinti in due tipologie:
o un primo indennizzo da riconoscere al venditore nel caso di mancato rispetto dei termini di messa a disposizione dei dati per tutti i casi di cessazione della fornitura. Il valore di tale indennizzo è di 4,00 €, in caso di ritardo pari ad un giorno solare rispetto ai termini di messa a disposizione dei dati previsti dalla regolazione. L'indennizzo è maggiorato di 0,20 € per ciascun ulteriore giorno di ritardo, fino ad un massimo di 22,00 € per ritardi superiori a 90 giorni solari;
o un secondo indennizzo da riconoscere al cliente finale nei casi in cui il distributore non metta a disposizione del venditore il dato di misura funzionale alla cessazione della fornitura in tempo utile per emettere la fattura di chiusura. L'indennizzo dovrà essere riconosciuto al cliente se il distributore non mette a disposizione i dati entro 30 giorni dalla cessazione della fornitura. Il livello dell'indennizzo è pari a 35,00 € e dovrà essere riconosciuto nella fattura emessa dal venditore, anche basata su dati di misura stimati dal medesimo.

La delibera ha previsto infine l'avvio di un'attività di monitoraggio nei confronti dei venditori volta a valutare la possibile modifica della struttura e del livello degli indennizzi di cui sopra. Oltre a tali dati verranno acquisite informazioni da parte di tutti distributori al fine di verificare l'efficienza nella messa a disposizione dei dati di misura funzionali alla cessazione della fornitura.

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Con delibera 102/2016/R/com del 10.03.2016 - "Regolazione della voltura nel settore gas e modifiche all'allegato A alla deliberazione dell'Autorità 398/2014/r/eel"- l'AEEGSI ha definito le disposizioni funzionali in merito all'implementazione, per il tramite del Sistema Informativo Integrato (SII), del processo di voltura anche per il settore del gas naturale, in analogia a quanto approvato per il settore elettrico con la deliberazione 398/2014/R/eel.

La delibera, in particolare:

introduce una modifica alla definizione di voltura in termini di variazione della titolarità di un punto in capo a un cliente finale che sia controparte di un contratto di fornitura, anziché di variazione della intestazione di un contratto di fornitura in essere; tale modifica viene estesa dalla delibera anche al settore elettrico, in modo tale che il venditore, in fase di voltura, possa proporre al richiedente anche altre offerte, alternative rispetto a quella già attiva sul punto;
conferma la tempistica dei 2 giorni lavorativi a disposizione del venditore per effettuare le comunicazioni ai clienti e al SII, funzionali all'attivazione contrattuale;
descrive la gestione dei casi di mancata accettazione della richiesta di voltura da parte della preesistente controparte commerciale che avrà quindi la possibilità, in deroga a quanto previsto dalla regolazione in tema di tempistiche minime per recesso unilaterale dell'esercente, di recedere dal contratto di fornitura in essere alla data di presentazione della richiesta di voltura per il punto di riconsegna interessato dandone comunicazione al distributore ed al cliente finale;
disciplina la gestione dei dati di misura raccolti in occasione della voltura, con riferimento ai punti non letti mensilmente con dettaglio giornaliero, prevedendo che l'impresa di distribuzione sia tenuta ad effettuare la rilevazione del dato di misura alla data di attivazione contrattuale e definendo tempistiche e modalità di trasmissione dell'autolettura acquisita dal cliente finale richiedente, anche alla luce di quanto previsto dalla deliberazione 100/2016/R/com;
individua alcuni principi generali cui l'impresa di distribuzione deve attenersi relativamente alle modalità di gestione di una richiesta di voltura in concomitanza con altre richieste di prestazioni concernenti il medesimo punto.

Le disposizioni hanno effetto per le volture con efficacia dal 1°dicembre 2016, con l'eccezione di quelle relative alla rilevazione e messa a disposizione della misura che avranno effetto per le volture con efficacia dal 1° giugno 2016, poiché funzionali all'applicazione delle disposizioni approvate in tema di fatturazione di chiusura.

Con delibera 143/2015/R/com del 30.03.2016 - "Aggiornamento e modifiche alla regolazione della bolletta 2.0" l'AEEGSI ha apportato integrazioni e modifiche alle regolazione della Bolletta 2.0 (deliberazioni 501/2014/R/com e 200/2015/R/com) inerenti all'aggregazione degli importi ed al Glossario per i clienti di gas naturale.

In particolare, la delibera, a seguito delle richieste di chiarimento ricevute dagli operatori, ha dettato alcune regole in merito alla corretta modalità di esposizione della componente tariffaria "canoni comunali" per la quale non è definita la corrispondente voce della Bolletta 2.0 in cui deve essere ricompresa.

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Nello specifico, il provvedimento:

integra ed aggiorna le disposizioni vigenti in merito alla Bolletta 2.0, prevedendo che tale componente tariffaria, nella bolletta sintetica, sia ricompresa nella aggregazione degli importi "Spesa per il trasporto e la gestione del contatore", con specifica informativa al cliente finale circa l'addebito della medesima e, negli elementi di dettaglio, sia esposta nella quota fissa;

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aggiorna di conseguenza il Glossario.

Con la delibera 209/2016/E/com del 05.05.2016 - "Adozione del testo integrato in materia di procedure di risoluzione extragiudiziale delle controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico – Testo Integrato Conciliazione (TICO)" - l'AEEGSI ha approvato il "Testo integrato in materia di procedure di risoluzione extragiudiziale delle controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall'Autorità" (TICO) e disciplinato lo svolgimento del tentativo obbligatorio di conciliazione presso il Servizio Conciliazione e altri organismi, quale condizione di procedibilità dell'azione giudiziale nelle controversie tra clienti o utenti finali e operatori o gestori nei settori regolati dall'AEEGSI, in attuazione della legge 14 novembre 1995, n. 481 e del Codice del consumo.

La nuova disciplina, in vigore dal 1°gennaio 2017, si applica alle controversie tra clienti finali di gas alimentati in bassa pressione, clienti finali di energia elettrica alimentati in bassa e/o media tensione, prosumer o utenti finali e operatori o gestori.

Le principali novità introdotte dal TICO sono le seguenti:

in merito alla procedibilità e agli effetti del tentativo obbligatorio di conciliazione, viene stabilito che la condizione di procedibilità per gli eventuali seguiti giurisdizionali si considera avverata se il primo incontro presso il Servizio Conciliazione si conclude senza l'accordo, compresi i casi di mancata comparizione della controparte. In caso invece di esito positivo della conciliazione, il relativo verbale sottoscritto dalle parti costituisce titolo esecutivo.
per quanto riguarda la procedura del Servizio di Conciliazione, si prevede che il primo incontro debba essere fissato entro un termine di 30 giorni, decorrente dalla presentazione della domanda di conciliazione e almeno 10 giorni dopo la comunicazione alle parti della data, fermo restando il termine di conclusione della procedura di 90 giorni, prorogabile di ulteriori 30. Riguardo alle tempistiche per la presentazione della domanda, la delibera conferma il termine minimo, pari a 50 giorni in caso di non risposta al reclamo e il termine massimo di un anno dall'invio del reclamo all'operatore o gestore.
il tentativo obbligatorio di conciliazione può anche essere esperito mediante altre procedure di risoluzione extragiudiziale delle controversie, quali le procedure presso le Camere di Commercio, le procedure presso gli organismi iscritti nell'elenco ADR per i consumatori, fra le quali le conciliazioni paritetiche, e le procedure svolte da uno o più organismi di mediazione iscritti nel registro ministeriale ex D. Lgs n. 28/2010.
lo svolgimento del tentativo obbligatorio di conciliazione non preclude in ogni caso la concessione di provvedimenti giudiziali urgenti e cautelari.

Con l'entrata in vigore del TICO la disciplina del Servizio Conciliazione prevista dalla delibera n. 260/2012/E/com, non produce più effetti, salvo la sua applicazione in via transitoria per le procedure conciliative pendenti presso il servizio a tale data e sino alla loro conclusione.

Con la delibera 302/2016/R/com del 09.06.2016 - "Modalità e tempistiche relative alla disciplina del recesso dai contratti di fornitura" -, che fa seguito alla consultazione avviata dall'AEEGSI con DCO 40/2016/R/com, è stata

approvata una nuova disciplina del diritto di recesso dai contratti di fornitura da parte dei clienti di piccole dimensioni e la contestuale abrogazione della Delibera 144/07.

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Il provvedimento fa seguito alla riforma della disciplina dello switching, prevista dalle Delibere 258/2015/R/com (per quanto riguarda il servizio gas) e 487/2015/R/eel (per quanto riguarda il servizio energia), che ha fissato l'esecuzione dello switching in un tempo massimo di 3 settimane.

Le principali previsioni in tema di recesso, introdotte con decorrenza 1° gennaio 2017 e valevoli anche con riferimento ai contratti stipulati prima di tale data, sono rappresentate da:

la conferma dell'esercizio del diritto di recesso senza addebito di penali o spese di chiusura quando esercitato nel termine di preavviso (la previsione di eventuali clausole contrattuali in tal senso introdotte nei contratti si considerano non apposte);
una più chiara definizione del campo applicazione della normativa sul recesso che, per quanto riguarda il settore gas naturale, si applica ai clienti finali domestici, condomini con usi domestici e usi diversi con consumi non superiori a 200.000 Smc/anno; per quanto riguarda il settore energia elettrica si applica ai clienti finali domestici BT, diversi da domestici e da illuminazione pubblica BT e prosumer (soggetto al contempo produttore e cliente finale) BT, aventi un contratto dedicato ai prelievi di energia elettrica da rete pubblica.
Sono esclusi dal campo di applicazione i contratti con controparte pubblica, i contratti relativi ad utenze stagionali o ricorrenti ed i clienti multisito quando almeno un punto non ricade nell'ambito di applicazione del provvedimento.
la conferma che il diritto di recesso, nel rispetto del termine di preavviso, può essere esercitato dal cliente in qualsiasi momento;
l'introduzione di nuove tempistiche per l'esercizio del diritto di recesso, prevedendo che, se tale diritto viene esercitato dal cliente al fine di cambiare fornitore, il venditore uscente deve ricevere la relativa comunicazione entro e non oltre il giorno 10 del mese precedente la data di cambio venditore;

Le modalità di comunicazione del recesso da parte del venditore entrante tramite il SII saranno definite con successivi provvedimenti. Nel frattempo, la comunicazione di recesso sarà inoltrata al venditore uscente (entro e non oltre il giorno 10 del mese antecedente la data di cambio venditore) tramite PEC;

la possibilità per il venditore entrante di avvalersi della revoca della richiesta di switching prevista dal TIMG e dal TIMOE nei casi di morosità;
nel caso in cui il diritto di recesso sia manifestato ai fini della cessazione della fornitura, il termine di preavviso non può essere superiore a un mese;
la variazione delle modalità di esercizio del diritto di recesso da parte del cliente finale e di trasmissione della comunicazione da parte del venditore entrante.

In caso di cambio fornitore, in occasione della sottoscrizione del contratto con il venditore entrante, il cliente rilascia a quest'ultimo un'apposita procura a recedere (su supporto durevole sicuro, idoneo a garantire la sua immodificabilità e inalterabilità), per suo conto e in suo nome, dal contratto con il venditore uscente.

Rispetto alla precedente disciplina quindi il cliente domestico non può più inviare direttamente il proprio recesso al fornitore uscente e, conseguentemente, il venditore entrante non deve più trasmettere al venditore uscente la documentazione attestante la volontà di recedere del singolo cliente.

Il venditore entrante esercita il recesso mediante il SII, trasmettendo la relativa comunicazione entro e non oltre il giorno 10 del mese antecedente il mese di cambio venditore.

Nei casi diversi dal cambio venditore, il recesso invece è esercitato direttamente dal cliente.

Qualora un cliente servito in maggior tutela o in salvaguardia concluda un contratto di mercato libero non è invece tenuto ad inviare la comunicazione di recesso all'esercente la maggior tutela; il termine del servizio di tutela/salvaguardia, in questo caso, è fissato al primo giorno di inizio della nuova fornitura.

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le modalità di esercizio del diritto di recesso da parte del venditore che ha la possibilità di recedere con un termine di preavviso non inferiore a 6 mesi, se il cliente non è in regime di tutela e se è previsto nel contratto. Tale diritto deve essere manifestato in forma scritta, con inoltro secondo le modalità previste dal contratto.

La delibera ha previsto inoltre modifiche alla delibera 138/04 (gas) laddove viene previsto che, in caso di scioglimento di un contratto di fornitura, il Venditore è tenuto a richiedere la cessazione amministrativa del servizio di distribuzione, ad eccezione del caso in cui lo scioglimento del contratto derivi da una richiesta di switching con revoca, nonché relativamente alle tempistiche di comunicazione da parte del Distributore dell'avvenuta cessazione amministrativa nel caso di recesso per cambio fornitore.

Con la delibera 413/2016/R/com del 21.07.2016 - "Nuovo testo integrato della regolazione della qualità commerciale dei servizi di vendita e modifiche alla regolazione della qualità commerciale del servizio di distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale, al codice di condotta commerciale e alla bolletta 2.0" - l'AEEGSI ha approvato un nuovo testo integrato della regolazione della qualità commerciale dei servizi di vendita e apportato modifiche ad aspetti correlati della regolazione della qualità dei servizi di distribuzione dell'energia elettrica e del gas, nonché al Codice di condotta commerciale.

Nello specifico il provvedimento ha disposto anzitutto una riforma significativa del TIQV mediante:

la definizione di quattro fattispecie di prestazione, delle quali tre sottoposte a standard specifico e ad indennizzo automatico (tempo di risposta a reclami scritti, tempo di rettifica di fatturazione e tempo di rettifica di doppia fatturazione) e una a standard generale (tempo di risposta a richieste scritte di informazioni);
l'incremento dell'indennizzo spettante nei casi di violazione dello standard specifico da 20,00 a 25,00 euro. Nel caso in cui il venditore non rispetti sia lo standard di risposta motivata ai reclami, sia lo standard per l'effettuazione della rettifica di fatturazione, il cliente riceve complessivamente un indennizzo base di 50,00 Euro. Si riduce inoltre il tempo massimo per l'erogazione dell'indennizzo, che passa da 8 a 6 mesi;
la previsione di due standard generali volontari per meglio monitorare i tempi di risposta ai reclami in funzione del previsto aggiornamento dello standard specifico (da 40 a 30 giorni solari per i reclami scritti e da 90 a 60 giorni solari per le rettifiche di fatturazione);
la disposizione secondo cui i dati debbano essere comunicati dai venditori all'Autorità con riferimento alle fattispecie citate annualmente, in analogia a quanto avviene per i dati di qualità commerciale della distribuzione. Inoltre i dati comunicati a partire dal 2018 per i reclami e le richieste di informazioni dovranno essere classificati per argomento e sub argomento (sia per i venditori che per i distributori), come previsto dalla Tabella 5 del TIQV;
prevedendo il Rapporto reclami e controversie annuale e che il venditore debba sempre mettere a disposizione, per l'invio dei reclami, anche un canale telematico o e-mail.

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La delibera ha inoltre introdotto la modifica del TIQE e del RQDG:

rivedendo la disciplina relativa ai tempi di messa a disposizione di dati tecnici richiesti dal venditore, compresa l'estensione della possibilità per i venditori di richiedere dati ai distributori in presenza di reclami telefonici, e alle richieste in sede di conciliazione paritetica;

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alzando l'indennizzo e unificandolo per l'elettricità e il gas, che deve essere versato dal distributore al venditore (30 euro);
riducendo a 6 mesi il tempo massimo per la corresponsione dell'indennizzo dovuto in caso di mancato rispetto degli standard specifici sulla messa a disposizione dei dati tecnici.

Infine il provvedimento ha rafforzato la regolazione sugli obblighi di informativa in capo ai venditori, disponendo che venga sempre data informazione a tutti i clienti, sia sul sito web che nei contratti, della possibilità di accedere al Servizio Conciliazione ed, eventualmente, ad altri organismi per l'esperimento del tentativo obbligatorio di conciliazione ad accesso gratuito alle cui procedure si impegnano a partecipare. Medesima informativa dovrà essere presente solo nelle risposte a reclami che risultano non risolti. Nelle risposte ai reclami, inoltre, deve essere presente l'informazione sull'eventuale indennizzo automatico spettante al cliente, se ne sono verificati i presupposti, con l'importo e il termine ultimo entro cui dovrà essere erogato.

Con la delibera 463/2016/R/com del 04.08.2016 - "Disposizioni relative alla fatturazione di periodo, indennizzi a carico dei venditori e delle imprese di distribuzione e ulteriori obblighi in capo alle suddette imprese in tema di misura"- che fa seguito alle consultazioni avviate con i DCO 405/2015/R/com e 216/2016/R/com, l'AEEGSI ha approvato:

il Testo integrato sulla fatturazione del servizio di vendita al dettaglio (TIF) che ha come obiettivo di definire l'intera disciplina della fatturazione ai clienti finali di piccole dimensioni;
interventi specifici, sia inerenti la misura e la rateizzazione, sia finalizzati a rendere coerenti le attuali previsioni regolatorie alla nuova disciplina del TIF.

Le disposizioni del TIF si applicano a tutti i clienti domestici e non domestici connessi in bassa tensione – per il settore elettrico – e a tutti i clienti con consumi inferiori a 200.000 Smc/anno – per il settore del gas naturale, mentre ai clienti titolari di forniture destinate alle amministrazioni pubbliche si applichino solo le disposizioni relative all'autolettura.

Le principali novità introdotte dal TIF, con decorrenza 01°gennaio 2017 (ad eccezione di alcune disposizioni per le quali è prevista una diversa tempistica), sono le seguenti:

Emissione e periodicità della fattura di periodo: Le disposizioni prevedono una determinata periodicità di fatturazione (riportata nelle tabelle allegate al TIF), che può essere derogata dai venditori del mercato libero. È inoltre introdotto un vincolo temporale all'emissione della fattura, pari a 45 giorni dall'ultimo giorno di consumo addebitato in fattura. Nel mercato libero il venditore può indicare vincolo temporale differente.
Mercato di Tutela/Maggior Tutela e Mercato libero: le disposizioni del TIF si applicano a tutte le forniture in regime di maggior tutela, di tutela gas e della Tutela SIMILE; nel mercato libero i venditori hanno l'obbligo di ricomprendere, nel proprio paniere di offerte, un contratto con le clausole contrattuali relative alla fatturazione uguali a quelle dei regimi di tutela, mentre per le altre offerte sono liberi di derogare a dette clausole secondo quanto indicato nel TIF; in tali casi, tuttavia, sono previsti obblighi informativi a beneficio del cliente finale che sottoscrive offerte contenenti clausole derogate.
Ordine di utilizzo dei dati di misura: il venditore è tenuto ad utilizzare nelle fatture di periodo i dati di misura nel rispetto del seguente ordine: dati di misura effettivi messi a disposizione dall'impresa di

distribuzione; autoletture comunicate dal cliente finale e validate dall'impresa di distribuzione; dati di misura stimati (come messi a disposizione dall'impresa di distribuzione ovvero stimati del venditore).

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Nei casi di utilizzo di proprie stime, il venditore determina il dato di misura stimato sulla base dei consumi storici effettivi del cliente come forniti dall'impresa di distribuzione ed eventualmente integrati con altre informazioni ritenute utili. Tali stime, inoltre, devono essere determinate riducendo al minimo lo scostamento tra consumi effettivi e consumi stimati.

Tale clausola è considerata derogabile in quanto ogni venditore del mercato libero può stabilire un diverso ordine di priorità purché almeno una volta all'anno emetta una fattura che contabilizzi consumi effettivi.

Fatture miste: se la fattura contiene consumi effettivi, non possono essere contabilizzati in aggiunta anche consumi stimati nei seguenti casi:
a) se la periodicità di fatturazione è mensile;
b) se il dato di misura finale del periodo è un'autolettura;
c) in caso di mancato rispetto, anche isolato, della periodicità di fatturazione.

Nel mercato libero, il venditore può derogare a quanto previsto dalle lettera a) e b), deve, invece, rispettare sempre il divieto di emissione di fatture miste nei casi di mancato rispetto della periodicità di fatturazione (lettera c).

Ricalcoli e altre regole di fatturazione: il venditore procede al ricalcolo (conguaglio), di importi precedentemente calcolati sulla base di dati di misura stimati, solo in caso di successiva disponibilità di dati di misura effettivi messi a disposizione dall'impresa di distribuzione o di autoletture. Viene inoltre previsto il divieto di fatturare consumi per periodi successivi alla data di emissione della fatturazione. Tali clausole non sono derogabili nel mercato libero.
Autolettura: Il venditore ha l'obbligo:
o per tutti i punti del settore elettrico trattati monorari e per tutti i punti del settore gas con frequenza di lettura diversa da quella mensile con dettaglio giornaliero, di mettere a disposizione una modalità per la raccolta dell'autolettura comunicata dal cliente all'interno di una finestra temporale indicata in fattura. Tale dato sarà preso in carico dal venditore a meno che non risulti palesemente errato (in quanto di almeno un ordine di grandezza diverso dall'ultimo dato disponibile) e trasmesso all'impresa di distribuzione entro 4 giorni lavorativi;
o per tutti i punti del settore elettrico trattati per fascia e per tutti i punti del settore gas con frequenza di lettura mensile con dettaglio giornaliero, di mettere a disposizione dei clienti almeno una modalità di raccolta dell'autolettura, qualora siano state emesse una o più fatture contabilizzanti dati di misura stimati per almeno 2 mesi consecutivi (tale obbligo entrerà in vigore il 1° aprile 2017). L'autolettura sarà presa in carico dal venditore a meno che non risulti palesemente errata (in quanto di almeno un ordine di grandezza diverso dall'ultimo dato disponibile) e trasmessa all'impresa di distribuzione entro 4 giorni lavorativi;
o di prendere in carico e trasmettere all'impresa di distribuzione per la validazione anche le autoletture eventualmente pervenute attraverso un reclamo scritto o segnalazione telefonica (tale obbligo entrerà in vigore il 1° aprile 2017);
o di effettuare comunicazioni per informare i clienti finali delle possibilità di comunicare l'autolettura.
Standard generali per la quantificazione dei consumi stimati: in caso di utilizzo di dati stimati, viene introdotto uno standard generale relativo alla qualità di tali stime funzionale a individuare criticità legate a

sovra o sotto stime particolarmente rilevanti. Per verificare il rispetto dello standard di qualità delle stime dei consumi fatturati di energia elettrica e gas naturale, viene introdotto un indicatore di qualità sull'incidenza dei consumi stimati rispetto ai consumi effettivi.

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Indennizzi a favore del cliente finale a carico del venditore per ritardi di emissione delle fatture: Nel caso di emissione della fattura di periodo oltre il termine di 45 giorni dall'ultimo giorno di consumo addebitato in fattura, il venditore dovrà riconoscere, nella prima fattura utile, un indennizzo automatico al cliente finale crescente sulla base dei giorni di ritardo (rispetto al termine di emissione delle fatture) e pari:
o a 6,00 € nel caso di un ritardo fino a dieci giorni solari successivi al termine di emissione delle fatture;
o maggiorato di 2,00 € ogni 5 giorni ulteriori di ritardo, fino ad un massimo di 20,00 € per ritardi pari o superiori a 45 giorni solari dal termine di emissione;
o a 40,00 € se il ritardo dal termine di emissione è compreso tra 46 e 90 giorni solari;
o a 60,00 € se il ritardo dal termine di emissione è superiore a 90 giorni solari.
Indennizzi a favore del cliente finale a carico dell'impresa di distribuzione per mancata rilevazione dato effettivo per i punti trattati per fascia: Nel caso in cui l'impresa di distribuzione di energia elettrica, con riferimento ai clienti trattati per fascia, abbia stimato i dati di misura per due mesi consecutivi è tenuta a riconoscere al cliente finale, tramite il venditore, un indennizzo di ammontare pari a 10,00.

Il diritto a ciascun indennizzo nei casi sopra specificati è applicabile ha decorrere dal 1°gennaio 2017, ma viene prevista una deroga per il riconoscimento dell'indennizzo al cliente finale; in sede di prima applicazione, infatti, l'indennizzo può essere corrisposto entro un termine pari al doppio rispetto a quanto normalmente previsto dalla regolazione.

Monitoraggio: L'Autorità svolgerà le attività di monitoraggio della fatturazione di periodo (oltre a quelle già avviate relative alla fattura di chiusura) che comprendono, tra l'altro, la verifica del rispetto dello standard di qualità delle stime dei consumi contabilizzati in fattura.

Per quanto riguarda gli ulteriori interventi introdotti dalla delibera si segnalano:

Interventi inerenti alla misura per il settore elettrico: la periodicità di rilevazione dei dati di misura viene aumentata: per i punti trattati monorari con potenza non superiore ai 16,5 kW sarà infatti obbligatorio un tentativo di lettura ogni 4 mesi (attualmente è un tentativo all'anno); per i punti trattati monorari, è inoltre introdotto un obbligo di reitero del tentativo di lettura nel caso di almeno due tentativi di lettura falliti consecutivi e di assenza di autoletture validate; è introdotta la procedura di validazione di tutte le autoletture che il venditore trasmette all'impresa di distribuzione (comprese quelle provenienti da reclami dei clienti finali);
Interventi inerenti la misura per il settore gas: è introdotta la procedura di validazione delle autoletture provenienti da reclami dei clienti finali che il venditore trasmette all'impresa di distribuzione;
Interventi inerenti la misura per entrambi i settori:
o le imprese di distribuzione hanno l'obbligo di registrare le cause (opportunamente codificate) dei tentativi di lettura falliti;
o sono introdotti indennizzi automatici in capo alle imprese di distribuzione da corrispondere al venditore in caso di messa a disposizione dei dati di misura in ritardo; i livelli dei suddetti indennizzi vengono fissati in coerenza con quelli attualmente già previsti dalla regolazione potranno essere oggetto di opportune revisioni alla luce dei primi esiti relativi all'applicazione dei medesimi;

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Interventi inerenti la rateizzazione:
o obbligo di rateizzazione per gli esercenti la maggior tutela e tutela gas anche nei casi di fatturazione di importi anomali e per tutti i punti di prelievo nei casi di mancato rispetto, anche episodico, della periodicità di fatturazione prevista nel TIF;
o medesimo obbligo di rateizzazione, descritto al precedente punto, anche per i venditori sul mercato libero, i quali possono offrire modalità di rateizzazione anche migliorative.

Infine, con la delibera, l'AEEGSI avvia un procedimento, da concludere entro il mese di giugno 2017, per la revisione della disciplina delle condizioni contrattuali non economiche finalizzata, tra l'altro, alla definizione dell'offerta standard.

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Con successiva delibera 738/2016/R/com del 06.12.2016 - "Fatturazione e regole di rateizzazione: modifiche alla disciplina definita dalla deliberazione dell'Autorità 463/2016/R/com"- l'AEEGSI ha apportato modifiche alla deliberazione 463/2016/R/com ed al suo Allegato A (TIF), nonché al TIV, TIME e TIVG per aspetti inerenti alla fatturazione e alle regole di rateizzazione.

In particolare, oltre a correggere alcuni errori materiali, il provvedimento, ha modificato la regolazione riguardante:

- Periodicità fatturazione e contabilizzazione dei consumi

Periodicità: Possibilità, anche con riferimento al servizio di tutela, di aumentare la frequenza di fatturazione (di norma quadrimestrale) per i clienti del gas con consumi inferiori a 500 Smc/anno;

Fatturazione in anticipo: Viene permessa la deroga al divieto di fatturazione di consumi successivi alla data di emissione della fattura in presenza di determinate condizioni;

Fatturazione mista: Specificazione che il divieto di aggiungere consumi stimati dopo un'autolettura si applica ai soli casi di autoletture acquisite in finestra ed eliminazione del divieto di aggiungere consumi stimati nella prima fattura che segue un blocco di fatture.

L'autolettura

Trasmissione dal venditore: Viene esplicitato che l'autolettura deve essere trasmessa da parte del venditore al distributore entro e non oltre 4 giorni lavorativi dall'acquisizione;

Finestra: Si prevede la possibilità per il venditore di acquisire autoletture comunicate dai clienti finali in periodi extra-finestra, anche in casi diversi da quelli già previsti (tramite reclami o segnalazioni telefoniche);

Rettifica: Si consente ai venditori, nei casi di autoletture comunicate tramite reclamo scritto o segnalazione telefonica, di emettere una fattura immediata di rettifica anche senza aspettare l'esito della validazione del distributore (che comunque dovrà essere richiesta);

Trasmissione tardiva: Si prevede esplicitamente che in caso di trasmissione tardiva del dato di autolettura da parte del venditore al distributore, quest'ultimo non è tenuto a procedere alla validazione.

Gli indennizzi

Vengono integrate le cause di esclusione dal pagamento dell'indennizzo (contemplando anche le cause imputabili a terzi) e vengono stabilite la data a partire dalla quale decorrono i 6 mesi per il pagamento degli indennizzi su fatture di periodo e la causale da indicare per ciascun indennizzo nella fattura che lo contiene.

- La rateizzazione

Mercato libero: Viene chiarito l'ambito di applicazione delle casistiche di rateizzazione da applicare obbligatoriamente anche nel mercato libero, ponendolo uguale a quello del TIF;

Blocco fatturazione e fatturazione anomala: Vengono dettagliate le regole di rateizzazione per le casistiche di rateizzazione aggiunte dalla deliberazione 463/2016/R/com.

- L'entrata in vigore

Contratti in essere: Vengono fornite disposizioni relative a specifici obblighi informativi per i contratti in essere alla data di entrata in vigore del TIF;

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Efficacia: Viene dettagliata l'efficacia delle disposizioni del TIF e della deliberazione 463/2016 prevedendo, in particolare, che tutte le previsioni abbiano efficacia dall'1° gennaio 2017, con riferimento alle fatture di periodo contabilizzanti solo consumi successivi a tale data mentre, per le fatture di periodo contenenti sia consumi precedenti il 1° gennaio 2017, sia consumi successivi a tale data, che i venditori possano applicare la disciplina regolatoria antecedente l'entrata in vigore del TIF purché tali fatture siano emesse entro e non oltre il 31 maggio 2017.

Gradualità di applicazione dell'indennizzo ex art. 17 del TIF: Previsione per tutto il 2017, che l'indennizzo di cui all'articolo 17 si applichi dopo 3 mesi consecutivi di dati stimati.

- L'ambito di applicazione

Viene stabilita l'esclusione dall'ambito di applicazione dei clienti serviti nei regimi di ultima istanza (salvaguardia, FUI e default distribuzione).

Con delibera 795/2016/R/com del 28.12.2016 - "Modifiche alla regolazione della qualità commerciale del servizio di distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale e alla regolazione della qualità commerciale del servizio di vendita per la prestazione di messa a disposizione di dati tecnici richiesti dal venditore" - l'AEEGSI ha disciplinato, all'interno della prestazione del distributore di messa a disposizione di dati tecnici richiesti dal venditore, le fattispecie riconducibili alla categoria "altri dati tecnici complessi".

In particolare, si è provveduto ad individuare poche fattispecie complesse, anziché definire una lunga lista di fattispecie semplici, prevedendo che il distributore possa procedere a riclassificare una richiesta da semplice a complessa, laddove si renda necessario un sopralluogo presso il Punto di Riconsegna.

Settore Gas naturale

Con delibera 10/2016/R/gas del 14.01.2016 l'AEEGSI ha approvato l'"Aggiornamento del tasso di interesse ai fini della determinazione del rimborso, ai gestori uscenti, degli importi relativi al corrispettivo una tantum per la copertura degli oneri di gara per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale". Con la deliberazione è aggiornato, con validità per il triennio 2016-2018, il tasso di interesse da applicare per la determinazione del rimborso ai gestori uscenti degli importi per la copertura degli oneri di gara di cui al decreto 226/11, secondo le modalità definite con la deliberazione dell'Autorità 3 luglio 2014, 326/2014/R/gas.

Con delibera 20/2016/R/gas del 21.01.2016 l'AEEGSI ha approvato la "Determinazione dei premi e delle penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale, per l'anno 2013". Il provvedimento determina, per l'anno 2013, i premi e le penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale per 167 imprese distributrici di gas naturale.

Con delibera 95/2016/E/gas del 10.03.2016 l'AEEGSI ha approvato il "Programma di controlli telefonici e di verifiche ispettive nei confronti di imprese distributrici di gas in materia di pronto intervento, per l'anno 2016". Il

provvedimento avvia la campagna di controlli telefonici e verifiche ispettive sul rispetto della disciplina in materia di pronto intervento gas, per l'anno 2016.

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Con delibera 99/2016/R/gas del 10.03.2016 l'AEEGSI ha approvato la "Determinazione delle tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2015". Con la deliberazione vengono determinate le tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2015, calcolate sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all'anno 2014, ai sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera b), della RTDG. Ai fini di tale determinazione vengono recepite istanze di rideterminazione tariffaria e di applicazione della tariffa di ufficio con decorrenza dall'anno 2015 e vengono considerate istanze di rettifica di dati patrimoniali e fisici pervenute entro il 15 febbraio 2016.

Con la delibera 223/2016/R/gas del 12.05.2016 - "Disposizioni in materia di assicurazione a favore dei clienti finali del gas, per il quadriennio 1 gennaio 2017 - 31 dicembre 2020" l'AEEGSI ha stabilito i criteri che dovranno regolare l'assicurazione contro i rischi derivanti dall'uso del gas a valle del punto di consegna di cui beneficiano i clienti finali del gas distribuito mediante gasdotti locali e reti di trasporto per il periodo 1° gennaio 2017 - 31 dicembre 2020, e disciplinato le modalità di stipulazione del relativo contratto di assicurazione.

Il provvedimento, che chiude il processo di consultazione avviato nel mese di marzo con il DCO 93/16, ha introdotto, in particolare, le seguenti novità:

durata delle polizza estesa a quattro anni, in luogo degli attuali tre;
conferma del Comitato italiano gas (CIG) nel ruolo di contraente dell'assicurazione per conto dei clienti finali, e dello Sportello per il consumatore di energia quale punto di contatto informativo;
individuazione dei beneficiari dell'assicurazione limitata a tutti i punti di riconsegna relativi a utenze domestiche e a condominio con uso domestico, come definiti dal TIVG, e ai punti di riconsegna dotati di misuratori di classe non superiore G25 relativi ad attività di servizio pubblico e alle utenze per usi diversi, come definiti ai sensi del TIVG;
incremento dei massimali di indennizzo relativi alla sezione incendio e alla sezione infortuni;
riduzione dei termini per il pagamento del premio minimo annuo, per il quale è previsto che la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) versi al CIG il relativo importo, e conferma delle attuali tempistiche dei flussi di riscossione delle quote a copertura dei costi dell'assicurazione (dai clienti finali assicurati alle imprese di vendita, da queste alle imprese di distribuzione e da queste alla CSEA);
possibile sostituzione della clausola in materia di disdetta in caso di sinistro, esercitabile dalla sola contraente, con una clausola in materia di recesso unilaterale, esercitabile da entrambe le parti per giustificato motivo, su base annua e con un preavviso non inferiore ai 180 giorni;
relativamente alle clausole di partecipazione agli utili delle sezioni incendio e infortuni, la possibilità di prevedere valori percentuali per il calcolo della "quota a favore dei contraenti" non inferiori al 75% del riferimento di partecipazione;
riduzione del valore massimo del premio per punto di riconsegna assicurato (da 0,75 a 0,70 euro), posto a base d'asta ai fini della procedura di gara.

La delibera ha previsto, inoltre, che l'AEEGSI definisca con successivo provvedimento, in base agli esiti della gara, il costo unitario annuo che andrà pagato dai clienti finali (attualmente pari a 60 centesimi di euro / anno), prevedendone

un aggiornamento annuale in funzione della disponibilità del Conto assicurazione della CSEA e alle relative esigenze di gettito.

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Con delibera 280/2016/E/gas del 31.05.2016 l'AEEGSI ha approvato il "Programma di verifiche ispettive nei confronti di esercenti la distribuzione di gas naturale, in materia di rilevazione e messa a disposizione dei dati di misura". Il provvedimento prevede di effettuare una campagna di verifiche ispettive nei confronti di imprese di distribuzione del gas naturale in materia di rilevazione e messa a disposizione dei dati di misura presso i clienti finali.

Con delibera 294/2016/E/gas del 09.06.2016 l'AEEGSI ha approvato il "Programma di verifiche ispettive nei confronti di imprese distributrici di gas naturale, in materia di recuperi di sicurezza del servizio, per l'anno 2016".

Con delibera 320/2016/R/gas del 16.06.2016 l'AEEGSI ha approvato la "Determinazione dei premi e delle penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale, per l'anno 2013 e avvio di procedimento per la rideterminazione dei livelli tendenziali, per gli anni 2014-2019, per Egea Ente Gestione Energia e Ambiente S.p.A.". Il provvedimento determina i premi e le penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale per l'anno 2013.

Con delibera 389/2016/E/gas del 14.07.2016 l'AEEGSI ha approvato i "Controlli tecnici della qualità del gas per il periodo 1 ottobre 2016 – 30 settembre 2017".

Con la delibera 465/2016/R/gas del 04.08.2016 - "Procedure ad evidenza pubblica per l'individuazione dei fornitori di ultima istanza e dei fornitori del servizio di default distribuzione a partire dall'1 ottobre 2016. Modifiche al TIVG, al TIMG e all'Allegato A alla deliberazione dell'Autorità 102/2016/r/com" l'AEEGSI ha definito i criteri e le modalità per l'individuazione dei prossimi fornitori dei servizi di ultima istanza (SUI) – FUI e default distribuzione – intervenendo altresì sulla disciplina dei suddetti servizi, in particolare sulle attività di responsabilità delle imprese di distribuzione collegate alla morosità, nonché in materia di voltura.

L'Allegato A del provvedimento contiene i criteri e le modalità di selezione dei fornitori del servizio di ultima istanza (FUI) e del servizio di default distribuzione (FDD) per i prossimi due anni termici (dall'1°ottobre 2016 al 30 settembre 2018), fatta salva l'eventualità di riduzione del periodo, conseguente alla soppressione della tutela a seguito dell'entrata in vigore del provvedimento legislativo sulla Concorrenza.

Rispetto alle precedenti procedure, si evidenziano integrazioni in merito ai requisiti di ammissione e alle informazioni da mettere a disposizione dei potenziali partecipanti (es. numero di richieste di chiusura per morosità). Ai clienti serviti in SUI verranno applicate condizioni economiche differenziate in base al tempo di permanenza, per incentivarne l'uscita. Con successivo provvedimento verrà definito un meccanismo di perequazione per garantire che i ricavi vengano determinati sulla base del parametro offerto (β o γ) dai fornitori selezionati.

Infine è stata aggiornata l'entità del corrispettivo a copertura degli oneri morosità (INAUI), che passa da 0,5 €/GJ a 0,6 €/GJ, mentre in tema di fatturazione ne viene incrementata la frequenza - la prima bolletta entro 4 mesi e poi trimestralmente (art. 31bis4 e 33.3 TIVG).

Il provvedimento, inoltre, è intervenuto su alcune disposizioni dei Testi Integrati Vendita (TIVG) e Morosità (TIMG), principalmente al fine di modificare gli adempimenti in capo alle imprese di distribuzione, di seguito sintetizzati:

Il riconoscimento del diritto dell'impresa di distribuzione ad accedere ai locali in cui è ubicato l'impianto di misura (art. 33.11 e 34.2 d bis TIVG). I contratti di vendita di gas naturale dovranno d'ora in poi contenere espressa indicazione dell'assunzione, da parte del cliente finale, di tale obbligazione per consentire al distributore la disalimentazione del PdR in caso di inadempimento del cliente medesimo (art. 19.1 h TIMG);

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Il distributore è sollevato dall'obbligo di compiere i tentativi di disalimentazione ed esperire le iniziative giudiziarie in caso di permanenza nel servizio di default distribuzione da parte di un cliente attivato per motivi diversi dalla morosità che continua ad adempiere alle sue obbligazioni di pagamento (soppressione art. 35.4 TIVG);
Nei casi in cui gli atti autorizzativi ai fini della disalimentazione non siano disponibili dopo 6 mesi dalla richiesta del distributore, si prevede che l'intervento sia classificato con esito negativo, consentendo così alla società di vendita di inoltrare richiesta di cessazione amministrativa per impossibilità di interruzione dell'alimentazione ex art 13 TIMG (art. 11.2bis TIMG);
Viene introdotta una soglia, basata sui consumi storici del cliente (500 Smc/anno), al di sopra della quale il distributore è tenuto a intraprendere le azioni giudiziarie (art. 13bis.1 TIMG);
Circa l'obbligo informativo in capo all'utente della distribuzione che ha ottenuto la cessazione amministrativa ex art 13 TIMG viene modificata sia la modalità di trasmissione al distributore che il contenuto della documentazione da utilizzare nell'ambito delle iniziative giudiziarie (art. 13.7 e 19.1 g TIMG). Nello specifico la documentazione va ora inviata entro 15 giorni dalla richiesta da parte del distributore via PEC (anziché entro 15 giorni dalla comunicazione dell'esito positivo della cessazione amministrativa) integrandola con la copia della risoluzione del contratto e attestazione di avvenuta ricezione, nonché del contratto di fornitura se disponibile;
Nel lasso temporale intercorrente la richiesta di cessazione amministrativa per impossibilità di interruzione e l'attivazione del default per morosità, si esplicita la possibilità per il distributore di continuare i tentativi di interruzione dell'alimentazione (art. 13.8 TIMG).
Si riconosce la possibilità per il distributore di fatturare ai clienti gli oneri sostenuti per le azioni giudiziarie, salvo quanto espressamente disposto dal giudice in sede di decisione sulle spese di causa (art. 13 bis4 TIMG),
vincolando la riattivazione del cliente per lo stesso PdR o altro punto sempre gestito dalla medesima impresa al pagamento di tali oneri (art.13 bis.6,7,8 TIMG)
Infine, si anticipano di un giorno lavorativo i termini dei processi di cui ai commi 39ter.2, 39ter.3 e 39ter.4 del TIVG in modo tale che, a seguito della richiesta al distributore di sospensione per morosità da parte del fornitore di default, l'inoltro della revoca della richiesta di switch da parte del venditore entrante avvenga entro 2 giorni lavorativi precedenti il sest'ultimo giorno del mese.

Il provvedimento, infine, è intervenuto modificando il processo di voltura.

In caso di non accettazione della richiesta di voltura da parte della preesistente controparte commerciale che recede unilateralmente dal contratto, l'Autorità non ritiene opportuno in questa fase prevedere l'attivazione di ufficio del servizio FUI nei confronti del nuovo cliente richiedente la voltura, nel caso di possesso dei requisiti per l'accesso a tale servizio. Si preferisce invece un'attivazione su richiesta del cliente interessato, prevedendo che nella comunicazione con cui viene rifiutata la richiesta di voltura il venditore specifici la possibilità di ricorso al FUI, indicando al cliente i riferimenti e le condizioni di erogazione del servizio.

Con riferimento ai casi di un cliente finale che vuole acquisire la titolarità di un PdR servito in default, l'Autorità precisa che nel momento in cui al distributore perviene una richiesta di attivazione da una nuova controparte

commerciale, la disalimentazione avviene in maniera "fittizia" al fine di cessare il default e contestualmente attivare il punto sul nuovo cliente, in continuità di fornitura.

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Con delibera 486/2016/R/gas del 08.09.2016 l'AEEGSI ha approvato l'"Aggiornamento dei valori percentuali necessari alla definizione dei profili di prelievo standard, per l'anno termico 2016-2017".

Il provvedimento rispecchia la previsione dell'art. 5.3 TISG secondo cui entro l'inizio dell'anno termico AEEGSI definisce ed aggiorna con proprio provvedimento tali valori, da utilizzarsi per il periodo 01 ottobre 2016 – 30 settembre 2017.

I valori percentuali giornalieri dei profili di prelievo standard (art. 5 TISG) sono calcolati sulla base di uno specifico algoritmo che tiene conto dei parametri riferiti ai diversi "usi gas"; i profili vengono utilizzati dal distributore, sulla base di letture reali e del consumo annuo attribuito a ciascun PDR (CAPDR), per determinare stime di lettura (e quindi consumi) ai fini di:

fatturazione del servizio di vettoriamento;
determinazione della lettura di switching;
procedure di Settlement.

Inoltre, il venditore potrebbe essere direttamente coinvolto nell'utilizzo dei profili di cui sopra, nel caso in cui utilizzi la metodologia dei profili di prelievo standard per il calcolo delle stime dei consumi fatturati in acconto ai clienti finali.

Con delibera 2016 686/2016/R/gas del 24 novembre l'AEEGSI ha approvato "Determinazione dei premi e delle penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale, per l'anno 2014". Il provvedimento determina, per l'anno 2014, i premi e le penalità relativi ai recuperi di sicurezza del servizio di distribuzione del gas naturale per le imprese distributrici di gas naturale.

Con delibera 704/2016/R/gas del 01.12.2016 "Disposizioni in materia di riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale" L'AEEGSI ha istituito un tavolo di lavoro tecnico congiunto tra le imprese di distribuzione, anche attraverso le associazioni di categoria, e gli Uffici dell'Autorità, allo scopo di definire una struttura di prezzario condivisa per il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale a partire dagli investimenti del 2018. Con la medesima deliberazione viene introdotto un tetto al riconoscimento dei costi unitari di capitale per le località in avviamento a partire dagli investimenti del 2017.

Con delibera 755/2016/R/gas del 22.12.2016 – "Aggiornamento infra-periodo della regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas, per il triennio 2017-2019. Approvazione della RTDG per il triennio 2017-2019" l'AEEGSI ha approvato, a valere dal 1° gennaio 2017, la nuova versione della Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG), a valle delle modifiche in materia di costi operativi riconosciuti, di determinazione della componente tariffaria a copertura dei costi delle verifiche metrologiche, di riconoscimento dei costi dei sistemi di telelettura/telegestione e dei concentratori e di definizione dei costi standard dei gruppi di misura elettronici, per il triennio 2017-2019.

In particolare, il provvedimento, in esito alla consultazione relativa al DCO 629/2016/R/GAS, è intervenuto in merito ai seguenti aspetti:

definizione dei tassi di riduzione annuale costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi per la gestione delle infrastrutture di rete del servizio di distribuzione di gas naturale – Conferma dei tassi di riduzione annuale fissati

per gli aggiornamenti degli anni 2015 e 2016 anche per gli aggiornamenti tariffari degli anni 2017, 2018 e 2019 (pari al 2,5% per le imprese distributrici appartenenti alla classe dimensionale fino a 50.000 punti di riconsegna serviti e per quelle appartenenti alla classe dimensionale oltre 50.000 e fino a 300.000 punti di riconsegna serviti; pari all'1,7% per le imprese appartenenti alla classe dimensionale oltre 300.000 punti di riconsegna serviti);

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definizione dei tassi di riduzione annuale costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi per la gestione delle infrastrutture di rete del servizio di distribuzione di gas diversi dal naturale – Conferma dei tassi di riduzione annuale fissati per gli aggiornamenti degli anni 2015 e 2016, pari a 0%, anche per gli aggiornamenti tariffari degli anni 2017, 2018 e 2019;
definizione dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi operativi del servizio di misura – Conferma degli obiettivi di recupero di produttività per le attività di installazione e manutenzione e per le attività di raccolta, validazione e registrazione dei dati, fissati pari a 0% nel primo triennio del quarto periodo di regolazione e avvio di specifico monitoraggio dei costi sostenuti dalle imprese per verificare gli impatti derivanti dallo sviluppo dei programmi di messa in servizio degli smart meter;
definizione dei tassi di riduzione annuale dei costi unitari riconosciuti a copertura dei costi del servizio di commercializzazione - Ridefinizione in aumento del costo unitario riconosciuto per il servizio di commercializzazione, in linea con i costi effettivi delle imprese sulla base dei dati riportati nei rendiconti separati per l'anno 2015, prevedendo un tasso di riduzione annuale dei costi pari a 0% per i successivi aggiornamenti del parametro nel corso del quarto periodo di regolazione;
revisione della componente ∆CVERunit,t, - In attesa di approfondimenti (da completarsi in tempo utile per la determinazione delle tariffe di riferimento definitive relative al 2017) sulle verifiche svolte a partire dal 2014 e sui relativi costi, al fine di introdurre un riconoscimento unitario per verifica svolta invece che per punto di riconsegna, riduzione in via provvisoria del valore unitario della componente da 60 a 50 euro per punto di riconsegna;
determinazione delle componenti e a copertura dei costi centralizzati t(tel) e t(con) per il sistema di telelettura/telegestione e dei costi dei concentratori - Svolgimento di approfondimenti con le imprese (da concludere entro il 2017, al fine di superare l'attuale regime di riconoscimento dei costi a consuntivo già in relazione ai costi sostenuti nel 2018) finalizzati all'introduzione di criteri di riconoscimento dei costi basati su logiche output based, guidati dal perseguimento dell'efficienza, fermo restando il rispetto del principio di neutralità rispetto a scelte make or buy e tra soluzioni tecnologiche (soluzioni con o senza concentratore). Nelle more della conclusione degli approfondimenti, previsione che i costi sostenuti fino all'anno 2017 siano riconosciuti a consuntivo, introducendo in ogni caso un tetto ai riconoscimenti tariffari per i costi sostenuti nel 2017, definito sulla base del livello medio unitario dei costi delle imprese che hanno adottato soluzioni buy e dimensionato in funzione del numero di punti di riconsegna effettivamente equipaggiati con smart meter;
definizione dei costi standard relativi ai gruppi di misura per l'anno 2017 - Determinazione pari a 135 euro/gdm per i misuratori di classe G4 e 170 euro/gdm per quelli di classe G6; conferma dei livelli già fissati per l'anno 2014 per i misuratori di classi superiori a G6;
riconoscimento dei costi per la messa in servizio di gruppi di misura di classe G4 e G6 nell'anno 2016 – Valutazione degli investimenti sulla base del costo effettivamente sostenuto, con un tetto pari al 150% del costo standard, in continuità con quanto applicato nel 2015.

Con delibera 821/2016/R/gas del 29.12.2016 l'AEEGSI ha approvato "Disposizioni urgenti in materia di telegestione degli smart meter gas". In relazione ad esigenze di sicurezza, prevede la possibilità per le imprese distributrici di gas

naturale di rinviare a fine 2017 l'utilizzo della gestione da remoto della chiusura dell'elettrovalvola presente sugli smart meter gas G4 e G6.

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Con delibera 806/2016/R/gas del 28.12.2016 l'AEEGSI ha approvato le "Proposte di aggiornamento del codice di rete della Società Snam Rete Gas S.p.a.". Il provvedimento approva la proposta di aggiornamento inviata dalla Società Snam Rete Gas ai fini del recepimento della deliberazione 210/2015/R/gas, che ha approvato le prime direttive in tema di processi di mercato relativi all'immissione di biometano nella reti di trasporto e di distribuzione del gas naturale

Settore Energia Elettrica

Con delibera 39/2016/R/com del 04.02.2016 l'AEEGSI ha corretto alcuni errori materiali riscontrati nel TIT e nel TIC approvati con delibera 654/2015/R/eel e aggiornato le definizioni in essi contenute, in coerenza con le disposizioni della normativa primaria.

Con delibera 208/2016/R/eel del 28.04.2016 -"Disposizioni funzionali all'avvio della riforma del processo di switching nel mercato retail elettrico attraverso l'utilizzo del Sistema Informativo Integrato e conseguente semplificazione normativa" l'AEEGSI ha introdotto alcune modifiche ed integrazioni al TIV, al TIMOE, alle delibere 153/2012/R/com e 487/2015/R/eel, funzionali all'attuazione della riforma dello switching nel settore elettrico ed alla riduzione delle tempistiche per l'esecuzione dello switching nel settore gas. Sono state inoltre abrogate le deliberazioni ARG/elt 125/11 e 602/2014/R/eel.

Con delibera 369/2016/R/eel del 07.07.2016 - "Riforma dei vigenti meccanismi di mercato per la tutela di prezzo dei clienti domestici e delle piccole imprese nel settore dell'energia elettrica. Istituzione della Tutela Simile al mercato libero. Ulteriori obblighi per le imprese di distribuzione dell'energia elettrica e del gas naturale", che fa seguito alle consultazioni avviate con i DCO 421/2015/R/eel e 75/2016/R/eel, l'AEEGSI ha previsto:

la revisione delle condizioni di erogazione del servizio di maggior tutela (Servizio di Maggior Tutela Riformato – MTR);
l'istituzione della cosiddetta Tutela Simile ad una fornitura di mercato libero dell'energia elettrica (Tutela SIMILE).

Per quanto riguarda la Tutela SIMILE, la relativa disciplina viene definita nell'Allegato A al provvedimento.

Per quanto riguarda il Servizio di Maggior Tutela Riformato, l'AEEGSI ha rinviato ad un successivo provvedimento la revisione delle relative condizioni di erogazione (contrattuali ed economiche).

L'avvio dell'operatività della Tutela SIMILE e del servizio di maggior tutela riformato sono stati previsti a decorrere dal 01.01.2017.

La Tutela SIMILE rappresenta un ambiente di negoziazione sorvegliata (sito Centrale dell'Acquirente Unico - AU) in cui i clienti hanno la possibilità di accedere per comparare le offerte di fornitori preventivamente ammessi - sulla base di determinati requisiti attraverso apposita procedura svolta dall' AU - ed eventualmente concludere un contratto standardizzato di fornitura di energia elettrica, della durata di un anno e caratterizzato da un bonus una tantum definito da ciascun esercente. La partecipazione alla Tutela SIMILE e la conclusione di un contratto di Tutela SIMILE sono facoltative sia per i clienti che per i fornitori che ne hanno i requisiti.

Il Sito Centrale gestito da AU garantisce il contatto tra clienti e fornitori ammessi, a partire dal 01.01.2017 e sino al superamento del servizio di maggior tutela.

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Hanno diritto di partecipare alla Tutela SIMILE i clienti alimentati in BT (diversi da illuminazione pubblica):

serviti in maggior tutela;
aventi diritto al servizio di maggior tutela, limitatamente ai casi di richiesta di voltura o di attivazione di un punto di prelievo nuovo o precedentemente disattivato.

La conclusione del contratto di Tutela SIMILE da parte del singolo cliente è consentita una sola volta (ad eccezione del caso in cui il "primo" Fornitore non perda i requisiti, nel qual caso il cliente potrà concludere un nuovo contratto di Tutela Simile con un altro Fornitore).

La delibera ha stabilito che possono chiedere l'ammissione alla Tutela SIMILE le società di vendita operanti sul mercato libero, sia nel settore dell'energia elettrica sia nel settore del gas naturale, che soddisfino specifici requisiti di onorabilità e dimensionali. Per quanto riguarda i requisiti dimensionali le società di vendita dovevano servire al 30.09.2016, nel mercato libero o nei rispettivi servizi di tutela, almeno 50.000 POD per i clienti finali elettrici aventi diritto al servizio di maggior tutela di energia elettrica, ovvero almeno 100.000 POD per i clienti finali elettrici e/o punti di riconsegna di clienti finali del gas naturale aventi diritto ai relativi servizi di tutela ai sensi, rispettivamente, del TIV e del TIVG.

Tali requisiti devono essere mantenuti per tutto il periodo di erogazione della Tutela SIMILE da parte del fornitore ammesso, pena l'esclusione ex nunc.

La conclusione del contratto di Tutela SIMILE - eccezione fatta per i casi di voltura e attivazione di un punto di prelievo (POD) nuovo o precedentemente disattivato per i quali la conclusione del contratto avviene mediante le ordinarie modalità e tempistiche previste dalla regolazione in materia - avviene online attraverso una pagina web appositamente dedicata e predisposta dal fornitore ammesso e, pertanto, si configura come contratto a distanza. È vietata la conclusione di contratti di Tutela SIMILE mediante modalità diverse.

Con successiva delibera 541/2016/R/eel del 29.09.2016 AEEGSI ha approvato "Tutela SIMILE al mercato libero. Approvazione del regolamento per l'individuazione dei fornitori e per il monitoraggio della Tutela SIMILE e modifiche alla deliberazione dell'Autorità 369/2016/R/eel".

Il provvedimento fa seguito alla trasmissione da parte dell'Acquirente Unico (AU) ad AEEGSI del Regolamento (Regolamento AU) previsto dalla Delibera 369/2016/R/eel con cui AU ha:

definito la procedura di ammissione dei fornitori alla Tutela Simile, il monitoraggio del funzionamento della Tutela Simile e l'esclusione dalla Tutela Simile;
istituito una apposita Commissione esaminatrice, indicandone altresì i compiti.

Tiene conto di richieste di chiarimenti e di modifica della disciplina introdotta dalla delibera 369/2016/R/eel ricevute da AEEGSI.

Prevede, in particolare:

approvazione, con modifiche, del Regolamento AU;
modifiche alla delibera 369/2016/R/eel (Allegato A).

Le principali modifiche all'Allegato A alla delibera 369/2016/R/eel riguardano:

la durata della Tutela Simile; AEEGSI chiarisce che la partecipazione alla Tutela Simile mediante il Sito Centrale decorrerà dal 01.01.2017 fino al superamento del servizio di maggior tutela, e comunque non oltre il 30 giugno 2018. Tale limite temporale appare coerente con l'ipotesi di termine dei regimi di tutela dal
01.07.2018 fissato dal DDL Concorrenza discusso nella X° Commissione Industria del Senato, e attualmente all'ordine del giorno dei lavori dell'Assemblea del Senato stesso.
Rimane confermata in ogni caso la durata del singolo contratto di Tutela Simile fissata pari a 1 anno.
le date della procedura di ammissione che i Fornitori interessati sono tenuti a rispettare.

Con successiva delibera 689/2016/R/eel del 24.11.2016 - "Disciplina del facilitatori della Tutela SIMILE nel mercato elettrico. Modifiche alla deliberazione dell'Autorità 369/2016/R/eel"- l'AEEGSI:

ha completato la disciplina della Tutela SIMILE, dettagliando l'operatività dei facilitatori ed il meccanismo di copertura dei costi sostenuti dai medesimi al fine di assistere i clienti finali nella comprensione e sottoscrizione del servizio;
ha introdotto ulteriori modifiche alla deliberazione 369/2016/R/eel.

Il provvedimento, in particolare:

introduce approfondimenti circa la possibilità del cliente avente diritto alla maggior tutela di poterne sempre richiedere l'attivazione, anche se precedentemente oggetto di un contratto di Tutela Simile;
tiene conto di segnalazioni ricevute da AEEGSI da parte di Associazioni dei consumatori in merito alla identificazione delle attività di competenza dei soggetti Facilitatori;
fa seguito alle previsioni della Del. 369/2016/R/eel2 con cui l'AEEGSI aveva rimandato a successivi provvedimenti la definizione del valore del contributo da riconoscere ai Facilitatori per la copertura dei costi da questi sostenuti per il supporto ai clienti finali ai fini di approfondimento e stipula dei contratti di Tutela Simile, e delle relative modalità di erogazione;
prevede la modifica delle previsioni in materia di informativa al cliente finale in corrispondenza della scadenza del contratto di Tutela Simile;
prevede una più chiara definizione del ruolo del Facilitatore;
identifica il valore del contributo riconosciuto al Facilitatore per la conclusione dei contratti di Tutela Simile e previsioni in materia di erogazione e consuntivazione dei contributi erogati ai Facilitatori stessi.

Rispetto a quanto già introdotto dall'art. 11.6 Allegato A Del. 369/2016/R/eel, risultano confermate le previsioni secondo le quali entro il terzo mese antecedente la scadenza del contratto di Tutela Simile il fornitore ammesso dovrà effettuare una apposita comunicazione scritta al cliente ma ne vengono in parte modificati i contenuti. In particolare, viene indicata la possibilità per il cliente di chiedere all'esercente il servizio di maggior tutela l'attivazione del medesimo servizio). Viene inoltre specificato che l'applicazione "automatica", da parte del fornitore ammesso, delle condizioni contrattuali ed economiche da questi praticate nel mercato libero secondo una struttura standard definita dall'AEEGSI avverrà in mancanza di conclusione volontaria di un contratto di mercato libero con il medesimo fornitore di Tutela Simile o con altro fornitore, o di attivazione del servizio di maggior tutela. In tal modo pertanto, il cliente che accede alla Tutela Simile non dovrà necessariamente continuare ad essere servito esclusivamente nel mercato libero.

Per quanto attiene il ruolo del Facilitatore, con il provvedimento viene rimodulato l'art. 13 dell'Allegato A alla Delibera 369/2016/R/eel con la previsione che i Facilitatori dovranno: informare i clienti non solo delle caratteristiche della Tutela Simile e delle opzioni percorribili alla scadenza del contratto, ma anche in merito alla durata del contratto; aiutare i clienti nella comprensione delle diverse offerte di Tutela Simile e nella comparazione delle stesse rispetto al servizio di maggior tutela; assistere i clienti finali durante l'accesso al Sito Centrale, per le attività di registrazione e di ottenimento del codice di prenotazione; coadiuvare i clienti nell'eventuale conclusione del contratto, anche provvedendo direttamente in nome e per conto del cliente; operare con la dovuta imparzialità, evitando di trarre

vantaggio da situazioni di interessenza o di evidente conflitto di interessi, cosicché non sia alterata la concorrenza tra i fornitori; astenersi da qualsiasi attività di promozione o pubblicità commerciale.

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Per quanto riguarda la definizione del valore e delle modalità di riconoscimento ai Facilitatori del contributo per la conclusione dei contratti di Tutela Simile, il provvedimento ha stabilito che il valore del contributo sarà pari, per ciascun contratto di Tutela Simile concluso, a:

15,00 euro nel caso di clienti finali titolari di POD domestici alimentati in BT;
25,00 euro nel caso di clienti finali titolari di POD altri usi alimentati in BT.

Con delibera 378/2016/R/eel del 07.07.2016 l'AEEGSI ha approvato "Disposizioni urgenti in merito all'evidenza in bolletta del canone di abbonamento alla televisione per uso privato".

Il provvedimento fa seguito alla comunicazione del 06.07.2016 con cui l'Agenzia delle Entrate ha segnalato all'AEEGSI la necessità di dare ai venditori specifica indicazione in merito alla diversa dicitura da introdurre nella bolletta elettrica per l'addebito del canone di abbonamento al servizio televisivo, rispetto a quella già prevista dalla delibera 501/2014/R/com (Bolletta 2.0).

Nello specifico, il provvedimento ha previsto la modifica della causale da esporre nelle bollette dei clienti domestici elettrici dopo il totale ("Canone di abbonamento alla televisione per uso privato") e l'obbligo per i venditori di energia elettrica di applicare la nuova dicitura già a partire dalla prima bolletta utile emessa successivamente all'01.07.2016.

Con successiva delibera 589/2016/R/eel del 20.10.2016 l'AEEGSI ha approvato l'aggiornamento delle specifiche tecniche del Sistema Informativo Integrato relative all'individuazione dei clienti finali ai quali deve essere addebitato in bolletta il canone RAI, funzionale alla gestione dei ratei non dovuti.

Con delibera 632/2016/R/eel del 04.11.2016 l'AEEGSI ha approvato, con modifiche, il Regolamento per le procedure concorsuali per l'individuazione degli esercenti la salvaguardia per gli anni 2017-2018. In particolare il provvedimento definisce le modalità di ammissione alla procedura, le modalità di svolgimento della procedura, gli obblighi di comunicazione in capo ai soggetti coinvolti, nonché le garanzie che i soggetti aggiudicatari dovranno versare per l'esercizio della salvaguardia.

In data 10.11.2016 l'AEEGSI ha approvato la delibera 649/2016/R/gas – "Riforma, dell'Autorità, del mercato gas 2013 – Meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti pluriennali di approvvigionamento di gas naturale negli anni 2014-2016. Quantificazione definitiva degli importi spettanti e ultime determinazioni" Nell'ambito della seconda fase della riforma delle condizioni economiche da ottobre 2013, il provvedimento quantifica gli importi definitivi spettanti alle imprese ammesse al meccanismo per la rinegoziazione dei contratti di lungo termine disciplinato con la deliberazione 447/2013/R/gas. Per maggiori dettagli e per la descrizione degli impatti sul Gruppo Ascopiave si rimanda al paragrafo "Altri fatti di rilievo" della presente relazione finanziaria.

Obblighi di efficienza e di risparmio energetico

Il Decreto Letta, all'articolo 16, comma 4, stabilisce che le imprese di distribuzione di gas naturale devono perseguire obiettivi di risparmio energetico e sviluppo di fonti rinnovabili.

La definizione degli obiettivi quantitativi nazionali e dei principi di valutazione dei risultati ottenuti è stata demandata al Ministero dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio, che ha provveduto ad emanare il Decreto Ministeriale 20 luglio 2004.

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Con il Decreto 21 dicembre 2007, il Ministero dello Sviluppo Economico ha rivisto e aggiornato il Decreto 20 luglio 2004 nei seguenti punti:

sono stati rivisti gli obiettivi per gli anni 2008 e 2009, alla luce dell'eccesso di offerta di titoli di efficienza energetica registratasi sul mercato;
sono stati definiti gli obiettivi per il triennio 2010-2012, tenuto conto del target di riduzione dei consumi energetici fissato dal piano d'azione al 2016, pari a 10,86 MTEP;
gli obblighi di efficienza e di risparmio energetico per ciascuno degli anni successivi al 2007 sono stati estesi ai distributori che, alla data del 31 dicembre di due anni antecedenti a ciascun anno d'obbligo, abbiano connessi alla propria rete di distribuzione più di 50.000 clienti finali.

Gli obiettivi di risparmio energetico (che valgono sia per i distributori di gas naturale che di energia elettrica) previsti dal Decreto 20 luglio 2004, integrato dal Decreto 21 dicembre 2007, sono pari a:

0,10 Milioni di TEP per il 2005;
0,20 Milioni di TEP per il 2006;
0,40 Milioni di TEP per il 2007;
1,00 Milioni di TEP per il 2008;
1,40 Milioni di TEP per il 2009;
1,90 Milioni di TEP per il 2010;
2,20 Milioni di TEP per il 2011;
2,50 Milioni di TEP per il 2012.

Il conseguimento di risparmi energetici viene attestato attraverso l'assegnazione di titoli di efficienza energetica, i c.d. Certificati Bianchi. Per adempiere agli obblighi previsti dal Decreto 20 luglio 2004, integrato dal Decreto 21 dicembre 2007, e vedersi così riconosciuti i Certificati Bianchi, i distributori possono:

realizzare interventi diretti a migliorare l'efficienza energetica delle tecnologie installate o delle relative modalità di utilizzo;
acquistare direttamente i Certificati Bianchi da terzi, mediante contrattazione bilaterale oppure tramite negoziazione in un apposito mercato istituito presso il Gestore del mercato elettrico (GME).

Con il Decreto del 28 dicembre 2012 sono stati definiti i nuovi obiettivi di risparmio di energia primaria annua nel periodo 2013-2016 per i distributori obbligati e in particolare:

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4,6 Mtep al 2013;
6,2 Mtep al 2014;
6,6 Mtep al 2015;
7,6 Mtep al 2016;

Per i distributori di gas naturale la quota dei suddetti obblighi corrisponde ai seguenti certificati bianchi:

3,04 milioni di certificati bianchi da conseguire nel 2014
3,49 milioni di certificati bianchi da conseguire nel 2015

- 4,28 milioni di certificati bianchi da conseguire nel 2016

Per gli anni 2013 e 2014 il soggetto obbligato ha dovuto consegnare una quota almeno superiore al 50% del suo obbligo annuale che deve compensare nel biennio successivo per non incorrere in sanzioni. Per gli anni 2015 e 2016 il valore minimo è fissato nel 60% dell'obbligo di competenza sempre con la possibilità di compensare nel biennio successivo per non incorrere in sanzioni.

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Inoltre il Decreto 28 dicembre 2012 ha dato attuazione a quanto previsto nel decreto 28/2011 per cui l'attività di gestione, valutazione e certificazione dei risparmi correlati ai progetti di efficienza energetica condotti nell'ambito del meccanismo dei certificati bianchi vengono trasferiti al GSE – Gestore dei Servizi Energetici.

Il Decreto ha anche ampliato ad altri soggetti diversi dalle imprese distributrici e dalle Energy Saving Company (le c.d. ESCO), la possibilità di presentare progetti ai fini dell'ottenimento di certificati bianchi.

Le società del Gruppo Ascopiave S.p.A. ed Unigas Distribuzione S.r.l., soggette agli obblighi definiti dai Decreti 20 luglio 2004, 21 dicembre 2007 e 28 dicembre 2012, sono tenute al rispetto degli obiettivi di risparmio energetico determinati annualmente dal GSE.

Il GSE ha il compito di verificare che ciascun distributore possegga i titoli di efficienza energetica corrispondenti all'obiettivo annuo assegnato (maggiorato di eventuali quote aggiuntive per compensazioni o aggiornato in seguito all'introduzione di nuovi obiettivi quantitativi nazionali) e di informare il Ministero dello Sviluppo Economico, il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e il Gestore del Mercato Elettrico dei titoli ricevuti e degli esiti delle verifiche.

Qualora un distributore non raggiunga l'obiettivo stabilito, potrà essere destinatario di una sanzione amministrativa irrogata dall' Autorità per l'energia elettrica e il gas, in attuazione della Legge n. 481 del 14 novembre 1995 e alle indicazioni del decreto del 28 dicembre 2012.

I prossimi obiettivi per i distributori obbligati relativamente al periodo 2017-2020 saranno definiti tenendo in considerazione quanto previsto dalla Strategia Energetica Nazionale e dal D.lgs 102/2014 ma anche valutando il nuovo quadro operativo che verrà rivisto a breve con l'aggiornamento delle nuove linee guida del meccanismo. A tal fine il documento di consultazione del Ministero dello Sviluppo Economico del luglio 2015 ("Proposte per il potenziamento e la qualifica del meccanismo dei certificati bianchi") poi confermato da successivi aggiornamenti nel corso del 2016, sembrerebbe orientare il legislatore a una importante revisione del meccanismo a partire dal coefficiente "tau" che è servito a correlare vita tecnica e vita utile degli impianti, per arrivare all'estensione degli ambiti di applicazione (vedi settore idrico e reti elettriche). Saranno anche rivisti i certificati bianchi destinati ai progetti che prevedono la sostituzione di fonti fossili con fonti rinnovabili e si sta pensando anche di adeguare i metodi di valutazione dei risparmi per renderli più gestibili dagli operatori.

Per quanto concerne l'approfondimento della tematica relativa all'efficienza energetica ed il risparmio energetico per le società del Gruppo, si rimanda al paragrafo relativo alla "Efficienza e risparmio energetico".

Andamento del titolo Ascopiave S.p.A. in Borsa

Alla data del 30 dicembre 2016 il titolo Ascopiave registrava una quotazione pari a 2,724 Euro per azione, con un incremento di 24,7 punti percentuali rispetto alla quotazione di inizio 2016 (2,184 Euro per azione, riferita al 31 dicembre 2015).

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La capitalizzazione di Borsa al 30 dicembre 2016 risultava pari a 638,10 milioni di Euro⁴ (516,08 milioni di Euro al 31 dicembre 2015).

La quotazione del titolo nel corso dell'esercizio 2016 ha registrato una performance positiva (+24,7%), superiore rispetto all'indice settoriale FTSE Italia Servizi di Pubblica Utilità (+3,7%) ed all'indice FTSE Italia Star (+6,0%). Ha invece subito un peggioramento l'indice FTSE Italia All-Share (-7,1%).

Nella tabella che segue si riportano i principali dati azionari e borsistici al 31 dicembre 2016:

______________________________________________________________________________________________ 4 La capitalizzazione di Borsa delle principali società quotate attive nel comparto dei servizi pubblici locali (A2A, Acea, Acsm-Agam, Hera ed Iren) al 30 dicembre 2016 risultava pari a 11,5 miliardi di Euro. Dati ufficiali tratti dal sito di Borsa Italiana (www.borsaitaliana.it).

Dati azionari e borsistici	30.12.2016	30.12.2015
Utile per azione (Euro)	0.26	0.19
Patrimonio netto per azione (Euro)	1,89	1,77
Prezzo di collocamento (Euro)	1,800	1,800
Prezzo di chiusura (Euro)	2.724	2.184
Prezzo massimo annuo (Euro)	2.910	2,460
Prezzo minimo annuo (Euro)	2.010	1,760
Capitalizzazione di borsa (Milioni di Euro)	638.10	516.08
N. di azioni in circolazione	222.310.702	222.310.702
N. di azioni che compongono il capitale sociale	234.411.575	234.411.575
N. di azioni proprie in portafoglio	12.100.873	12.100.873

Controllo della società

Alla data del 31 dicembre 2016 Asco Holding S.p.A. controlla direttamente il capitale di Ascopiave S.p.A. in misura pari al 61,562%.

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La composizione azionaria di Ascopiave S.p.A. (numero di azioni possedute dai soci sul totale delle azioni costituenti il capitale sociale) è la seguente:

Elaborazione interna su informazioni pervenute ad Ascopiave S.p.A. ai sensi dell'art. 120 TUF.

Corporate Governance e Codice Etico

Nel corso dell'esercizio 2016 Ascopiave S.p.A. ha proseguito nel percorso di sviluppo del sistema di corporate governance impostato nel corso degli esercizi precedenti, rafforzando il sistema di gestione del rischio e apportando ulteriori miglioramenti agli strumenti diretti a tutelare gli interessi degli investitori.

Controllo interno

Il piano di attività della struttura di Internal Audit è approvato con cadenza annuale dal Consiglio di Amministrazione della Società. In particolare le attività di verifica inquadrate nel suddetto piano di attività, basato su un processo di ordinamento per priorità dei principali rischi, riguardano sia ambiti di compliance sia i processi aziendali riferibili alle aree di business ritenute maggiormente strategiche.

Dirigente Preposto

Il Dirigente Preposto, con l'ausilio della funzione di Internal Audit, ha rivisto, nell'ambito delle attività di verifica, l'adeguatezza delle procedure amministrative e contabili ed ha proseguito nell'attività di monitoraggio delle procedure

ritenute rilevanti ai fini della compilazione dell'informativa finanziaria. Allo scopo, la Società è dotata di strumenti di continuous auditing, che consentono l'automazione delle procedure di controllo.

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Modello di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del d.lgs. 231/2001

Ascopiave S.p.A. e le Società controllate sono dotate di un Modello di organizzazione, gestione e controllo; le stesse hanno aderito al Codice Etico della capogruppo Ascopiave.

La Società, avvalendosi dell'attività dell'Organismo di Vigilanza, monitora costantemente l'efficacia e l'adeguatezza del Modello adottato.

La Società ha, inoltre, continuato la propria attività di promozione, conoscenza e comprensione del Codice Etico nei confronti di tutti i suoi interlocutori, specie nell'ambito dei rapporti commerciali e istituzionali. Si ricorda che il Modello 231 e il Codice Etico sono consultabili alla sezione corporate governance del sito www.gruppoascopiave.it.

Rapporti con parti correlate e collegate

Il Gruppo intrattiene i seguenti rapporti con parti correlate che producono le seguenti tipologie di costi di esercizio:

Acquisto di servizi telematici e informatici da ASCO TLC S.p.A. società controllata da Asco holding S.p.A. controllante di Ascopiave S.p.A.;
Acquisto di materiali per la produzione e di servizi di manutenzione da SEVEN CENTER S.r.l. società controllata da Asco holding S.p.A. controllante di Ascopiave S.p.A.;
Rapporti di conto corrente di corrispondenza passivi verso ASM Set S.r.l., controllata a controllo congiunto;
Servizi amministrativi verso ASM Set S.r.l., controllata a controllo congiunto;
Acquisto di gas dalla collegata Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione;
Servizi amministrativi e del personale dalla società Unigas Distribuzione S.r.l., controllata a controllo congiunto;

Il Gruppo intrattiene i seguenti rapporti con parti correlate che producono le seguenti tipologie di ricavi di esercizio:

Locazione di immobili di proprietà verso la consociata ASCO TLC S.p.A. società controllata da Asco holding S.p.A. controllante di Ascopiave S.p.A.;
Locazione di immobili di proprietà verso la collegata Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione;
Rapporti di conto corrente di corrispondenza attivi verso ASM Set S.r.l. controllata a controllo congiunto;
Servizi amministrativi e del personale da Ascopiave S.p.A. ad ASM Set S.r.l., Unigas Distribuzione S.r.l., Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione e a SEVEN CENTER S.r.l.;
Vendita di energia elettrica verso ASM Set S.r.l., controllata a controllo congiunto.

Rapporti derivanti dal consolidato fiscale con Asco Holding S.p.A.:

Ascopiave S.p.A., AP Reti Gas S.p.A., Ascotrade S.p.A., AP Reti Gas Rovigo S.r.l., Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A., Pasubio Servizi S.r.l., Blue Meta S.p.A. e Veritas Energia S.p.A. hanno aderito al consolidamento dei rapporti tributari in capo alla controllante Asco Holding S.p.A., evidenziati tra le attività e passività correnti.

Si evidenzia che tali rapporti sono improntati alla massima trasparenza ed a condizioni di mercato per quanto concerne i singoli rapporti si rimanda alle note esplicative di questa relazione finanziaria.

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La tabella che segue riporta la consistenza economica e finanziaria dei rapporti già descritti:

	Crediti	Altri	Debiti		Costi				Ricavi
	(migliaia di Euro) commerciali crediti commerciali	Altri debiti	Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro
Società controllanti
ASCO HOLDING S.P.A.	36	4.925	0	7.738	0	0	20.982	0	61	0
Totale controllanti	36	4.925	0	7.738	0	0	20.982	0	61	0
Società controllate dalla controllante
ASCO TLC S.P.A.	110	0	0	0	0	533	0	0	121	347
SEVEN CENTER S.R.L.	40	0	69	0	2	248	6	0	37	0
Totale società controllate dalla
controllante	150	0	69	0	2	781	6	0	158	347
Società collegate e a controllo congiunto
Estenergy S.p.A.	36	0	75	0	0	0	0	0	0	0
ASM SET S.R.L.	1.659	21	19	3.412	20	48	9	6.521	443	57
Unigas Distribuzione S.r.l.	31	0	2.533	0	0	9.056	0	100	62	1
SINERGIE ITALIANE in liquidazione S.R.L.	13	8.193	0	0	58.151	27	0	0	66	0
Totale collegate/controllo congiunto	1.739	8.214	2.627	3.412	58.171	9.131	9	6.621	572	58
Totale	1.925	13.139	2.697	11.150	58.173	9.913	20.997	6.621	790	405

Fatti di rilievo intervenuti nel corso del 2016

In data 18 gennaio 2016 Ascopiave S.p.A., insieme con altri operatori, ha presentato ricorso al Consiglio di Stato contro la Sentenza del T.A.R. della Lombardia n. 2221/2015 concernete la regolazione tariffaria della distribuzione del gas

Nel mese di febbraio 2016 è stata approvata la Legge n. 21/2016, contenente alcune disposizioni riguardanti la distribuzione del gas. In particolare, l'articolo 3 differisce le scadenze di pubblicazione dei bandi previste dalla precedentemente normativa da un massimo di 14 mesi ad un minimo di 5 mesi, a seconda del raggruppamento di cui fa parte l'Ambito Territoriale Minimo. Scaduti i termini per la pubblicazione dei bandi da parte delle stazioni appaltanti designate dai Comuni, la nuova normativa prevede che la Regione competente sull'Ambito assegni ulteriori sei mesi per provvedere, decorsi i quali avrà facoltà di avviare la gara nominando un commissario ad acta. Decorsi due mesi in assenza di tale nomina, il Ministero dello Sviluppo Economico, sentita la Regione, potrà intervenire nominando un proprio commissario ad acta. La legge ha inoltre abolito le sanzioni in capo ai Comuni previste dalla precedente normativa nell'ipotesi di ritardata pubblicazione dei bandi di gara.

Costituzione AP Reti Gas S.p.A.

In data 18 marzo 2016 è stata costituita la società AP Reti Gas S.p.A. con capitale sociale di Euro 200 migliaia interamente versato, controllata al 100% da Ascopiave S.p.A.. La società ha ricevuto in conferimento, con efficacia dal 1 luglio 2016, il ramo d'azienda relativo alla distribuzione del gas naturale di Ascopiave S.p.A., in ottemperanza agli obblighi di separazione funzionale (unbundling) fra attività di vendita e attività di distribuzione del gas naturale integrate in uno stesso gruppo societario.

L'assetto di governance di AP Reti Gas S.p.A. è stato definito nell'ambito di un intervento strategico volto a razionalizzare la struttura societaria del Gruppo, a rinforzare la focalizzazione per attività di business e a garantire l'allineamento con la normativa unbundling.

Il Consiglio di Amministrazione di AP Reti Gas S.p.A. è interamente costituito da membri provenienti dal Top Management di Ascopiave, in particolare, il dott. Roberto Gumirato, Direttore Generale di Ascopiave S.p.A., riveste l'incarico di Presidente non esecutivo e completano la composizione del Consiglio di Amministrazione l'ing. Antonio Vendraminelli, il dott. Giacomo Bignucolo, il dott. Riccardo Paggiaro e l'ing. Chiara Gabrel.

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Aggregazione Veritas Energia S.p.A.

In data 10 febbraio 2014 era stato perfezionato l'acquisto da Veritas S.p.A. della quota rimanente del capitale di Veritas Energia S.p.A., assumendo quindi il controllo totalitario della società, a fronte del riconoscimento di un corrispettivo pari ad Euro 4 milioni, con il conseguente consolidamento integrale della società all'interno del Gruppo Ascopiave a partire dal 1° gennaio 2014.

Il contratto di acquisizione prevedeva, a carico di Veritas S.p.A., una garanzia sui crediti verso terzi esistenti alla data del closing, tale da far fronte al loro mancato incasso entro i 24 mesi successivi, nel limite massimo di Euro 5.000 migliaia.

A tal fine la parte venditrice aveva versato ad Ascopiave S.p.A. un deposito a garanzia, fruttifero di interessi, di Euro 2.838 migliaia, iscritto fino al 31 dicembre 2015 tra le passività finanziarie, e tale liquidità era stata vincolata a mezzo di acquisto di titoli "pronti contro termine" a due anni. La differenza tra l'importo massimo della garanzia prevista nel contratto, pari ad Euro 5.000 migliaia, ed il deposito di Euro 2.838 migliaia era stata garantita da Veritas S.p.A. ad Ascopiave S.p.A. mediante idonea lettera di garanzia dalla stessa emessa.

Il 10 febbraio 2016 è giunto a scadenza il vincolo sugli importi ricevuti dalla parte cedente ed è stato conseguentemente calcolato l'importo dell'indennizzo che quest'ultima avrebbe dovuto riconoscere ad Ascopiave S.p.A. per il mancato incasso dei crediti pregressi, quantificato in Euro 396 migliaia. Successivamente si è proceduto con la restituzione del deposito residuo, unitamente alla lettera di garanzia rilasciata da Veritas S.p.A. L'indennizzo è stato iscritto tra gli altri proventi in base a quanto disposto dal principio contabile IFRS 3, in quanto l'aggregazione risultava già essere definitiva decorsi i 12 mesi dall'acquisizione.

Assemblea degli azionisti del 28 aprile 2016

L'Assemblea degli Azionisti di Ascopiave S.p.A., riunitasi in sede ordinaria il giorno 28 aprile 2016, sotto la presidenza del dott. Fulvio Zugno, ha approvato il bilancio dell'esercizio 2015 e deliberato di procedere alla distribuzione di un dividendo pari a 0,15 Euro per azione. Il dividendo è stato pagato in data 11 maggio 2016, con stacco cedola il 9 maggio 2016 (record date il 10 maggio 2016).

L'Assemblea ha, inoltre, approvato la politica per la remunerazione della Società, redatta ai sensi dell'art. 123- ter del TUF.

Nella seduta, è stato altresì approvato un nuovo piano di acquisto e disposizione di azioni proprie a norma degli artt. 2357 e 2357-ter del codice civile, in sostituzione e revoca della precedente autorizzazione del 23 aprile 2015.

Cessione degli impianti di cogenerazione alla controllata Veritas Energia S.p.A..

In data 30 giugno 2016 Ascopiave S.p.A. ha ceduto alla società controllata Veritas Energia S.p.A. gli impianti di cogenerazione.

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DCO 205/2016/R/gas e DCO 456/2016/R/gas

In data 28 aprile 2016 l'Autorità ha emanato il documento per la consultazione DCO 205/2016/R/gas avente ad oggetto il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale realizzati a partire dall'anno 2017. Il documento pone in consultazione gli orientamenti iniziali dell'Autorità e prevede delle ulteriori fasi di approfondimento, con l'obiettivo di emanare il provvedimento definitivo entro il mese di dicembre 2016. L'Autorità ha manifestato l'intenzione – con riguardo ai nuovi investimenti – di superare l'attuale criterio di riconoscimento dei costi storici e di adottare, in alternativa, dei criteri basati su metodi parametrici, illustrando tre ipotesi alternative:

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la valutazione dei costi riconosciuti sulla base di costi standard;
l'applicazione del metodo del price cap;
l'applicazione differenziata per ambito territoriale minimo del metodo del price cap piuttosto che della valutazione a costi standard in funzione del grado di metanizzazione del territorio e delle prospettive di sviluppo del servizio.

In data 4 agosto 2016 l'Autorità ha emanato il documento per la consultazione DCO 456/2016/R/gas che illustra gli orientamenti finali per la definizione dei criteri per il riconoscimento dei costi degli investimenti. Rispetto alle tre diverse opzioni previste nel documento per la consultazione 205/2016/R/gas, l'orientamento espresso è di implementare criteri di valutazione sulla base di costi standard e che tali criteri – in ragione degli approfondimenti necessari da effettuare – trovino applicazione a partire dall'anno 2019, con riferimento agli investimenti effettuati nel 2018.

L'Autorità ha inoltre chiarito di ritenere in ogni caso necessario che siano previsti adeguati meccanismi di monitoraggio dell'efficacia della metodologia, soprattutto con riferimento all'applicazione nei contesti dove prevalgano attività di rinnovo delle reti esistenti.

Per lo sviluppo della metodologia l'Autorità ha dichiarato di voler dare seguito alla proposta avanzata da alcuni partecipanti alla consultazione di istituire un tavolo di lavoro tecnico congiunto tra le imprese di distribuzione e gli Uffici dell'Autorità, allo scopo di definire una struttura di prezzario condivisa.

Il management sta partecipando al processo di consultazione, valutando i potenziali impatti organizzativi e finanziari dell'evoluzione regolamentare.

Con delibera 704/2016/R/gas del 01.12.2016 - "Disposizioni in materia di riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale" l'AEEGSI ha istituito un tavolo di lavoro tecnico congiunto tra le imprese di distribuzione, anche attraverso le associazioni di categoria, e gli Uffici dell'Autorità, allo scopo di definire una struttura di prezzario condivisa per il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale a partire dagli investimenti del 2018. Con la medesima deliberazione viene introdotto un tetto al riconoscimento dei costi unitari di capitale per le località in avviamento a partire dagli investimenti del 2017.

AP Reti Gas, Società del Gruppo Ascopiave per la gestione del servizio della distribuzione e misura di gas naturale, operativa dal 1° luglio 2016

AP Reti Gas S.p.A., controllata al 100% da Ascopiave S.p.A., è operativa dal 1° luglio 2016 con un organico di circa 170 dipendenti e gestisce il servizio di distribuzione del gas naturale in 150 Comuni nelle province di Treviso, Vicenza, Venezia, Padova, Rovigo, Belluno, Varese, Piacenza e Pavia, per un totale circa 6.800 Km di rete gestita e oltre 335.400 punti di riconsegna serviti.

Ascopiave S.p.A. continua a detenere il proprio ruolo di holding e di riferimento del Gruppo per il mercato azionario, focalizzando le proprie attività sull'erogazione di servizi alle altre società del Gruppo Ascopiave.

L'operazione di conferimento del ramo distribuzione gas in AP Reti Gas S.p.A. ha consentito di dare attuazione alle disposizioni della delibera AEEGSI 296/15/R/com (articolo 17) in materia di separazione funzionale tra le attività di distribuzione e di vendita di gas naturale ed elettricità.

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Provvedimenti tariffari attesi in merito al riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale

Nel 2016 l'Autorità ha avviato un procedimento di consultazione avente ad oggetto il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale realizzati a partire dall'anno 2018. L'Autorità ha manifestato l'intenzione – con riguardo ai nuovi investimenti – di superare l'attuale criterio di riconoscimento dei costi storici e di adottare, in alternativa, dei criteri basati su metodi parametrici.

Con delibera 704/2016/R/gas del 1° dicembre 2016 l'Autorità ha istituito un tavolo di lavoro tecnico congiunto tra le imprese di distribuzione, anche attraverso le associazioni di categoria, e gli Uffici dell'Autorità, allo scopo di definire una struttura di prezzario condivisa per il riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale.

L'Autorità ha previsto l'adozione delle provvedimento definitivo entro il mese di ottobre 2017.

Dal 1° luglio ASM DG S.r.l. diventa AP Reti Gas Rovigo S.r.l.

Dal 1° luglio, in ottemperanza alla normativa dell'AEEGSI in materia di separazione funzionale (unbundling), ASM Distribuzione Gas S.r.l., società del Gruppo Ascopiave operante nel settore della distribuzione gas nell'area di Rovigo, ha assunto la denominazione di AP Reti Gas Rovigo S.r.l..

Il Gruppo Aeb-Gelsia e Ascopiave sottoscrivono una lettera di intenti per lo sviluppo di una futura operazione di aggregazione industriale

I Gruppi Aeb-Gelsia e Ascopiave hanno sottoscritto in data 12 luglio 2016 una lettera di intenti nella quale individuano le linee guida e i principi di un percorso finalizzato all'aggregazione delle proprie attività sia di vendita che di distribuzione di gas ed energia, con ambito territoriale focalizzato in Lombardia, ma estendibile anche ad altre realtà territoriali.

L'accordo, che prevede un periodo di esclusiva reciproca nelle trattative fissato al 31 ottobre 2016, definisce le ipotesi di riferimento, gli approfondimenti e il percorso che le Parti intraprenderanno per perfezionare l'operazione di aggregazione entro la fine dell'anno.

Ascopiave si aggiudica la gara per l'acquisizione dell'intero pacchetto azionario di Pasubio Group S.p.A., società attiva nella distribuzione di gas naturale in 22 comuni del Veneto con oltre 88.000 utenti serviti

In data 5 ottobre 2016, il comune di Schio, Ente capofila di una serie di comuni del vicentino nella procedura indetta per la cessione del 100% del capitale della società Pasubio Group S.p.A., ha deliberato l'aggiudicazione definitiva della gara ad Ascopiave S.p.A..

La società Pasubio Group S.p.A. è a capo di un gruppo attivo nella distribuzione del gas naturale operante in 22 comuni nelle province di Vicenza e Padova a favore di circa 88.000 utenti.

Secondo stime elaborate da Ascopiave S.p.A. aggregando i dati delle società appartenenti al Gruppo, Pasubio Group S.p.A. ha chiuso il 2015 con ricavi consolidati pari a 12,6 milioni di euro (12,7 milioni di euro nel 2014), un margine

operativo lordo di 4,7 milioni di euro (4,4 milioni di euro nel 2014), un margine operativo netto di 2,7 milioni di euro (2,1 milioni di euro nel 2014) e un utile netto di 1,5 milioni di euro (0,7 milioni di euro nel 2014).

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Al 31 dicembre 2015 il Gruppo aveva un patrimonio netto di 21,1 milioni di euro e presentava un indebitamento finanziario netto (aggiustato per tenere conto dell'ammontare di fatture da ricevere per canoni concessori dovuti ai comuni concedenti di competenza di esercizi precedenti al 2015) pari a 6,9 milioni di euro.

Le concessioni gestite dal Gruppo sono state affidate nella quasi totalità (20 su 22) mediante gare indette ai sensi del Decreto Legislativo n. 164/2000 (cosiddetto Decreto Letta) e avranno scadenza tra il 2018 e il 2024 (oltre il 70% degli utenti serviti sono relativi a concessioni a scadenza dicembre 2024).

Le condizioni economiche offerte da Ascopiave S.p.A., nel rispetto di quanto previsto dal bando di gara, prevedono principalmente:

1) l'acquisto del 100% del capitale di Pasubio Group per un prezzo (equity value) di 16,3 milioni di euro;

2) l'impegno di Pasubio Group a corrispondere ad alcuni comuni concedenti (ed attuali soci di Pasubio Group) un canone integrativo una tantum pari a 5,1 milioni di euro;

3) l'impegno a ripristinare a favore dei comuni anzidetti a partire dal 2017 il pagamento dei canoni annui nella misura fissata ab origine nei contratti di concessione , ossia prima delle modifiche novative intervenute fra le parti;

4) l'impegno di Pasubio Group a versare anticipatamente ai comuni anzidetti un importo pari alle annualità di canone dovute per gli anni 2017 e 2018.

Facendo riferimento ai dati dell'anno 2016, Ascopiave S.p.A. stima che i maggiori canoni annualmente dovuti in conseguenza dell'impegno indicato al precedente punto 3) dovrebbero comportare maggiori costi e una conseguente riduzione dei risultati operativi per i prossimi anni di circa 1,6 milioni di euro all'anno.

L'offerta prevede un aggiustamento del prezzo (conguaglio) in funzione della variazione della posizione finanziaria netta dalla data del 31 dicembre 2015 alla data del trasferimento delle azioni.

L'offerta presentata da Ascopiave S.p.A., ancora, prevede l'impegno al mantenimento del personale attualmente impiegato, un miglioramento della pianta organica della società, oltre che un potenziamento degli attuali presidi operativi territoriali.

Nell'ottobre 2016 il concorrente secondo classificato ha presentato ricorso al Tribunale amministrativo per il Veneto nei confronti dei Comuni che hanno ceduto le quote e di Ascopiave S.p.A. per l'annullamento, previa concessione di misure cautelari, dell'aggiudicazione ad Ascopiave, del bando e di tutti gli atti conseguenti, richiedendo pertanto l'aggiudicazione alla ricorrente o, in subordine, l'annullamento della gara.

Nel giudizio così instaurato i Comuni interessati si sono costituiti sostenendo la legittimità dell'aggiudicazione a favore di Ascopiave s.p.a.

In data 7 dicembre 2016, il TAR Veneto, con sua Ordinanza (n. 644/2016), ha respinto l'istanza cautelare del concorrente secondo classificato.

Avverso la medesima Ordinanza, il ricorrente ha presentato appello al Consiglio di Stato in data 19 dicembre 2016.

Il Gruppo Aeb-Gelsia e Ascopiave prorogano i termini del periodo di esclusiva nelle trattative

In data 27 ottobre 2016 le parti hanno deciso di prorogare i termini del periodo di esclusiva nelle trattative al 31 gennaio 2017.

Esito in primo grado del contezioso sul DM 22.05.2014 (Linee Guida per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas)

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Ascopiave, insieme ad altri operatori del settore, aveva presentato un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio – Roma nei confronti del Ministero per lo Sviluppo Economico, per l'annullamento del DM del 22 maggio 2014 concernente l'introduzione delle Linee Guida per la determinazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale. Nell'ambito del medesimo giudizio si sono prospettate le questioni di legittimità costituzionale e di pregiudizialità comunitaria relativamente alle Leggi 9 e 116 del 2014, nella parte in cui hanno modificato l'art. 15, comma 5 del D.Lgs. 164/2000 (scomputo retroattivo dei contributi privati e limitazione temporale alla valenza degli accordi).

In data 1 ottobre 2015, Ascopiave, unitamente agli altri ricorrenti, con il deposito di "motivi aggiunti" al ricorso principale, ha provveduto all'impugnazione anche del Decreto Ministeriale n. 106 del 20 maggio 2015, di modifica del DM 226/2011. Quest'ultimo, infatti, almeno con riguardo all'art. 5, si è limitato ad introdurre la regolamentazione propria delle Linee Guida nel DM 226/2011.

All'esito dell'udienza del 28 aprile 2016, la causa è stata posta in decisione.

Con sentenza n. 10341 del 17 ottobre 2016 il TAR Lazio ha respinto il ricorso per motivi aggiunti e dichiarato improcedibile il ricorso principale.

La società, unitamente alle altre co-ricorrenti in primo grado, in data 16/01/2017 ha presentato appello al Consiglio di Stato ed attualmente, è in attesa della calendarizzazione del procedimento.

Altri fatti di rilievo

Evoluzione del meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine (cosiddetto APR)

Nel 2013 l'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI) ha riformato la struttura delle tariffe gas ai clienti tutelati, riferendole all'hub olandese TTF (prezzo spot) e introducendo, con la delibera 447/2013/R/gas, un meccanismo facoltativo "per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine" denominato meccanismo APR, relativo ai tre anni termici 2014/2016.

L'AEEGSI, nel 2013, con riferimento ai volumi di gas del Gruppo Ascopiave, ha delineato una compensazione totale massima, per il triennio di vigenza del meccanismo, pari a 11,2 milioni di Euro e, in caso di inversione tra prezzo di approvvigionamento e prezzo spot, una restituzione ai clienti finali fino a 3 volte l'importo inizialmente definito: circa 33,5 milioni di Euro.

Il Gruppo Ascopiave non ha aderito in prima istanza al meccanismo APR in ragione delle valutate sfavorevoli condizioni di funzionamento, impugnando davanti al T.A.R. della Lombardia, con richiesta di sospensiva, il provvedimento stesso.

L'evoluzione positiva del mercato riscontrata nell'ultimo biennio ed i ragionevoli scenari elaborati dal management, hanno permesso di riconsiderare favorevolmente l'adesione al meccanismo APR.

Nel corso del mese di novembre 2016, dopo aver proceduto al terzo ed ultimo aggiornamento dell'indice Ptop per l'anno termico 2016, con delibera 649/2016/R/GAS del 10 novembre 2016, l'AEEGSI ha determinato l'ammontare consuntivo della compensazione quantificandola in +11,1 milioni di Euro. L'importo è stato contabilizzato nell'esercizio 2016 in diminuzione del costo di approvvigionamento dell'esercizio di riferimento.

Comunicazione del saldo di perequazione dei ricavi tariffari dell'esercizio 2015

Nel mese di novembre Cassa servizi energetici e Ambientali ha comunicato alle società del Gruppo i risultati definitivi di perequazione per l'anno 2015. Da tale comunicazione è emerso, per le società consolidate con il metodo integrale, un differenziale positivo rispetto al valore degli importi di perequazione iscritti nel bilancio 2015 di complessivi Euro 1,2 milioni; tale importo è stato rilevato contabilmente nell'esercizio 2016.

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La differenza registrata è dovuta principalmente alla diversa valorizzazione del vincolo dei ricavi, in quanto gli importi di perequazione stanziati nel bilancio dell'esercizio 2015 erano stati calcolati sulla base delle tariffe di riferimento provvisorie pubblicate in allegato alla delibera 147/2015/R/GAS, mentre gli importi di perequazione comunicati da CSEA sono stati calcolati sulla base delle tariffe di riferimento definitive pubblicate in allegato alla delibera 99/2016/R/GAS.

Vendita di gas naturale e di energia elettrica

Il Gruppo opera nel settore della vendita di gas e di energia elettrica attraverso le società Ascotrade S.p.A., ASM Set S.r.l., Estenergy S.p.A., Blue Meta S.p.A., Veritas Energia S.p.A. Pasubio Servizi S.r.l., Etra Energia S.r.l. e Amgas Blu S.r.l..

Le società ASM Set S.r.l. ed Estenergy S.p.A. sono consolidate con il metodo del patrimonio netto.

Il mercato del gas

Anche nel corso di quest'ultimo anno il mercato tradizionale del gas è stato contrassegnato da un calo strutturale della domanda. In un mercato sempre più competitivo, e caratterizzato da una contrazione delle marginalità nei tradizionali business del Gruppo, viene pertanto confermata la necessità di un riposizionamento di mercato accompagnato da strategie volte alla difesa delle quote di mercato acquisito, nonché alla crescita interna ed esterna.

In una prima fase di liberalizzazione dei mercati energetici il legame con il territorio era visto come un elemento riduttivo per la crescita aziendale in ragione della progressiva attenuazione dei legami con i principali stakeholder insito in esso. La crescita esterna si sviluppava conseguentemente da aggregazioni aziendali che vedevano aziende aventi dimensioni significative che fungevano da polo aggregante verso realtà più piccole. Oggi invece, diversamente dal passato, la crescita esterna si sta concretizzando attraverso un modello organizzativo che privilegia la territorialità ed il miglioramento dei costi operativi aziendali, ricercando nuovi modelli che leghino i principali attori del territorio stesso affinché possano valorizzare i propri elementi distintivi nei confronti dei competitors. I modelli descritti sono accompagnati dall'introduzione di piani industriali volti all'ottenimento di una maggiore efficienza operativa ed organizzativa, attraverso una reingegnerizzazione e ottimizzazione dei processi che determinano un miglioramento del cost to serve aziendale.

A livello di comunicazione istituzionale inoltre, viene posta sempre più attenzione alle tematiche ambientali e sociali con l'obiettivo di migliorare l'impatto delle attività aziendali nel territorio servito.

Nell'ambito dei prezzi della materia prima si denota come, nello scenario internazionale, lo spread tra i prezzi spot dei mercati asiatici (Giapponese e coreano), ed i prezzi nord europei (hub olandese TTF) si sia ridotto, portando di nuovo l'interesse dei produttori di GNL (Medio Orientali e statunitensi) nell'area del Mediterraneo in cui l'Italia risulta centrale in virtù del suo posizionamento geografico. Tale dinamica determina un mercato del gas naturale sempre più liquido, competitivo e volatile. L'andamento dei prezzi negli ultimi mesi dell'anno è stato infatti caratterizzato da un generale incremento, nonostante le dinamiche appena descritte, per il gas naturale. Riportiamo i principali valori di

riferimento dei principali indicatori del mercato gas: il valore del Brent è aumentato (da 30,69 \$/bbl del mese di gennaio a 53,60 \$/bbl nel mese di dicembre), il valore del TTF è aumentato (da 13,88 €/MWh del mese di gennaio a 17,63 €/MWh nel mese di dicembre), il valore del Dollaro sull'Euro è passato da 1,0859 €/\$ del mese di gennaio a 1,0542 €/\$ del mese di dicembre.

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Nel corso dell'esercizio sia l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il servizio idrico, che l'Autorità per la concorrenza, hanno intensificato i controlli atti a verificare se le aziende hanno intrapreso metodologie di comunicazione e/o comportamenti scorretti nell'acquisizione, e successiva gestione, di nuovi clienti. Le sanzioni comminate sono risultate particolarmente elevate ed in particolare hanno interessato i casi in cui le forme di contatto e persuasione del cliente sono risultate non aderenti alla normativa vigente colpendo le società di vendita che non hanno adeguatamente monitorato l'operato delle aziende incaricate dell'acquisizione della clientela. L'utilizzo sempre più stressato di queste aziende esterne, e l'incremento dei cosiddetti gruppi d'acquisto, sta generando un'ulteriore segmento nella filiera dell'energia che si inserisce tra le società di vendita ed i clienti finali. La clientela acquisita a mezzo di questi intermediari non risulta completamente fidelizzata alla società committente e pertanto, le società di vendita del Gruppo, hanno interrotto questo tipo di accordi e procedono all'acquisizione dei clienti solo a mezzo di personale dipendente conseguendo risultati, ad oggi, molto positivi.

Il mercato dell'energia elettrica

I prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica non hanno evidenziato grandi variazioni nell'arco dell'anno ad esclusione dell'ultimo trimestre 2016 che ha registrato un notevole innalzamento dei prezzi accompagnato ad un elevata volatilità. Nel corso dell'anno 2016 il valore del "Pun" è passato da 46,47 €/MWh del mese di gennaio a 56,44 €/MWh nel mese di dicembre registrando mediamente, nell'ultimo trimestre, un valore pari a 55,95 €/MWh.

La ripresa dei prezzi evidenziata è anche ascrivibile alla prolungata manutenzione non programmata di impianti in stato di fermo, o da fermare nell'immediato, di una parte significativa del parco nucleare francese (13 impianti per circa 12 GW installati). Questa situazione sembra destinata a terminare nel primo trimestre 2017.

Nel corso dell'esercizio l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il servizio idrico, con la Delibera 369/2016/R/ee, istituisce con decorrenza dal 1° gennaio 2017 il Servizio di Maggior Tutela riformato (MTR) e la Tutela SIMILE (delibera descritta nel paragrafo "Disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico" di questa relazione). Tra le società del Gruppo, Ascotrade S.p.A. , possedendo i requisiti per poter accedere a questo servizio, a decorre dal 1 gennaio 2017 è stato uno dei 30 soggetti ammessi a questo tipo di mercato. Tra le società ammesse vi sono stati comportamenti disomogenei. Alcune, probabilmente spinte dall'aspettativa di acquisire un maggior numero di clienti e di riuscire a fidelizzarli entro i termini del contratto annuale di Tutela SIMILE, hanno proposto bonus particolarmente elevati; altre hanno optato per una posizione più conservativa.

A seguito dell'introduzione della c.d. bolletta 2.0, l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il servizio idrico, sta definendo la struttura dei file di comunicazione tra gli Operatori attivi nella filiera dell'energia con particolare attenzione al rispetto delle tempistiche ed alla qualità delle risposte fornite ai clienti; anche in quest'ambito le sanzioni comminate dall'Autorità si stanno sensibilmente intensificando.

Interventi dell'Autorità e del Governo volti sia al settore gas che al settore elettrico

Relativamente al settore gas, con delibera 312/2016/R/gas, l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il servizio idrico ha approvato il Testo Integrato del Bilanciamento (TIB) che recepisce il Regolamento europeo 312/2014 ed assegna un

ruolo centrale al responsabile del bilanciamento (Snam Rete Gas). Il provvedimento ha il fine di mantenere, nel giorno gas, la rete di trasporto entro i suoi limiti operativi introducendo meccanismi di incentivazione nei sui confronti.

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Il nuovo regime di bilanciamento prevede l'introduzione di un prezzo di sblilanciamento duale, in acquisto e in vendita, sulla posizione netta giornaliera. I prezzi sono determinati nel mercato a pronti (Mercato del giorno prima e mercato infragiornaliero) gestito dal Gestore dei Mercati Elettrici.

Relativamente al settore energia elettrica si segnala che l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il servizio idrico, al fine di porre rimedio ai forti aumenti registrati dalla componente uplfit (proventi/oneri di Terna dovuti ai corrispettivi di sbilanciamento) è intervenuta con la delibera 444/2016/R/eel le cui disposizioni sono in prima parte entrate in vigore nel periodo 1° agosto-31 dicembre 2016, la seconda a decorrere dal dal 1° gennaio 2017. La delibera prevede un meccanismo di single pricing per gli sbilanciamenti che rientrano all'interno di una specifica banda di tolleranza calcolata sul programma di prelievo post-MI; nel periodo di prima implementazione è stata fissata al ±15%, per essere successivamente ridotta al ±7.5% (con decorrenza dal 1° gennaio 2017). Al di fuori delle tolleranze previste di applicherà un meccanismo di dual pricing a prezzi medi ponderati.

Gruppo Ascopiave: andamento dei volumi e di gas naturale e di energia elettrica venduti

Nel 2016, i volumi di gas venduti al mercato finale dalle società consolidate al 100% sono stati pari a 800,3 milioni di metri cubi, segnando una decremento del 2,2% rispetto al 2015 (818,6 milioni di metri cubi al 31 dicembre 2015). A questi si aggiungono i volumi delle società consolidate proporzionalmente (Estenergy S.p.A. e ASM Set S.r.l.), che nel 2016 hanno venduto complessivamente 274,1 milioni di metri cubi di gas registrando un decremento del 5,9% rispetto all'esercizio precedente (291,2 milioni di metri cubi al 31 dicembre 2015).

Per quanto concerne l'attività di vendita di energia elettrica, nel 2016 il quantitativo di elettricità venduto dalle società consolidate al 100% è stato pari a 339,9 GWh, evidenziando un decremento del 5,2% rispetto al 2015 (358,7 GWh al 31 dicembre 2015). A questo si aggiunge il quantitativo venduto dalle società consolidate proporzionalmente (Estenergy S.p.A. e Asm Set S.r.l.), che nel 2016 è stato pari a 108,2 GWh con una diminuzione del -7,3% rispetto al 2015 (116,7 GWh al 31 dicembre 2015).

Distribuzione di gas naturale

Il Gruppo opera nel settore della distribuzione del gas attraverso le società Ap Reti gas S.p.A., Ap Reti Gas Rovigo S.r.l., Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A. e Unigas Distribuzione S.r.l.. La società Unigas Distribuzione S.r.l. è consolidata con il metodo del patrimonio netto.

L'attività di distribuzione del gas naturale

AP Reti Gas S.p.A.

Nel 2016 è proseguita l'attività di affinamento dei processi e di ottimizzazione delle risorse finalizzata a ridurre i costi operativi nonché ad incrementare la capacità di produrre valore. Questo allo scopo di affrontare nelle migliori condizioni possibili il confronto con i competitors in termini di efficienza di gestione in previsione dell'avvio delle gare d'ambito.

L'utilizzo del sistema di Work Force Management, a supporto della forza lavoro per le attività in campo, ha consentito un miglioramento nella gestione delle attività (eseguite su richiesta delle società di vendita per conto dei clienti finali) e ha contribuito ad un significativo miglioramento degli standard qualitativi del servizio. L'efficientamento ha evidenziato una

riduzione di oltre il 30% del numero di attività eseguite fuori standard, rispetto ai parametri fissati da AEEGSI, con tempi medi unitari in diminuzione rispetto all'anno precedente.

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Anche nel corso dell'esercizio 2016 è stato particolarmente significativo il carico di lavoro necessario per assecondare le richieste dei comuni per la messa a disposizione degli stati di consistenza degli impianti e per la determinazione dei valori industriali residui (VIR) e dei valori di rimborso. Tutte le richieste pervenute sono state processate entro i termini previsti dalle normative vigenti.

In ottemperanza alle disposizioni dell'AEEGSI è proseguito il processo di rinnovo del parco contatori, con il raggiungimento di tutti i principali obbiettivi previsti dalla regolazione vigente. In questo contesto, dopo una fase di sperimentazione, AP Reti Gas S.pA. ha intrapreso, tra le prime a livello nazionale, l'innovazione del parco contatori mass market con smart meter comunicanti in radio frequenza WMbus 169 Mhz, allo scopo di ridurre i costi operativi conseguenti ad un minor consumo atteso delle batterie. Per adottare tale soluzione è stato necessario realizzare una rete di concentratori sia su siti di proprietà del distributore sia su siti messi a disposizione dalle amministrazioni comunali.

In riferimento alle attività di estensione e potenziamento delle reti e degli impianti di distribuzione, sono stati posati oltre 62 km di rete. Tutte le attività di progettazione e direzione lavori per la realizzazione delle reti e degli impianti di distribuzione sono state effettuate con risorse interne.

Al contempo sono stati realizzati gli interventi programmati di manutenzione straordinaria necessari per superare la progressiva obsolescenza degli impianti e migliorare le capacità di trasporto delle reti con la sostituzione di oltre 50 gruppi di riduzione vetusti.

Anche nel 2016 sono stati rispettati i programmi previsti per le attività di conduzione e manutenzione, svolti quasi esclusivamente da personale interno, e solo in minima parte avvalendosi di aziende terze.

Nel 2016 la struttura di pronto intervento ha effettuato oltre 5.500 interventi, con un tempo medio di arrivo sul luogo di chiamata largamente inferiore ai 60 minuti previsti dall'AEEGSI.

Nel corso del 2016 si è provveduto ad ispezionare oltre l'85% della rete distributiva con mezzo cercafughe allo scopo di individuare fuoriuscite incontrollate di gas conseguenti a deterioramenti o danneggiamenti degli impianti. L'attività è stata svolta prevalentemente con risorse interne superando gli standard minimi richiesti dall'AEEGSI e risponde alla particolare attenzione posta al tema della sicurezza del servizio.

AP Reti Gas Rovigo S.r.l.

AP Reti Gas Rovigo S.r.l. gestisce la rete di distribuzione di gas naturale nel comune di Rovigo grazie all'utilizzo di strumenti gestionali e di procedure messe a disposizione dalla capogruppo e quindi da AP Reti Gas S.r.l.. Importanti sinergie, con la capogruppo e con le altre società del Gruppo, sono presenti in tutte le attività amministrative, tecniche, di controllo dei processi e di gestione delle risorse umane.

Il servizio di call center di pronto intervento è affidato ad una unica società con identiche condizioni contrattuali per tutte le società del gruppo, con evidenti risvolti positivi sia dal punto di vista economico che di uniformità della gestione. Anche le attività di pronto intervento, essenziali per la sicurezza di esercizio degli impianti di distribuzione gas, sono gestite d'insieme con la capogruppo e ciò ha permesso di disporre di una miglior valutazione delle situazioni maggiormente critiche o pericolose.

Le attività di progettazione, di preventivazione e di direzione lavori per la realizzazione di nuove porzioni di impianti distributivi vengono svolte dalla società su richiesta di clienti privati e di pubbliche amministrazioni. Nel 2016 gli investimenti realizzati per la manutenzione della rete di distribuzione sono stati significativi, provvedendo alla sostituzione di numerosi vecchi tratti di rete cittadina ormai obsoleti ed al rifacimento di oltre 300 allacciamenti

d'utenza datati o vetusti. Importanti investimenti sono stai sostenuti per spostare i punti di riconsegna (PDR) all'esterno dei fabbricati o in punti accessibili ai luoghi pubblici.

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Al fine di mantenere la continuità del servizio con adeguati livelli di sicurezza e qualità, l'attività di manutenzione della rete e degli impianti è svolta in parte attraverso l'intervento di personale interno ed in parte avvalendosi di servizi di aziende terze.

Nel 2016 la struttura di pronto intervento aziendale, operativa 24 ore su 24, tutti i giorni dell'anno e raggiungibile tramite numero verde dedicato, ha effettuato i propri intervento, assicurando un tempo di arrivo sul luogo di chiamata in media largamente inferiore ai 60 minuti.

Nel corso dell'anno l'azienda ha provveduto ad ispezionare la rete con lo scopo di ridurre i rischi derivanti da fuoriuscite incontrollate di gas determinate da deterioramenti o danneggiamenti degli impianti. Tutte le dispersioni rilevate sono state riparate entro gli standard temporali previsti dall'Autorità. L'attività di ispezione programmata della rete realizzato nell'anno 2016 è stato molto più spinto rispetto a quanto richiesto dall'Autorità per l'Energia Elettrica il gas e il servizio idrico e ciò a dimostrazione della particolare attenzione prestata da AP Reti Gas S.r.l. al tema della sicurezza.

Inoltre, la corretta odorizzazione del gas è stata monitorata periodicamente. Tutti gli impianti di primo salto utilizzano sistemi di iniezione automatica che consentono il dosaggio diretto e puntuale del contenuto di odorizzante e sono stati effettuati controlli in merito al grado di odorizzazione pari ad almeno il doppio di quanto previsto dall'Autorità per standard di servizio.

Le attività sui misuratori, quali attivazioni, subentri, cessazioni, riattivazioni da morosità, a servizio delle società di vendita accreditate sono state eseguite in conformità ed in sintonia con gli standard previsti dalla carta del servizio aziendale e con tempi molto inferiori ai massimi previsti dall'Autorità.

Riguardo alle attività di rinnovo del parco contatori per l'adeguamento agli standard prescritti dall'Autorità per l'energia Elettrica ed il Gas con la delibera 155/08 e seguenti, nel 2016 si sono adeguati circa 2.476 contatori, superando ampiamente le percentuali minime stabilite per l'anno dall'Autorità per l'energia elettrica il Gas e il servizio idrico. Al 31 dicembre 2016 risultano adeguati complessivamente n. 5046 gruppi di misura alle prescrizioni della delibera 155/08.

Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A.

Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A. (di seguito Edigas DG S.p.A.) gestisce l'attività di distribuzione del gas in 27 comuni, nelle regioni Lombardia, Piemonte e Liguria.

Nel 2016 gli investimenti realizzati per l'estensione, il potenziamento e la manutenzione della rete di distribuzione sono stati significativi, e si sono concentrati nel Comune di Albenga, Sabbioneta ed Alice Castello (VC), con inizio estensione rete di media pressione per il futuro allacciamento ad un essicatoio.

Nel corso dell'anno sono stati posati complessivamente più di 2,8 chilometri di rete, con interventi in cinque Comuni. Inoltre, si è provveduto all'esecuzione, ai fini della protezione catodica, di pozzi verticali nel comune di Piverone e Tornata, si è provveduto altresì al rifacimento dei dispersori orizzontali di Salussola e Carisio.

La società effettua l'attività di manutenzione della rete e degli impianti al fine di mantenere adeguati livelli di sicurezza, qualità, e di continuità del servizio in parte, attraverso l'intervento di personale interno, de in parte avvalendosi di aziende terze.

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Sugli impianti di decompressione di primo salto (c.d. Re.Mi.), di riduzione finale (c.d. GRF) e di riduzione e misura (c.d. GRM) l'attività di manutenzione preventiva, e correttiva, prevista dalla normativa vigente viene svolta prevalentemente mediante personale dipendente ma anche avvalendosi dell'intervento di aziende terze specializzate. Nel 2016 si è provveduto altresì alla manutenzione straordinaria di quattro gruppi di riduzione finale e di quindici gruppi di riduzione industriale; sono stati inoltre posati, ed attivati, tre nuovi gruppi di riduzione finale ed in altrettanti sostituite integralmente le apparecchiature.

Nel corso del 2016 si è provveduto ad ispezionare la rete allo scopo di ridurre i rischi derivanti da fuoriuscite incontrollate di gas determinate da deterioramenti o danneggiamenti degli impianti. Il programma di ispezione realizzato (circa Km. 662 complessivi) è superiore agli standard minimi richiesti dall'AEEGSI e ciò dimostra la particolare attenzione prestata da Edigas DG S.p.A. al tema della sicurezza del servizio.

Inoltre, nel 2016 sono state effettuate oltre 168 misure del grado di odorizzazione, (con metodo strumentale gascromatografico) in concomitanza con i periodi di massimo e minimo prelievo, tutti con risultati conformi alle norme tecniche vigenti.

Le attività di intervento sui misuratori, quali attivazioni, subentri, cessazioni, riattivazioni da morosità, a servizio delle società di vendita accreditate sono state eseguite in conformità ed in sintonia con gli standard previsti.

Il tempo medio per l'attivazione e disattivazione di una fornitura è risultato largamente inferiore rispetto allo standard massimo nazionale.

Con l'avvento della Del. AEEG n. 155/08, Edigas S.p.A. ha continuato nella sua politica di cambio e normalizzazione alle nuove direttive, nell'anno sono stati posati o sostituiti n.4 G25, n.11 G16, n. 59 G10 con contatore elettronici, e si è cominciato con i contatori di classe G4 sostituendoli con n.94 contatori elettronici.

Unigas Distribuzione gas S.r.l.

Nel 2016 gli investimenti realizzati per l'estensione, il potenziamento e la manutenzione della rete di distribuzione sono stati significativi. Nel corso dell'anno sono stati posati circa 6,7 chilometri di rete distributiva, interventi relativi a potenziamenti, rinnovi e nuove estensioni.

Unigas Distribuzione S.r.l. effettua l'attività di manutenzione della rete e degli impianti al fine di mantenere adeguati livelli di sicurezza, di qualità e di continuità del servizio, in parte attraverso l'intervento di personale interno, in parte avvalendosi di servizi di aziende terze. Sugli impianti di decompressione di primo salto (Re.Mi.), riduzione finale (GRF) e di riduzione e misura (GRM) l'attività di manutenzione preventiva, e correttiva, prevista dalla normativa vigente viene svolta prevalentemente da personale interno. Allo scopo di accertare il corretto funzionamento degli impianti viene svolta l'attività di manutenzione ordinaria relativa alle operazioni di manutenzione preventiva programmata (MPP) consistenti nello smontaggio parziale o totale degli apparati, pulizia, controllo delle parti componenti e sostituzione dei particolari soggetti ad usura e degrado e di verifica funzionale.

Gli indicatori di sicurezza (tempo di arrivo sul luogo di chiamata per pronto intervento, ispezione programmata rete e misure del grado di odorizzazione) e di continuità (interruzioni del servizio) sono stati mantenuti efficacemente sotto controllo, nel pieno rispetto degli obblighi di servizio prefissati dall'Autorità per l'energia elettrica ed il gas. Nel corso dell'anno la struttura di pronto intervento aziendale, operativa 24 ore su 24, tutti i giorni dell'anno e attivabile tramite un numero verde dedicato per tutto il territorio gestito, ha effettuato 933 interventi, con tempo di arrivo medio sul luogo di chiamata largamente inferiore rispetto ai 60 minuti previsti dagli standard dell'Autorità. Complessivamente le chiamate pervenute al call center sono state 3.281 (quasi uguali alle 3.283 dello scorso anno) di cui gestite 1.127 e le restanti 2.154 non riguardanti cause riconducibili al pronto intervento.

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Nel corso del 2016 si è provveduto ad ispezionare circa il 50% della rete distributiva, allo scopo di ridurre i rischi derivanti da fuoriuscite incontrollate di gas determinate da deterioramenti o danneggiamenti degli impianti. Il programma di ispezione realizzato è superiore agli standard minimi richiesti dall'AEEG per impianto di distribuzione e corrisponde alla particolare attenzione prestata da Unigas al tema della sicurezza del servizio.

In particolare sono stati ispezionati 119 Km di rete in media pressione e 447 Km di rete in bassa pressione, e sono state localizzate complessivamente 48 dispersioni tutte eliminate nel corso dell'anno.

L'odorizzazione del gas è stata verificata in due sessioni, una estiva ed una invernale, tramite apposito incarico a soggetto esterno che ha realizzato circa 260 analisi gascromatografiche (misure previste del grado di odorizzazione del gas) con risultato conforme alle norme tecniche vigenti.

Le attività sui misuratori, erogate a esclusivo servizio delle società di vendita accreditate, sono interamente assoggettate agli standard specifici di qualità della carta del servizio, e sono così identificate: nuove attivazioni, subentri fornitura, disattivazioni, sospensioni per morosità, riattivazioni. Le prestazioni erogate sono state in linea con gli esercizi precedenti e sono state eseguite in conformità e in sintonia con gli standard previsti dalla carta del servizio aziendale.

Nell'anno è proseguito il piano di adeguamento dei misuratori di calibro G10 relativamente alla delibera 631/13 mediante l'installazione di apparecchiature e sistemi di tele lettura con modem dedicato e alimentazione a batteria.

Al 31 dicembre 2016 risultava adeguato il 56% dei misuratori installati. Negli ultimi mesi dell'anno 2016, inoltre, sono stati installati i primi misuratori di calibro G4 (n. 475) conformi alla delibera 631/13 al fine di raggiungere l'obbligo di messa in servizio di circa 10.000 contatori entro il 31 dicembre 2018.

Gruppo Ascopiave: andamento dei volumi di gas naturale distribuiti ed estensione della rete

I volumi di gas naturale distribuiti nel 2016 attraverso le reti gestite dal Gruppo sono stati 873,4 milioni di metri cubi, di cui 801,7 milioni di mc erogati dalle società consolidate integralmente (788,5 milioni di mc nel 2015 con un incremento del 1,7%), e 146,7 milioni da Unigas Distribuzione S.r.l. (144,9 milioni di mc nel 2015 con un incremento del 1,2%). I volumi distribuiti da quest'ultima sono proporzionati alla quota di partecipazione del Gruppo nella società (48,86%). La rete distributiva, per effetto dei nuovi ampliamenti realizzati nel 2016, ha un'estensione di oltre 8.380 chilometri (8.300 chilometri nel 2015).

Cogenerazione

Nel 2016 l'attività di gestione degli impianti di cogenerazione è stata svolta dalla Divisione Ricerca e Sviluppo del Gruppo Ascopiave direttamente per Ascopiave S.p.A. nei primi sei mesi dell'anno e per conto di Veritas Energia S.p.A. nel secondo semestre 2016 in quanto a far data dal 30 giugno 2016 c'è stata la cessione di tutti gli impianti di cogenerazione e gestione tra le due società.

Per quanto riguarda le attività sugli impianti termici in cogenerazione, nel corso del 2016 è stato gestito il funzionamento di quattro impianti.

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L'impianto "Le Cime a Mirano (VE)" non ha registrato modifiche di impianto o estendimento della rete di teleriscaldamento, ma ha fatto registrare un aumento dall' 85% al 93% del grado di riempimento dei clienti residenziali allacciati. Sull'impianto è attivo un contratto di leasing. Il gruppo di cogenerazione ha lavorato a regime, venendo acceso nel periodo invernale per la fornitura di energia termica per uso riscaldamento dei clienti allacciati e nel periodo estivo per alimentare l'assorbitore per la produzione di energia frigorifera per uso raffrescamento per i medesimi clienti. L'impianto "Bella Mirano a Mirano (VE)" ha fatto registrare un aumento dal 113% al 115% del grado di riempimento dei clienti residenziali allacciati. Il superamento della quota di saturazione 100% è dovuto al fatto che, in aggiunta al progetto originario, nel corso del 2014 sono stati allacciati due nuovi condomini alla rete di teleriscaldamento, non facenti parte del progetto originario, ma allacciati a seguito di contributo a copertura totale dei costi, corrisposto dai costruttori dei due nuovi condomini. Il gruppo di cogenerazione ha lavorato a regime, venendo acceso nel periodo invernale per la fornitura di energia termica a uso riscaldamento.

L'impianto "Cà Tron a Dolo (VE)" ha fatto registrare un aumento dal 31% al 33% del grado di riempimento dei clienti residenziali allacciati. Si sottolinea il fatto che ad oggi è stato realizzato solo il primo stralcio (circa il 50%) dell'intera lottizzazione oggetto di Convenzione.Il gruppo di cogenerazione ha lavorato a regime, venendo acceso nel periodo invernale per la fornitura di energia termica uso riscaldamento ai clienti allacciati.

L'impianto "Ponte Tresa a Ponte Tresa (VA)" non ha fatto registrare variazioni del grado di riempimento dei clienti allacciati alla rete di teleriscaldamento. Il gruppo di cogenerazione ha lavorato a regime, venendo acceso nel periodo invernale per la fornitura di energia termica uso riscaldamento ai clienti allacciati. Per quanto riguarda le attività sugli impianti termici, il Gruppo, nel corso del 2016, ha gestito il funzionamento di sei impianti.

Efficienza e risparmio energetico

Per quanto attiene il 2015, Ascopiave S.p.A. ha ricevuto comunicazione dal GSE per cui è stato quantificato un obbligo di 84.057 certificati bianchi da consegnare entro il 31 maggio 2016. Tale obbligo è stato quasi interamente conseguito. Nel corso del 2016, e in particolare dal 1 luglio 2016, Ascopiave S.p.A. ha ceduto l'intero ramo distribuzione gas alla controllata al 100% AP reti gas S.p.A., di conseguenza tutti gli obblighi sono passati a quest'ultima. Per il 2016 quindi AP reti gas S.p.A. dovrà consegnare (entro maggio 2017) 104.012 TEE oltre al residuo del 2015.

Per quanto attiene invece Unigas Distribuzione S.r.l. l'obiettivo del 2015 è stato quantificato dal GSE in 19.116 TEE consegnato per il 61% entro il 31 maggio 2016. Nel 2016 la società ha un obbligo di 22.737 TEE a cui si deve aggiungere il residuo del 2014 da consegnare entro il 31 maggio 2017.

Stipula di una proposta di convenzione con i Comuni per l'adozione di una procedura condivisa finalizzata alla quantificazione concordata del "Valore Industriale Residuo" delle reti

Le modifiche normative susseguitesi negli ultimi anni ed in particolare la disciplina che ha previsto che la selezione del gestore del servizio di distribuzione con lo strumento delle c.d. "gare d'ambito", hanno comportato, tra l'altro, l'esigenza di determinare il Valore Industriale Residuo (V.I.R.) degli impianti di proprietà dei Gestori.

Relativamente a tale aspetto, le convenzioni di concessione disciplinavano due situazioni "paradigmatiche" e cioè:

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il riscatto anticipato (normalmente regolato con il richiamo al R.D. n. 2578/1925) e
il rimborso dalla scadenza (naturale) della concessione.

L'evenienza di una scadenza "ope legis", precedente alla decorrenza del termine "contrattuale", (di norma) non era contemplata (e dunque regolata) negli atti concessori.

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Nella sostanza, la fattispecie di cui trattasi (scadenza anticipata imposta dalla legge) rappresenta un "tertium genus", per certi versi assimilabile all'esercizio del riscatto anticipato (rispetto al quale, tuttavia, si discosta nettamente per la mancanza di una volontà autonomamente formatasi in tal senso da parte dell'Ente) e per altri simile allo spirare del termine concessorio (che tuttavia non è decorso).

Almeno sino al DM 226/2011, non c'erano norme legislative e/o regolamentari che definissero con precisione le modalità ed i criteri per determinare il V.I.R. degli impianti e che dunque potessero integrare le clausole contrattuali, non di rado carenti.

Anche il D.Lgs. 164/2000, sino alla modifica introdotta prima con il D.L. 145/2013, e poi con la L. 9/2014 si limitava a richiamare il R.D. 2578/1925 il quale, tuttavia, sanciva il metodo della stima industriale senza fissare parametri puntuali di stima.

Detta situazione rendeva oltremodo opportuna, se non necessaria, la definizione di specifiche intese con i Comuni volte ad addivenire ad una stima condivisa del Valore Industriale Residuo. Basti considerare che proprio la mancanza di tali accordi, in passato, ha condotto spesso a contenziosi in sede sia amministrativa che civile/arbitrale.

La situazione dei Comuni soci di Asco Holding era ancor più peculiare, nel senso che, con questi ultimi, non c'è un vero e proprio atto concessorio nelle forme "canoniche", ma vari atti di conferimento in Società (l'allora Azienda Speciale) che hanno sancito al tempo stesso la prosecuzione dell'affidamento del servizio in precedenza svolto dal Consorzio Bim Piave.

È evidente che, in quanto atti di conferimento, una regolamentazione propria concernente il riscatto e/o la scadenza della gestione non era contemplata, né contemplabile.

Con i suddetti Comuni, Ascopiave è quindi addivenuta alla stipula di una convenzione che prevedeva l'individuazione di un esperto di riconosciuta professionalità, competenza ed indipendenza chiamato a stabilire i criteri fondamentali da applicare per il calcolo del Valore Industriale Residuo degli impianti di distribuzione del gas. La relativa procedura negoziata condotta con il criterio dell'offerta economicamente più vantaggiosa, si è conclusa il 29 agosto 2011. L'esperto così individuato ha redatto la Relazione (resa disponibile il 15 novembre 2011) avente ad oggetto "Criteri fondamentali per il calcolo del Valore Industriale Residuo degli impianti di distribuzione del gas naturale siti nei Comuni attualmente serviti da Ascopiave S.p.A.", approvata, in data 2 dicembre 2011, dal Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. nonché successivamente da tutti i 92 Enti con Delibera di Giunta Comunale.

Nel 2013 Ascopiave S.p.A. ha trasmesso lo stato di consistenza e la valorizzazione degli impianti conseguente all'applicazione dei criteri definiti nella Relazione, offrendo contestualmente la propria disponibilità al contraddittorio con i Comuni volto ad analizzare gli elaborati.

Ad oggi, all'esito del relativo contraddittorio tecnico, n. 86 Comuni (dato invariato rispetto al 31 dicembre 2015) hanno approvato le relative valorizzazioni.

Nell'ambito del predetto iter, si sono regolamentati anche i reciproci rapporti più prettamente legati alla gestione del servizio, prevedendosi la corresponsione sia di somme una tantum (2010 – stipula atti integrativi) per Euro 3.869 migliaia, che (dal 2011) di canoni veri e propri per importi variabili e pari alla differenza, se positiva, tra il 30% del Vincolo dei Ricavi riconosciuto dalla regolazione tariffaria e quanto ricevuto dal singolo Comune a titolo di dividendo 2009 (bilancio 2008).

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In particolare, si sono corrisposti:

Euro 3.869 migliaia per il 2010;
Euro 4.993 migliaia per il 2011;
Euro 5.253 migliaia per il 2012;
Euro 5.585 migliaia per il 2013;
Euro 5.268 migliaia per il 2014;
Euro 5.258 migliaia per il 2015;
Euro 5.079 migliaia per il 2016;

per complessivi Euro 35.305 migliaia.

Nel corso del 2015, Ascopiave S.p.A. ha reso disponibile ai Comuni appartenenti degli Ambiti Territoriali Minimi di Treviso 2 - Nord e Venezia 2 – Entroterra e Veneto Orientale (69 comuni su 92) un aggiornamento delle valorizzazioni degli impianti al 31 dicembre 2014 e, nel 2016, ad alcuni comuni appartenenti all'ambito di Treviso Sud, un aggiornamento degli stessi al 31 dicembre 2015, applicando i criteri valutativi concordati e fornendo un conteggio della valorizzazione dei contributi privati da detrarre dal valore industriale residuo ai sensi della Legge 9 / 2014.

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Le stazioni appaltanti di ambiti territoriali Treviso Nord e Venezia 2 – Entroterra e Veneto Orientale hanno inviato all'AEEGSI le valorizzazioni dei rimborsi di alcuni comuni ai fini delle verifiche previste dalla normativa.

Contenziosi

CATEGORIA I – CONTENZIOSI AMMINISTRATIVI

Alla data del 31 dicembre 2016, relativamente ai rapporti concessori, non sono pendenti contenziosi amministrativi.

CATEGORIA II – CONTENZIOSI SU VALORE IMPIANTI – GIURISDIZIONE CIVILE

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

COMUNE DI COSTABISSARA:

Un Giudizio innanzi alla Corte d'Appello di Venezia per la determinazione del valore industriale residuo degli impianti di distribuzione (consegnati nel 2011 al nuovo gestore), avviato dal Comune di Costabissara che, con atto notificato il 12 dicembre 2015, ha impugnato il Lodo Arbitrale del 25-26 maggio 2015, emesso all'esito del relativo procedimento. All'udienza del 19 maggio 2016, la Corte ha fissato l'udienza di precisazione delle conclusioni al 7 marzo 2019.

Il Collegio Arbitrale, con il Provvedimento anzidetto, ha condannato il Comune al pagamento della somma di Euro 3.473 migliaia, oltre ad interessi dalla data di deposito del Lodo. Ha inoltre quantificato le spese della procedura in Euro 210 migliaia (oltre IVA, CPA e spese generali), poste per due terzi in capo al Comune e per un terzo a carico di Ascopiave S.p.A.. Il Lodo è stato dichiarato esecutivo dal Tribunale di Vicenza il 7 luglio 2015.

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CATEGORIA III – CONTENZIOSI SU VALORE IMPIANTI – ARBITRATI

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

COMUNE DI CREAZZO:

Un Arbitrato tra Ascopiave S.p.A. ed il Comune di Creazzo per la determinazione del valore industriale residuo degli impianti di distribuzione (consegnati nel 2005 al nuovo gestore) conseguente all'esito del precedente giudizio civile, rispetto al quale la C.d.A. di Venezia, con Sentenza n. 2178/15, in accoglimento dell'appello comunale, ha sancito la validità e l'efficacia della clausola compromissoria prevista in convenzione, con ciò annullando la Sentenza di primo grado del 25 agosto 2014, con la quale il Giudice Monocratico aveva condannato il Comune al pagamento della somma di Euro 1.678 migliaia.

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In una logica prudenziale volta ad evitare la possibile decadenza conseguente alla Sentenza 2178, in data 11 dicembre 2015, Ascopiave S.p.A., ha provveduto a notificare la Denuncia di lite per l'avvio della procedura di Arbitrato.

Sono in corso trattative per una soluzione transattiva che nel mese di agosto del 2016 hanno visto le parti incontrarsi al fine di addivenire ad una convergenza di intenti che permetta di sanare i motivi della lite.

In proposito, successivamente ad un incontro svoltosi ad inizio agosto (con assistenza dei rispettivi legali e tecnici), si è tenuta un'ulteriore riunione tra i vertici della società ed il Sindaco all'esito della quale si è approssimata un'intesa di massima, attualmente in fase di perfezionamento.

COMUNE DI SANTORSO:

Un arbitrato tra Ascopiave S.p.A. ed il Comune di Santorso per la determinazione del valore industriale residuo degli impianti di distribuzione (consegnati nel 2007 al nuovo gestore). L'avvio della procedura si è reso necessario in conseguenza della Sentenza del 4 settembre 2013 con la quale il Giudice ha dichiarato l'incompetenza del Tribunale di Vicenza per la vigenza della clausola compromissoria sancita nella Convenzione originaria.

Constatato il fallimento dei tentativi di composizione bonaria, in data 12 novembre 2013, Ascopiave S.p.A. ha notificato la denuncia di lite, con la nomina ad Arbitro di parte. Il Comune, con atto del 26 novembre 2013, ha nominato il proprio Arbitro. Con provvedimento del Presidente del Tribunale di Vicenza del 31 gennaio 2014 (prodotto su istanza di Ascopiave S.p.A.) è stato nominato il terzo Arbitro e Presidente del Collegio.

Il Comune ha contestato detta procedura (fissata anche nel contratto concessorio) sostenendo l'applicabilità della novella legislativa del 2012 che, modificando il Codice dei Contratti Pubblici, ha introdotto una peculiare disciplina rispetto alle procedure arbitrali con gli Enti pubblici che prevede, tra l'altro, la nomina del terzo Arbitro in capo alla Camera Arbitrale dell'AVCP (ora ANAC).

Con Lodo parziale del 10 gennaio 2015, il Collegio ha confermato la legittimità della propria costituzione e dunque la piena legittimità a procedere.

Con Ordinanza del 27 febbraio 2015, il Collegio ha poi disposto una CTU per la determinazione della valorizzazione degli impianti.

Il CTU ha presentato la sua perizia entro il termine assegnato del 30 novembre 2015. Questa è stata contestata dal CTP e dal legale di Ascopiave.

All'udienza del 21 dicembre 2015, il Collegio ha assegnato alle Parti termini a difesa (1 febbraio 2016) per replicare alle rispettive note depositate nel corso della medesima, relativamente agli elaborati peritali redatti dal CTU.

A fronte delle contestazioni anzidette ed alle conseguenti istanze delle Parti, il Collegio ha concesso il termine del 10 marzo 2016 per lo scambio di quesiti da porre al CTU. Ha quindi assegnato al CTU il termine del 29 aprile 2016 per rispondere ai quesiti formulati. Ascopiave S.p.A. ha provveduto di conseguenza nel termine assegnato.

All'udienza del 27 giugno 2016, il Collegio ha assegnato alle Parti i termini per le comparse conclusionali e per le eventuali repliche, rispettivamente al 21 settembre 2016 ed al 11 ottobre 2016.

Infine, in una successiva udienza, il Collegio ha interrogato il CTU in ordine all'avvenuta applicazione o meno del DM

226/2011, come modificato dal DM 106/2015.

CATEGORIA IV – CONTENZIOSI AMMINISTRATIVI – NON RELATIVI A CONCESSIONI

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

Un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia Milano, avverso la Delibera 241/2013. Le principali motivazioni sono: la mancata previsione di remunerazione degli interventi in corso di servizio di default; la previsione di penali da ritardo, o da mancata effettuazione della disalimentazione a carico del distributore anche quando il ritardo o la mancata attuazione dipendono da cause non imputabili al distributore medesimo. Infine, in connessione con i precedenti ricorsi (all'epoca pendenti in Appello), è stata contestata la "motivazione" data al provvedimento che l'AEEGSI rinviene esclusivamente nell'esigenza di sopperire ad una sorta di "inadeguatezza" dei distributori.

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L'AEEGSI è nuovamente intervenuta in materia, con le Delibere 533/2013 e 84/2014. In data 21 gennaio 2014 è stato depositato c/o il TAR Milano il ricorso avverso la Delibera 533/2013. Le motivazioni sono simili a quelle che hanno condotto all'impugnazione della Delibera 241/2013.

Ad inizio marzo 2015 è giunta notizia che, con sentenze n. 593 e 594/2015, il TAR ha respinto i ricorsi di 2i Rete Gas S.p.A. ed Italgas avverso le medesime delibere 241/2013 e 533/2013.

Anche in considerazione di dette Pronunce, l'interesse alla prosecuzione del ricorso è alquanto scemato in quanto il contesto regolatorio della materia è stato profondamente mutato dai numerosi provvedimenti normativi sopravvenuti. Vi è quindi l'esigenza di valutare eventuali altre pronunce rispetto a ricorsi presentati da altre società del settore.

LINEE GUIDA – DM 22.05.2014

Un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio – Roma nei confronti del Ministero per lo Sviluppo Economico per l'annullamento del DM del 22 maggio 2014 concernente l'introduzione delle Linee Guida per la determinazione del V.I.R.. Nell'ambito del medesimo giudizio si sono prospettate le questioni di legittimità costituzionale e di pregiudizialità comunitaria relativamente alle Leggi 9 e 116 del 2014, nella parte in cui hanno modificato l'art. 15, comma 5 del D.Lgs. 164/2000 (scomputo retroattivo dei contributi privati e limitazione temporale alla valenza degli accordi).

In data 1 ottobre 2015, Ascopiave, con il deposito di "motivi aggiunti" al ricorso principale, ha effettivamente provveduto all'impugnazione anche del Decreto Ministeriale n. 106 del 20 maggio 2015, di modifica del DM 226/2011. Quest'ultimo, infatti, almeno con riguardo all'art. 5, si è limitato ad introdurre la regolamentazione propria delle Linee Guida nel DM 226/2011.

All'esito dell'udienza del 28 aprile 2016, la causa è stata posta in decisione.

Con sentenza n. 10341 del 17 ottobre 2016 il TAR Lazio ha respinto il ricorso per motivi aggiunti e dichiarato improcedibile il ricorso principale.

La società, con atto del 16/01/2017, ha proposto appello.

AEEGSI DELIBERE ARG/GAS 310/2014 e ARG/GAS 414/2014

sensi dell'art. 15, comma 5 del D.Lgs. 164/2000 (testo attuale) ove la differenza sia superiore al 10%. Ad oggi non ci sono ulteriori atti processuali.

AEEGSI DELIBERA ARG/GAS 367/2014

Un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia – Milano nei confronti dell'AEEGSI, per l'annullamento della Delibera ARG/gas 367/2014 relativa alle modalità di riconoscimento tariffario del delta V.I.R. R.A.B. nella parte in cui prevede una regolamentazione difforme a seconda che l'aggiudicatario della Gara d'Ambito sia (nessun ristoro tariffario) o meno (pieno ristoro tariffario) "incumbent".

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Con Sentenza n. 2221/2015 depositata il 19 ottobre 2015, il T.A.R., confermando la precedente (e già segnalata) Sentenza 1396/2015, ha respinto il ricorso. Sono attualmente in corso le valutazioni in ordine all'opportunità di proporre Appello.

Limitando il commento agli aspetti di maggior impatto, la Sentenza ha riconosciuto la legittimità della soluzione regolatoria asimmetrica adottata dall'Autorità, la quale prevede che, per ciascun impianto comunale, il capitale investito netto di località (RAB), riconosciuto all'aggiudicatario della gara d'ambito territoriale, sarà pari:

− al valore di rimborso del suddetto impianto, nel caso in cui il gestore entrante sia diverso dall'uscente;
− al valore attualmente riconosciuto in vigenza dell'attuale concessione comunale, nel caso in cui vi sia coincidenza tra entrante ed uscente.

Si precisa che la regolazione simmetrica si applicherà esclusivamente per il periodo di durata della prima concessione d'ambito.

Con atto notificato il 18 gennaio 2016, Ascopiave S.p.A. ha presentato appello.

In data 8 febbraio 2016 il C.d.S. ha fissato l'udienza cautelare al 31 marzo 2016. Nell'ambito della stessa i legali della società hanno chiesto una celere fissazione dell'udienza di merito (scopo primario dell'istanza cautelare era infatti quello di imprimere la maggiore accelerazione possibile al procedimento). Il C.d.S. ha calendarizzato la discussione per il 24.11.2016. Si è in attesa della Sentenza.

IMPUGNAZIONE ATTI DI GARA PASUBIO GROUP S.P.A.:

Un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Veneto, promosso da 2i Rete Gas S.p.A. nei confronti del Comune di Schio e di Ascopiave S.p.A. (notificato il 10 ottobre 2016), per l'annullamento, previa concessione di misure cautelari, dell'aggiudicazione provvisoria ad Ascopiave S.p.A., ovvero del bando e di tutti gli atti conseguenti, richiedendo pertanto l'aggiudicazione alla ricorrente, o in subordine la riedizione della gara.

Il TAR Veneto (udienza del 09.11.2016) ha respinto l'istanza cautelare di 2i. Quest'ultima ha quindi presentato appello al C.d.S.. Il Consigliere Delegato del C.d.S. ha respinto l'istanza per ottenere una misura cautelare monocratica, riservando la decisione al Collegio. In data 2 febbraio 2017 si è tenuta l'udienza cautelare avanti al Consiglio di Stato in merito al ricorso presentato dal secondo classificato contro l'ordinanza del TAR Veneto del 7 dicembre 2016. All'esito della stessa, il Collegio ha confermato l'Ordinanza cautelare n. 644/2016 del TAR Veneto, con ciò respingendo l'appello presentato dal ricorrente, volto ad ottenere la sospensione dell'efficacia degli atti di gara in attesa della decisione di merito sul ricorso principale, rimessa allo stesso TAR Veneto (alla stato, non si ha notizia in ordine alla calendarizzazione del procedimento).

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CATEGORIA V – CONTENZIOSI CIVILI – NON RELATIVI A CONCESSIONI

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

ASCOPIAVE – CORPO B:

Un giudizio civile c/o il Tribunale di Treviso (RG 6941/2013) successivo all'Accertamento Tecnico Preventivo, conclusosi con la relazione del CTU (nominato dal Tribunale), ed avviato da Ascopiave S.p.A. (atto di citazione del 22 agosto 2013) al fine di ottenere il risarcimento del danno per la rovina della pavimentazione dell'ingresso del "Corpo B", nei confronti di: Bandiera Architetti S.R.L. (Progettisti), Ing. Mario Bertazzon (Direttore lavori) e Ing. R. Paccagnella Lavori Speciali S.R.L. (Appaltatore).

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La richiesta di ristoro si riferisce ad una valorizzazione del danno compresa approssimativamente tra Euro 127 migliaia (stima CTU per ripristino integrale) ed Euro 208 migliaia (preventivo Ditta terza per rifacimento integrale).

Tutte le Parti si sono regolarmente costituite.

Il Tribunale, con Provvedimento del 22 dicembre 2014, ha deciso l'integrale rinnovo della CTU, nominando un consulente d'ufficio. L'incarico è stato confermato nell'udienza del 13 marzo 2015. Ascopiave S.p.A. ha nominato proprio CTP.

Il CTU, a conclusione dell'incarico, ha quantificato il danno patito da Ascopiave S.p.A. in circa Euro 120 migliaia.

Sulla base delle risultanze della relazione tecnica, il 29 marzo 2016, si è svolto il tentativo di conciliazione giudiziale, nell'ambito del quale la società ha richiesto, oltre alla somma fissata dal CTU, anche il rimborso dei costi patiti per il contenzioso. Il tentativo è fallito essenzialmente perché non vi è accordo sulla ripartizione della somma tra i soggetti debitori.

Il 10 giugno 2016, il Giudice, a scioglimento della riserva, ha fissato l'udienza per la precisazione delle conclusioni al 26 gennaio 2017. Siamo in attesa dello scioglimento della riserva.

ASCOPIAVE – SIDERA/FAJ COMPONENTS:

Un Giudizio civile (azione possessoria) c/o il Tribunale di Treviso (RG 7655/2015), promosso da Ascopiave S.p.A. nei confronti delle ditte Sidera e Faj Components, conseguente alla realizzazione, da parte di queste ultime, di un nuovo manufatto tecnologico (sostitutivo di un precedente silos), c/o il lato sud della proprietà Ascopiave S.p.A. in violazione delle distanze minime e della precedente transazione in essere tra le Parti. Sono inoltre in contestazione aspetti connessi alla sicurezza del personale e delle proprie strutture.

Il Giudice ha disposto la CTU.

Nel frattempo, anche su sollecitazione del medesimo CTU, si è avviato un confronto volto ad addivenire ad una soluzione transattiva. In proposito è stata redatta una bozza di accordo, allo stato non formalizzata per l'assenza di una adeguata garanzia assicurativa a favore di Ascopiave S.p.A.

Le operazioni peritali si sono concluse il 11 luglio 2016.

Il CTU ha depositato la propria relazione il 31 dicembre 2016, analizzata nell'udienza del 17 ottobre 2016.

Nella successiva del 10 novembre 2016, inaspettatamente, il Giudice, ritenendo non esaustivi alcuni riscontri, ha disposto la rinnovazione della consulenza tecnica, affidandone il relativo incarico ad un nuovo C.T.U.

ACCESSI FORZOSI – SERVIZIO DI DEFAULT

AP Reti Gas, in adempimento dell'obbligo regolamentare in tal senso (con particolare riferimento all'art. 40.2, lett. a del TIVG), agisce, di norma ai sensi dell'art. 700 c.p.c. al fine di ottenere l'accesso forzoso in proprietà e poter

provvedere alla disalimentazione delle utenze (con misuratore in proprietà privata) servite in regime i Servizio di Default (SDD) morosità.

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I ricorsi sono rivolti nei confronti dei Clienti finali (o dei fruitori di fatto).

Allo scopo (ed onde adempiere fedelmente alle prescrizioni normative) è definita una procedura gestionale che prende avvio con l'attivazione del SDD e termina con la fine (per una delle diverse ipotesi previste) del SDD.

La stessa prevede lo svolgimento di tentativi di chiusura nelle forme ordinarie, il reperimento di informazioni, l'esperimento di verifiche anagrafiche e/o di tentativi di contatto con i Clienti finali coinvolti, la trasmissione di avvisi e diffide e, infine, ove dette iniziative non abbiano esito, l'avvio delle azioni legali, normalmente nella forma del ricorso d'urgenza ex art. 700 c.p.c.

A tal proposito, Ascopiave, ha conferito all'Avv. Sernaglia una Procura Generale alle liti (limitata ai ricorsi d'urgenza e alla relativa fase di esecuzione), formalizzata il 12.01.2015, rinnovata da AP Reti Gas in data 27.07.2016.

Identica procedura è stata adottata anche dalle altre società di distribuzione del Gruppo (ASM DG, ora AP Reti Gas Rovigo, Edigas ed Unigas).

Il costo medio, per singola pratica (presupponendo l'accoglimento, in prima istanza, del ricorso, è stimabile tra i 2.500 ed i 3.500 euro, al netto dei costi interni). Per tali spese è previsto il parziale ristoro tariffario (sino al limite di € 5.000). Allo stato, per Ascopiave / AP Reti sono:

in corso (trasmesse allo Studio legale in attesa di deposito) n. 2 pratiche;
depositate (udienze già fissate e/o già oggetto di vaglio) n. 2 pratiche;
in fase di esecuzione forzata n. 10 pratiche;
in fase di avvio (prossima redazione del ricorso ed invio allo Studio) n. 13 pratiche;
sospese (a vario titolo) n. 3 pratiche;
terminate (in diverse fasi) n. 114 pratiche.

L'entità annua delle pratiche per le quali si dovrà probabilmente ricorrere all'azione legale, per tutte le società del gruppo (comprendendosi Unigas), è stimabile approssimativamente tra 70 e 100.

Al 31 dicembre 2016, i costi legali complessivi (compresi i connessi oneri fiscali), riferiti alle pratiche Ascopiave/Ap Reti trasmesse allo Studio legale, sono pari a circa € 120.000. Per le altre società i medesimi costi ammontano approssimativamente ad € 75.000 (comprendendosi quelli propri di Unigas).

Rapporti con l'Agenzia delle Entrate

Nel corso dell'esercizio 2008 la società Ascopiave S.p.A. è stata assoggettata a verifica fiscale da parte dell'Agenzia delle Entrate - Direzione Regionale. Ad esito della stessa è stato emesso un Processo Verbale di Constatazione con rilievi in merito alle imposte indirette ed a quelle dirette. Nel corso del mese di luglio 2008 la locale Agenzia delle Entrate ha emesso avviso di accertamento riprendendo interamente i contenuti del suddetto Processo Verbale di Constatazione.

La società in data 5 febbraio 2010 ha provveduto a presentare ricorso in Commissione Tributaria Provinciale oltre versare la somma di Euro 243 migliaia a seguito iscrizione a ruolo in pendenza di giudizio.

In data 30 settembre 2010 la Commissione Tributaria Provinciale di Treviso ha pronunciato la sentenza 131/03/10 depositata in data 14 dicembre 2010 accogliendo il ricorso e riconoscendo il corretto comportamento tributario adottato da parte della società.

Successivamente l'Agenzia delle Entrate ha presentato appello avverso la sentenza di primo grado emessa dalla Commissione Provinciale di Treviso.

In data 24 settembre 2012 la Commissione Tributaria Regionale ha emesso la sentenza n. 109/30/12, depositata il 20 dicembre 2012 che ha respinto l'appello presentato dall'Agenzia delle Entrate confermando la sentenza di primo grado.

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In data 26 giugno 2013 la società Ascopiave S.p.A. ha avuto evidenza del ricorso in Cassazione presentata da parte dell'Agenzia delle Entrate ed ha provveduto a costituirsi parte nel giudizio in ragione dell'esito dei precedenti giudizi. Gli amministratori, confortati dal giudizio dei professionisti incaricati, confidano nell'esito positivo della lite per la quale risulta ancora da fissare l'udienza di discussione.

Per quanto riguarda gli altri contenziosi in essere con l'agenzia delle entrate si segnala che risultano in corso alcuni ricorsi presso le commissioni tributarie provinciali relative al silenzio diniego / diniego espresso delle istanze di rimborso della Robin Tax (addizionale Ires).

Le società coinvolte nei suddetti contenziosi sono le seguenti: Amgas Blu, Ascopiave, Ascotrade, Ap Reti Gas Rovigo unipersonale, Asm set, Blue Meta, Edigas esercizio distribuzione gas unipersonale, Pasubio servizi, Unigas distribuzione, Veritas Energia unipersonale.

Le predette società facenti parte del gruppo Ascopiave a partire dall'anno 2008 sono state assoggettate all'addizionale Ires introdotta dall'articolo 81 DL. 112/2008. Successivamente la Corte Costituzionale nel corso del 2015 ha dichiarato l'illegittimità costituzionale della suddetta imposta. A seguito di tale sentenza le società hanno richiesto il rimborso dell'imposta indebitamente versata. Avverso il silenzio rifiuto ovvero il diniego espresso sono stati così presentati i vari ricorsi sulla base di una interpretazione retroattiva della suddetta sentenza supportata anche da parere formulato da un avvocato costituzionalista. Dal punto di vista del possibile esito dei ricorsi la situazione è alquanto aleatoria considerato anche il fatto che in caso di accoglimento si genererebbe per l'amministrazione finanziaria un enorme peso finanziario a livello nazionale. Per quanto riguarda i tempi della definizione del contenzioso essi non sono stimabili anche perché sono stati assegnati a diverse commissioni tributarie le quali hanno diverse tempistiche. Alla data odierna sono stati discussi i soli ricorsi relativi alle società Pasubio Servizi e sono già fissate le altre udienze per alcune mentre per altre società si attende ancora la fissazione delle udienze di merito.

Ambiti territoriali

Nel 2011, con l'emanazione di alcuni decreti ministeriali è stato ulteriormente definito il quadro normativo del settore, con particolare riferimento alle gare d'ambito.

In particolare:

1) con il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 19 gennaio 2011, emanato di concerto con il Ministero per i Rapporti con le Regioni e la Coesione Territoriale, sono stati individuati gli Ambiti Territoriali Minimi (ATEM) per lo svolgimento delle gare per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas, e con successivo Decreto del 18 dicembre 2011 sono stati identificati i comuni appartenenti a ciascun ambito (c.d. Decreti Ambiti);

2) con il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico e del Ministero del Lavoro e delle Politiche Sociali del 21 aprile 2011 sono state dettate disposizioni per governare gli effetti sociali connessi ai nuovi affidamenti delle concessioni di distribuzione del gas in attuazione del comma 6, dell'art. 28 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (c.d. Decreto Tutela Occupazionale);

3) con Decreto del Ministero per lo Sviluppo Economico n. 226 del 12 novembre 2011 è stato approvato il regolamento per i criteri di gara e per la valutazione dell'offerta per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas (c.d. Decreto Criteri).

L'emanazione dei Decreti Ministeriali ha contribuito a dare certezza al contesto competitivo entro il quale gli operatori si muoveranno nei prossimi anni, ponendo le premesse perché il processo di apertura del mercato, avviato con il recepimento delle direttive europee, possa produrre concretamente i benefici auspicati.

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Il Gruppo Ascopiave - come peraltro molti altri operatori - ha accolto con sostanziale favore il nuovo quadro regolamentare, ritenendo che possa creare delle opportunità di investimento e di sviluppo importanti per gli operatori qualificati di medie dimensioni, andando nella direzione di una positiva razionalizzazione dell'offerta.

A fine 2013 il Governo ha emanato il D.L. 23.12.2013, n. 145, apportando delle modifiche alle norme che regolano la determinazione del valore di rimborso degli impianti spettante al gestore uscente al termine del c.d. "Periodo Transitorio". Il Decreto è stato convertito, con modifiche, nella Legge n. 9/2014, la quale ha cambiato in misura sostanziale le originarie disposizioni del Decreto.

La legge di conversione del Decreto (Legge n. 9/2014) ha modificato il contenuto dell'articolo 15 del Decreto Legislativo n. 164/2000, prevedendo che, ai titolari degli affidamenti e delle concessioni in essere nel periodo transitorio, è riconosciuto un rimborso a carico del nuovo gestore, calcolato nel rispetto di quanto stabilito nelle convenzioni e nei contratti e, per quanto non desumibile dalla volontà delle parti nonché per gli aspetti non disciplinati dalle medesime convenzioni o contratti, in base alle linee guida su criteri e modalità operative per la valutazione del valore di rimborso di cui all'articolo 4, comma 6, del decreto legge 21 giugno 2013, n. 69, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 agosto 2013, n. 98. In ogni caso, dal valore di rimborso sono detratti i contributi privati relativi ai cespiti di località, valutati secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente. Qualora il valore di rimborso risulti maggiore del dieci per cento del valore delle immobilizzazioni nette di località calcolate nella regolazione tariffaria, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, l'ente locale concedente trasmette le relative valutazioni di dettaglio del valore di rimborso all' AEEGSI, il gas ed il sistema idrico per la verifica prima della pubblicazione del bando di gara.

La Legge n. 9/2014 ha stabilito inoltre che i termini di scadenza previsti dal comma 3 dell'articolo 4 del decreto legge 21 giugno 2013, n. 69, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 agosto 2013, n. 98, siano prorogati di ulteriori quattro mesi e che le date limite di cui all'allegato 1 al regolamento di cui al Decreto del Ministro dello sviluppo economico 12 novembre 2011, n. 226 (c.d. Decreto Criteri), relative agli ambiti ricadenti nel terzo raggruppamento dello stesso allegato 1, nonché i relativi termini di cui all'articolo 3 del medesimo regolamento, siano prorogati di quattro mesi.

In data 6 giugno 2014 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico 22 maggio 2014 con cui sono state approvate le "Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale" ai sensi dell'articolo 4, comma 6, del D.L n. 69/2013, convertito, con modificazioni dalla L. n. 98/2013 e dell'articolo 1, comma 16, del D.L. n. 145/2013, convertito con modificazioni in L. n. 9/2014. Ai sensi della Legge n. 9/2014 le "Linee Guida su criteri e modalità applicative per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas naturale" definiscono i criteri da applicare per la valorizzazioni dei rimborsi degli impianti ad integrazione di quegli aspetti che non siano già previsti nelle convenzioni o nei contratti e per quanto non sia desumibile dalla volontà delle parti.

Le "Linee Guida" presentano parecchie criticità non solo nel merito delle valorizzazioni conseguenti, ma anche in termini di ambito di applicazione, che il Ministero ha estremamente esteso, al punto di ritenere inefficaci tutti gli accordi di valorizzazioni degli impianti stipulati tra gestori e Comuni successivamente al 12 febbraio 2012 (data di entrata in vigore del DM 226/2011).

Inoltre, le stesse Linee Guida si pongono in contrasto con il disposto dall'art. 5 dello stesso DM 226/2011. Ciò in difformità alla previsione normativa che rimanda all'art. 4, comma 6 del D.L. 69/2013, il quale, a sua volta, fa esplicito richiamo all'art. 5 del DM 226/2011.

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In considerazione di detti profili di illegittimità Ascopiave S.p.A. ha impugnato il DM 21 maggio 2014 (quindi delle Linee Guida) dinnanzi alla giurisdizione amministrativa (TAR Lazio). Nell'ambito del predetto giudizio è stata sollevata questione di legittimità costituzionale relativamente all'interpretazione (sostanzialmente retroattiva) della nuova disciplina sulla detrazione dei contributi privati fissata dalla Legge 9/2014.

Successivamente con la Deliberazione 310/2014/R/gas - "Disposizioni in materia di determinazione del valore di rimborso delle reti di distribuzione del gas naturale", pubblicata in data 27 giugno 2014, l'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico ha approvato disposizioni in materia di determinazione del valore di rimborso delle reti di distribuzione gas, in attuazione di quanto stabilito dall'articolo 1, comma 16, del decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, convertito, con modifiche, dalla Legge 21 febbraio 2014, n. 9.

Tale disposizione prevede che l'Ente Locale concedente invii per verifica all'Autorità la documentazione con il calcolo dettagliato del valore di rimborso (VIR), qualora tale valore sia superiore di oltre il 10% rispetto alla RAB di località. L'Autorità effettua le verifiche previste dall'articolo 1, comma 16, del decreto-legge n. 145/13 entro il termine ordinatorio di 90 giorni dalla data di ricevimento della documentazione da parte delle Stazioni appaltanti, garantendo priorità in funzione delle scadenze previste per la pubblicazione dei bandi di gara.

Con la Legge n. 116/2014 del 11 agosto 2014 (conversione con modifiche al decreto legge 24 giugno 2014 n. 91) il legislatore ha previsto una ulteriore proroga dei termini massimi per la pubblicazione dei bandi di gara. Nello specifico per gli ambiti appartenenti al primo raggruppamento di cui allegato 1 del DM 226/2011 il termine massimo è stato posticipato di otto mesi, per gli ambiti appartenenti al secondo, terzo e quarto raggruppamento il termine è stato posticipato di sei mesi ed infine per gli ambiti del quinto e sesto raggruppamento la proroga è di quattro mesi.

Tali proroghe non si applicano invece agli ambiti che, pur ricadendo nei primi sei raggruppamenti, rientrano tra gli ambiti considerati "terremotati" poiché più del 15% dei punti di riconsegna dell'ambito ricade tra i comuni colpiti dagli eventi sismici del 20 e 29 maggio 2012 in accordo a quanto stabilito nell'allegato al Decreto del Ministro dell'economia e delle finanze del 1° giugno 2012.

La medesima legge, apportando una ulteriore modifica all'articolo 15 comma 5 del Decreto Legislativo 2000, ha infine stabilito che il valore di rimborso debba essere calcolato nel rispetto di quanto stabilito nelle convenzioni o nei contratti, purché questi ultimi siano stati stipulati prima della data di entrata in vigore del DM 12 novembre 2011, n. 226 cioè prima della data del 12 febbraio 2012, con ciò affermando un principio di retroattività dell'applicazione delle Linee Guida, già oggetto di impugnazione nell'ambito del ricorso giurisdizionale presentato contro le Linee Guida.

In data 14 luglio 2015 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico e del Ministro degli Affari Regionali e Autonomie n. 106 del 20 maggio 2015, recante modifiche al decreto 12 novembre 2011 n. 226 concernete i criteri di gara per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas.

Tra le modifiche più significative si segnalano:

1) le disposizioni concernenti la valorizzazione del rimborso degli impianti da applicarsi nel caso di insussistenza di specifici accordi tra le parti intervenuti prima dell'entrata in vigore del decreto n. 226/2011, che riprendono in larga parte quanto già previsto dalle "Linee Guida".

2) l'aumento della soglia massima dell'importo dei corrispettivi annui che possono essere offerti in gara agli enti locali, soglia elevata dal precedente 5% della quota parte del vincolo dei ricavi tariffari a copertura dei costi di capitale di località, all'attuale 10%;

3) la disciplina di alcuni importanti aspetti tecnico-economici relativi agli investimenti di efficienza energetica di offerta, concernenti la valorizzazione degli importi da riconoscere agli enti locali ed il riconoscimento della copertura dei costi al gestore che realizza gli interventi e matura i connessi titoli di efficienza energetica.

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Infine, la Legge di conversione del c.d. "Decreto Mille Proroghe" (Legge n. 21 del 25/02/2016) ha previsto un'altra proroga dei termini per la pubblicazione dei bandi di gara. Nello specifico per gli ambiti appartenenti al primo raggruppamento di cui allegato 1 del DM 226/2011 il termine massimo è stato ulteriormente posticipato di 12 mesi; per gli ambiti appartenenti al secondo, 14 mesi; per quelli del terzo, quarto e quinto raggruppamento, 13 mesi; per gli ambiti del sesto e settimo lotto, 9 mesi; 5 mesi per gli ambiti dell'ottavo raggruppamento.

La stessa norma, ha regolamentato le tempistiche degli interventi sostitutivi delle Regioni, o, in ultima istanza, del Mi.SE ed ha abrogato le sanzioni per il ritardo in precedenza previste a carico dei Comuni.

Nel corso del biennio 2015-2016 sono stati pubblicati alcuni bandi di gara per l'affidamento del servizio con procedura d'Ambito. Molti di essi non hanno seguito l'iter previsto dalla normativa, che prevede tra l'altro il preventivo esame da parte dell'Autorità sia dei valori di rimborso degli impianti spettanti ai gestori uscenti, sia dei contenuti complessivi del bando e dei suoi allegati prima della pubblicazione. La maggior parte dei bandi, inoltre, si discosta, anche in modo significativo, dalle indicazioni contenute nei regolamenti ministeriali, anche con riguardo ai criteri di valutazione delle offerte; secondo la regolazione attuale, tali scostamenti dovrebbero essere oggetto di una specifica giustificazione da parte delle Stazioni Appaltanti.

Nella situazione che si va profilando, la standardizzazione del processo di gara previsto dalla normativa sta incontrando delle serie difficoltà ad imporsi, concretizzando il rischio che le procedure possano bloccarsi per l'effetto di un ampio contenzioso.

L'unica procedura di gara avviata per la quale, ad oggi, sono giunti a scadenza i termini di presentazione dell'offerta è quella dell'Ambito Territoriale Minimo di Milano 1 – Città e impianto di Milano (febbraio 2017).

Il Comune di Belluno, stazione appaltante dell'Ambito Territoriale Minimo di Belluno, dopo avere seguito regolarmente l'iter previsto dalla normativa, ha pubblicato il bando di gara nel dicembre 2016. La data di presentazione delle offerte è attualmente prevista per il 30 giugno 2017.

Distribuzione dividendi

In data 28 aprile 2016, l'assemblea degli Azionisti ha approvato il bilancio di esercizio e ha deliberato la distribuzione di dividendi per una somma pari ad Euro 0,15 per azione con diritto di stacco della cedola in data 9 maggio 2016, record date il 10 maggio 2016, il pagamento dei dividendi è avvenuto in data 11 maggio 2016.

Azioni proprie

Ai sensi dell'art. 40 del D. Lgs 127 comma 2 d), si dà atto che la società alla data del 31 dicembre 2016 possiede per un valore pari ad Euro 17.521 migliaia (Euro 17.521 migliaia al 31 dicembre 2015), che risultano contabilizzate a riduzione delle altre riserve come si può riscontrare nel prospetto di movimentazione del Patrimonio Netto.

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Evoluzione prevedibile della gestione

Per quanto riguarda l'attività di distribuzione del gas, nel 2016 il Gruppo continuerà ad essere impegnato nella normale gestione e conduzione del servizio, nello svolgimento delle attività propedeutiche alle gare, oltre che nell'eventuale partecipazione alle gare che verranno bandite per l'aggiudicazione degli Ambiti Territoriali Minimi di interesse per il Gruppo. La grande maggioranza dei comuni attualmente gestiti dal Gruppo appartengono ad Ambiti per i quali sono previsti dei termine massimi di pubblicazione del bando di gara ricadenti nell'anno 2017. Nel caso in cui le stazioni appaltanti pubblicassero i bandi nel corso del 2017, dati i termini necessari per la presentazione delle offerte, la loro valutazione ed aggiudicazione, si ritiene ragionevole che gli eventuali passaggi di gestione agli eventuali nuovi operatori aggiudicatari potranno concludersi solo successivamente al termine dell'esercizio 2017. Il perimetro di attività del Gruppo pertanto non dovrebbe subire dei mutamenti rispetto alla situazione attuale, al netto della possibile evoluzione positiva dell'aggregazione di Pasubio Group.

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Per quanto concerne i risultati economici si segnala come la regolazione tariffaria per l'esercizio 2017 sia compiutamente definita e dovrebbe assicurare dei ricavi sostanzialmente in linea con quelli dell'esercizio 2016.

Per quanto concerne gli obblighi di efficienza energetica si segnala invece come alla data attuale non siano stati definiti gli obblighi in capo ai distributori per il periodo 2017-2020. Inoltre, la significativa volatilità registrata nel corso dell'esercizio dai prezzi dei titoli di efficienza energetica, perdurando anche nell'esercizio 2017, rende difficile prevedere i relativi effetti economici; pertanto il margine positivo conseguito nell'esercizio 2016 (+0,4 milioni di Euro) potrebbe non essere ripetibile nel 2017.

Per quanto riguarda l'attività di vendita del gas, in ipotesi di condizioni climatiche normali, si prevedono margini commerciali in diminuzione rispetto a quelli dell'esercizio 2016, a causa della pressione competitiva sul mercato retail, dei provvedimenti tariffari dell'AEEGSI (modulazione della componente di gradualità).

Chiaramente non potranno essere ripetuti gli effetti positivi dovuti alla compensazione del meccanismo APR, pari a 11,1 milioni di Euro.

Per quanto concerne l'attività di vendita dell'energia elettrica, l'esercizio 2017 potrebbe confermare i risultati del 2016. I risultati potranno naturalmente essere condizionati, oltre che da eventuali nuovi provvedimenti tariffari da parte dell'Autorità per l'Energia Elettrica ed il Gas e il Sistema Idrico – che non sono ad oggi preventivabili – anche dall'evoluzione dello scenario competitivo più generale e dalla strategia di approvvigionamento del Gruppo.

Si ritiene di precisare che i risultati effettivi del 2017 potranno differire rispetto a quelli sopra indicativamente prospettati in relazione a diversi fattori tra cui: l'evoluzione della domanda, dell'offerta e dei prezzi del gas e dell'energia elettrica, le performance operative effettive, le condizioni macroeconomiche generali, l'impatto delle regolamentazioni in campo energetico e in materia ambientale, il successo nello sviluppo e nell'applicazione di nuove tecnologie, cambiamenti nelle aspettative degli stakeholder e altri cambiamenti nelle condizioni di business.

Obiettivi e politiche del Gruppo e descrizione dei rischi

Rischio credito e rischio liquidità

Segnaliamo che i principali strumenti finanziari in uso presso il Gruppo sono rappresentati dalle disponibilità liquide, dall'indebitamento bancario e da altre forme di finanziamento. Si ritiene che il Gruppo non sia esposto ad un rischio credito superiore alla media di settore, considerando la rilevante numerosità della clientela e la scarsa rischiosità fisiologica rilevata nel servizio di somministrazione del gas e dell'energia elettrica. A presidio di residuali rischi possibili su crediti risulta comunque stanziato un fondo svalutazione crediti che in questa fase dell'anno risulta pari a

circa il 10,7% (14,6% al 31 dicembre 2015) dell'ammontare lordo dei crediti verso terzi per fatture emesse. Le operazioni commerciali significative avvengono in Italia.

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Relativamente alla gestione finanziaria della società, gli amministratori valutano la generazione di liquidità, derivante dalla gestione, congrua a coprire le sue esigenze.

I principali impegni di pagamento aperti al 31 dicembre 2016 sono associati ai contratti di fornitura del gas naturale.

Rischi relativi alle gare per l'assegnazione delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale

Alla data del 31 dicembre 2016, il Gruppo Ascopiave detiene 208 concessioni (208 al 31 dicembre 2015) di distribuzione di gas naturale in tutto il territorio nazionale. In base a quanto stabilito dalla vigente normativa applicabile alle concessioni di cui è titolare, le gare per i nuovi affidamenti del servizio di distribuzione del gas saranno bandite non più per singolo Comune, ma esclusivamente per gli ambiti territoriali determinati con i Decreti Ministeriali del 19 gennaio 2011 e del 18 ottobre 2011, e secondo le scadenze temporali indicate nell'Allegato 1 al Decreto Ministeriale sui criteri di gara e di valutazione delle offerte, emanato il 12 novembre 2011. Con il progressivo svolgimento delle gare, il Gruppo potrebbe non aggiudicarsi la titolarità di una o più delle nuove concessioni, oppure potrebbe aggiudicarsele a condizioni meno favorevoli di quelle attuali, con possibili impatti negativi sull'attività operativa e sulla situazione economica, patrimoniale e finanziaria, fermo restando, nel caso di mancata aggiudicazione, relativamente ai Comuni precedentemente gestiti dall'impresa, l'incasso del valore di rimborso previsto a favore del gestore uscente.

Rischi relativi alla quantificazione del rimborso a carico del nuovo gestore

Con riguardo alle concessioni di distribuzione del gas relativamente alle quali il Gruppo è anche proprietario delle reti e degli impianti, la Legge n. 9 / 2014 stabilisce che il rimborso riconosciuto a carico del gestore entrante sia calcolato nel rispetto di quanto stabilito nelle convenzioni e nei contratti e, per quanto non desumibile dalla volontà delle parti nonché per gli aspetti non disciplinati dalle medesime convenzioni o contratti, in base alle linee guida su criteri e modalità operative per la valutazione del valore di rimborso di cui all'articolo 4, comma 6, del decreto legge 21 giugno 2013, n. 69, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 agosto 2013, n. 98. In ogni caso, dal valore di rimborso sono detratti i contributi privati relativi ai cespiti di località, valutati secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente. Inoltre, qualora il valore di rimborso risulti maggiore del dieci per cento del valore delle immobilizzazioni nette di località calcolate nella regolazione tariffaria, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, l'ente locale concedente trasmette le relative valutazioni di dettaglio del valore di rimborso all'Autorità per l'energia elettrica, il gas ed il sistema idrico per la verifica prima della pubblicazione del bando di gara. Il Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 12 novembre 2011 n. 266 stabilisce che il gestore subentrante

acquisisce la proprietà dell'impianto con il pagamento del valore di rimborso al gestore uscente, ad eccezione delle eventuali porzioni di impianto di proprietà comunale.

A regime, cioè nei periodi successivi al primo, il rimborso al gestore uscente sarà comunque pari al valore delle immobilizzazioni nette di località, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato con riferimento ai criteri usati dall'Autorità per determinare le tariffe di distribuzione (RAB). Sul punto si segnala che l'Autorità è intervenuta con la Deliberazione 367/2014/R/gas, prevedendo che, il valore di rimborso, di cui all'articolo 14, comma 8, del decreto legislativo n. 164/00, al termine del primo periodo di affidamento d'ambito venga determinato come somma di: a) valore residuo dello stock esistente a inizio periodo di affidamento, valutato per tutti i cespiti soggetti a trasferimento a titolo oneroso al gestore entrante nel secondo periodo di affidamento in funzione del valore di rimborso, di cui all'articolo 5 del decreto 226/11, riconosciuto al gestore

uscente in sede di primo affidamento per ambito, tenendo conto degli ammortamenti e delle dismissioni riconosciute ai fini tariffari nel periodo di affidamento; b) valore residuo dei nuovi investimenti realizzati nel periodo di affidamento ed esistenti a fine periodo, valutati sulla base del criterio del costo storico rivalutato per il periodo in cui gli investimenti sono riconosciuti a consuntivo, come previsto dall'Articolo 56 della Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas (RTDG), e come media tra il valore netto determinato sulla base del criterio del costo storico rivalutato e il valore netto determinato sulla base delle metodologie di valutazione a costi standard, secondo quanto previsto dal comma 3.1 della deliberazione 573/2013/R/GAS, per il periodo successivo.

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Il Gruppo sta tutelando le proprie ragioni patrimoniali ed economiche rispetto all'evoluzione normativa avversa sopra descritta, in particolare nei paragrafi "Ambiti territoriali" e "Contenziosi".

Evoluzione sessioni di aggiustamento delle allocazioni del gas naturale

Nel corso dell'esercizio 2016 non sono intervenute modifiche regolamentari rispetto allo scenario descritto nel paragrafo "Criteri di valutazione" della relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2015. Le sessioni di aggiustamento delle allocazioni del gas naturale risultano tutt'ora sospese ai sensi di quanto disposto dall'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas e il Sistema Idrico a mezzo della delibera 276/2015/R/GAS del 9 giugno 2015. In merito, nel corso dell'esercizio 2016, l'Autorità ha avviato un processo di semplificazione del settlement del gas a mezzo dei documenti di consultazione 12/2016/R/gas, e successivo 570/2016/R/GAS. Negli stessi l'Autorità ha illustrato i propri orientamenti in merito alle possibili modifiche ed integrazioni alla regolazione vigente in materia, con specifico riferimento alle modalità di esecuzione delle sessioni di bilanciamento e di aggiustamento. La stessa ha proposto di ripetere le sessioni di aggiustamento applicando algoritmi differenti da quelli ad oggi vigenti.

Stante l'attuale regolamentazione, il Gruppo risulta esposto agli effetti economici positivi o negativi derivanti dalla probabile modificazione dei volumi allocati nonché dei differenziali volumetrici che naturalmente si formano nei diversi punti della rete in cui gas naturale è oggetto di misurazione. Il processo di consultazione, alla data di pubblicazione della presente relazione, risulta ancora in atto e, pertanto non è possibile determinare quali possano essere le ricadute economiche delle eventuali modifiche che potranno essere introdotte al termine dello stesso.

Si segnala che l'alta percentuale di letture dei contatori raccolta nei periodi oggetto di ricalcolo da parte di Snam Rete Gas S.p.A. dell'Autorità rende confidente il management in merito alla stima dei costi di acquisto del gas naturale negli stessi periodi. Qualora l'evoluzione regolatoria dovesse rendere necessaria la modifica dei valori stimati aumentando significativamente i costi di acquisto, il Gruppo valuterà come tutelare i propri interessi nelle sedi opportune.

Risorse Umane

Al 31 dicembre 2016 il Gruppo Ascopiave aveva in forza 618 dipendenti⁵ , ripartiti tra le diverse società come di seguito evidenziato:

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Società consolidate integralmente	31/12/2016	31/12/2015	Var.
Ascopiave S.p.A.	92	259	-167
AP Reti Gas S.p.A.	170	0	170
Ascotrade S.p.A.	83	82	1
AP Reti Gas Rovigo S.r.l.	18	18	0
Edigas Esercizio Distribuzione S.p.A.	26	27	-1
Pasubio Servizi S.r.l.	17	18	-1
Etra Energia S.r.l.	6	6	0
Veritas Energia S.p.A.	40	42	-2
Blue Meta S.p.A.	22	23	-1
Amgas Blu S.r.l.	8	7	1
Totale Società consolidate integralmente	482	482	0
Società consolidate con il metodo del patrimonio netto	31/12/2016	31/12/2015	Var.
Estenergy S.p.A.	81	78	3
ASM Set S.r.l.	10	9	1
Unigas Distribuzione Gas S.r.l.	45	46	-1
Totale Società consolidate con il metodo del patrimonio netto	136	133	3
Totale di Gruppo	618	615	3

Rispetto al 31 dicembre 2015 l'organico del Gruppo Ascopiave è cresciuto di 3 unità. Le variazioni sono da ricondursi alle seguenti società:

Ascopiave: 167 dipendenti, in virtù principalmente del trasferimento di 168 risorse ad AP Reti Gas a seguito del conferimento del ramo distribuzione gas;
AP Reti Gas: +170 dipendenti, in virtù principalmente del trasferimento di 168 risorse da Ascopiave a seguito del conferimento del ramo distribuzione gas;
Ascotrade: +1 dipendente;
Edigas Esercizio Distribuzione Gas: -1 dipendente;
Pasubio Servizi: -1 dipendente;
Veritas Energia: -2 dipendenti;
Blue Meta: -1 dipendente;
Amgas Blu: +1 dipendente;
Estenergy: +3 dipendenti;
Asm Set: +1 dipendente;
Unigas Distribuzione Gas: -1 dipendente.

5 I dati relativi alle società consolidate proporzionalmente, ovvero Estenergy (48,999%), ASM Set (49%) e Unigas Distribuzione (48,86%), sono rappresentati al 100%.

La seguente tabella evidenzia la ripartizione dell'organico per qualifica:

Società consolidate integralmente	31/12/2016	31/12/2015	Var.
Dirigenti	17	17	0
Impiegati	362	362	0
Operai	103	103	0
Totale Società consolidate integralmente	482	482	0
Società consolidate con il metodo del patrimonio netto	31/12/2016	31/12/2015	Var.
Dirigenti	3	3	0
Impiegati	115	112	3
Operai	18	18	0
Totale Società consolidate con il metodo del patrimonio netto	136	133	3
Totale di Gruppo	31/12/2016	31/12/2015	Var.
Dirigenti	20	20	0
Impiegati	477	474	3
Operai	121	121	0
Totale dipendenti di Gruppo	618	615	3

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Ricerca e Sviluppo

Sistemi informativi

Il progetto più significativo sul quale sono stati coinvolti i Sistemi Informativi nel corso del 2016 è stato la creazione della società AP Reti Gas S.p.A. alla quale sono state conferite, con decorrenza dal 1° luglio 2016, le attività di distribuzione del gas naturale precedentemente gestite d Ascopiave S.p.A.. Il progetto ha comportato una cospicua serie di attività, relative all'infrastruttura dei sistemi, di creazione delle nuove istallazioni o istanze applicative, attività di migrazioni e verifica dati, test ed avviamento.

Sempre a supporto delle società di distribuzione del gas del Gruppo, nel corso dell'esercizio, è stato ulteriormente sviluppato il sistema di Work Force Management che ha sostanzialmente modificato i processi di pianificazione, e realizzazione degli interventi in campo, migliorando il processo di esecuzione delle attività sul territorio grazie all'introduzione di sistemi automatici di schedulazione delle operazioni finalizzate all'ottimizzazione nell'impiego delle risorse che prevedono logiche di saturazione della giornata lavorativa e di minimizzazione dei percorsi.

Sono altresì proseguite le attività per permettere il dialogo con il Sistema Informativo Integrato (SII), compresa la realizzazione di una Porta di Comunicazione secondo le specifiche emanate da Acquirente Unico, e le modifiche necessarie per rispondere: agli aggiornamenti normativi, alle esigenze di miglioramento dei processi interni ed agli standard di comunicazione definiti dall'AEEGSI.

A supporto delle società di vendita del Gruppo, nel corso del 2016 sono stati sviluppati, su infrastruttura SAP BPC, alcuni nuovi moduli a supporto della gestione ETRM, in particolare per il supporto al calcolo del Profit & Loss Gas, alla gestione dell'acquistato EE ed alla compliance con la normativa REMIT.

E' poi continuato lo sviluppo delle funzionalità del sistema CRM, in particolare con funzionalità dedicate al Sales Force Automation, compresa l'integrazione con società che offrono servizi di analisi del merito creditizio dei potenziali clienti.

Nell'ottica di sperimentare le possibilità di revisione dei processi di lavoro MM_1utilizzando ambienti collaborativi, è stato realizzato un "social network" interno alle società di vendita del gruppo, tale piattaforma, permette una migliore condivisione delle informazioni ed aumenta le capacità di dialogo e di relazione tra le persone.

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Nella seconda metà del 2016 sono state realizzate le integrazioni necessarie alla gestione dei call center che sono risultati vincitori del bando di gara indetto al fine di affidare il servizio per tutte le società di vendita del Gruppo.

Inoltre sono state realizzate le attività necessarie al fine di gestire in outsourcing il servizio di stampa ed imbustamento delle bollette e dei solleciti di pagamento, servizio precedentemente svolto internamente.

Nell'ultimo trimestre del 2016 sono state completate le attività necessarie alla partecipazione alla "Tutele Simile", promossa da Acquirente Unico al fine di accompagnare il consumatore verso il mercato libero.

Per quanto riguarda i software gestionali delle società di vendita è stata realizzata la prima parte del nuovo applicativo per la gestione delle attività di sportello (front office e back office). Sono inoltre stati realizzati gli adeguamenti richiesti dalla normativa, compreso il completamento delle attività di bollettazione e l'introduzione del Canone Rai nelle bollette elettriche, ed effettuato un importante progetto di migrazione all'ultima release disponibile dei database utilizzati dai software gestionali.

Tramite l'utilizzo di un nuovo sistema di gestione delle informazioni, e nuove funzionalità sviluppate sugli applicativi gestionali, è stato inoltre possibile migliorare ulteriormente il flusso di attività di gestione dei crediti vantati nei confronti dei clienti finali ed il relativo recupero degli insoluti.

Nel corso dell'esercizio è stato ampliato l'utilizzo della piattaforma realizzata per recepire le fatture fornitori secondo il tracciato xml, previsto per la fattura elettronica della PA, automatizzando quindi l'inserimento delle fatture nel sistema contabile. Per questa piattaforma è inoltre in corso l'estensione anche alle fatture dei professionisti sottoposti a ritenuta d'acconto.

Nel 2016 è stato completato il processo di conservazione sostitutiva a norma delle fatture attive e passive di tutte le società operative del gruppo Ascopiave, grazie ad un sistema integrato di gestione, controllo e memorizzazione delle fatture in ambiente SAP ECC.

Altre informazioni

Compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche e partecipazioni detenute

Le informazioni sui compensi corrisposti ai componenti degli organi di amministrazione e controllo, ai direttori generali e ai dirigenti con responsabilità strategiche e sulle partecipazioni dagli stessi detenute, sono fornite nella Relazione sulla remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123 - ter del Decreto Legislativo n. 58/1998 (TUF) e approvata dal Consiglio di Amministrazione il 16 marzo 2015, cui si rinvia.

Il compenso aggregato che gli Amministratori, Sindaci e Alta dirigenza del Gruppo hanno percepito nell'esercizio 2016 sono rispettivamente di Euro 470 migliaia per gli Amministratori, Euro 98 migliaia per il collegio Sindacale per ed Euro 1.060 migliaia per l'Alta Dirigenza per un totale pari ad Euro 1.628 migliaia rispetto ad Euro 1.426 migliaia dell'esercizio precedente, la variazione è principalmente spiegata dall'applicazione del piano management by objectives.

Si specifica che non sono state concesse anticipazioni o crediti ad Amministratori o Sindaci del Gruppo, né sono stati assunti impegni per loro conto per effetto di garanzie prestate.

Sicurezza dei dati personali

Il Gruppo Ascopiave è attento alla tutela dei dati personali e all'adozione di idonee misure di sicurezza per la loro protezione. A maggior tutela di questi dati, il Gruppo continua anche ad impegnarsi nell'aggiornamento annuale del Documento Programmatico sulla Sicurezza, nonostante non sia più obbligatorio ai sensi del D.Lgs. 196 del 30 giugno 2003 a seguito delle modifiche introdotte dal Decreto-legge 9 febbraio 2012, n. 5, convertito in legge n. 35 del 4 aprile 2012.

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Dichiarazione ai sensi del D.Lgs. 196 del 30 giugno 2003

Il Presidente, in qualità di titolare del trattamento dei dati personali della Società, dichiara l'adeguatezza alla normativa sulla "privacy" prevista dal D.Lgs. 30 giugno 2003 n. 196 e successive integrazioni, tramite il servizio curato da Ascopiave quale responsabile del trattamento delle banche dati gestite con o senza l'ausilio di strumenti elettronici.

Elenco sedi della società Sedi in proprietà

Società	Provincia	Comune	Via	Destinazione d'uso
				Immobile ad uso uffici e
Ascopiave SpA	Milano	Milano	Via Turati n° 6 (piano 3°) UF 34	rappresentanza
				Immobile dato in service
Ascopiave SpA	Milano	Milano	Via Turati n° 8 (piano 5°) UF61	immobiliare Sinergie Italiane uso

Ascopiave SpA	Treviso	Pieve di Soligo	Via Verizzo n° 1030	Immobile ad uso uffici
				Immobile ad uso magazzino ed
Ascopiave SpA	Treviso	Pieve di Soligo	Via Verizzo n° 1030	officina
				Immobile ad uso ricovero
Ascopiave SpA	Treviso	Pieve di Soligo	Via Verizzo n° 1030	automezzi aziendali
				Immobile dato in service
Ascopiave SpA	Treviso	Pieve di Soligo	Via Verizzo n° 1030	immobiliare Ascotrade uso uffici
				Immobile dato in service
Ascopiave SpA	Treviso	Pieve di Soligo	Via Verizzo n° 1030	immobiliare Asco Tlc uso

Ascopiave SpA	Treviso	San Vendemiano	Via Friuli	Immobile dati in affitto a Asco Tlc
				Immobile ad uso uffici e service
Ascopiave SpA	Vicenza	Sandrigo	Via Galilei n° 1	immobiliare Ascotrade
				Immobile ad uso magazzino ed
Ascopiave SpA	Vicenza	Sandrigo	Via Galilei n° 1	officina
				Immobile ad uso uffici e service
Ascopiave SpA	Treviso	Treviso	Piazza delle Istituzioni n° 34	immobiliare Ascotrade

Ascopiave SpA	Treviso	Treviso	Piazza delle Istituzioni n° 34	Immobile ad uso magazzino
				Immobile ad uso uffici e service
Ascopiave SpA	Piacenza	Castel San Giovanni	Borgonovo	immobiliare Ascotrade
				Immobile ad uso magazzino ed
Ascopiave SpA	Piacenza	Castel San Giovanni	Borgonovo	officina
				Immobile ad uso magazzino +
Ascopiave SpA	Pordenone	Cordovado	Teglio	cabina gas

Edigas SpA	Biella	Salussola	Via Stazione	Immobile ad uso magazzino

Sedi in locazione

Azienda	Comune	Via	Destrinazione d'uso
AP RETI GAS	Castelfranco Veneto - TV -	della Cooperazione, 8	Immobile ad uso magazzino
AP RETI GAS	Marchirolo - VA -	Cavalier Busetti, 7/h	Immobile ad uso uffici e service immobiliare Ascotrade
AP RETI GAS	Portogruaro - VE -	Giotto	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Agordo - BL -	IV Novembre, 2	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Belluno - BL -	Via Tiziano Vecellio, 27/29	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Feltre - BL -	Via C. Rizarda, 21	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Montebelluna -TV -	Schiavonesca Priula 86	Immobile ad uso uffici e service immobiliare ATS srl
ASCOTRADE	Pieve di Cadore - BL -	Via degli Alpini, 28 - Loc. Tai	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Trebaseleghe - PD -	Piazza P. di Piemonte	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Vittorio V.to - TV -	Via G. Carducci (Galleria nazioni Unite)	Immobile ad uso uffici e service immobiliare Savno srl
ASCOTRADE	Casteggio - PV -	Anselmi, 33	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Castelfranco - TV -	Piazza Serenissima, 20	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Conegliano - TV -	Via S.Giuseppe, 38/A	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Lavena Ponte Tresa - VA-	Via Valle, 3	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Lentate - MB -	Padova, 35	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Oderzo - TV -	Cesare Battisti, 7/A	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Oderzo - TV -	Cesare Battisti, 7/A	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Portogruaro - VE -	Viale Trieste, 31	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Porto Viro - RO -	Piazza della Repubblica, 14	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Vicenza - VI -	SS. Felice e Fortunato, 203	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Camposampiero	Piazza Castello, 37	Immobile ad uso uffici
ASCOTRADE	Castel San giovanni	Corso Matteotti, 67	Immobile ad uso uffici
ASCOTLC	San Vendemiano -TV -	Friuli	Immobile ad uso uffici
BLUEMETA	Bergamo	Galimberti, 6	Immobile ad uso uffici
BLUEMETA	Clusone (BG)	Largo Locatelli, 5	Immobile ad uso uffici
EDIGAS dist.	Albenga -SV -	Papa Giovanni XXIII, 160	Immobile ad uso uffici
EDIGAS dist.	Albenga -SV -	Papa Giovanni XXIII, 166	Immobile ad uso uffici
EDIGAS dist.	Marcaria - MN -	Mons. Benedini, 28-30	Immobile ad uso uffici
EDIGAS dist.	Salussola - BI -	Stazione, 38	Immobile ad uso uffici
EDIGAS dist.	Albenga -SV -	Fraz. Campochiesa	Immobile ad uso uffici
ASM SET	Occhiobello - RO -	Via Roma secondo Tronco, 20/22	Immobile ad uso uffici
AP RETI GAS ROVIGO	Rovigo (RO)	della scienza e della tecnica, 7	Immobile ad uso uffici
AMGAS BLU	Foggia	Viale Manfredi snc	Immobile ad uso uffici
VERITAS ENERGIA	Venezia Mestre	Cappuccina, 38/40 Dante, 5	Immobile ad uso uffici
VERITAS ENERGIA	Mirano - VE -	Macello, 6	Immobile ad uso uffici
PASUBIO SERVIZI	Schio (VI)	Via Cementi, 37	Immobile ad uso uffici
PASUBIO SERVIZI	Montecchio Maggiore (VI)	Via P. Ceccato, 88	Immobile ad uso uffici
PASUBIO SERVIZI	San Pietro in Gu -PD-	Via Cavour, 1	Immobile ad uso uffici

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Indicatori di performance

Ai sensi di quanto stabilito dalla comunicazione Consob DEM 6064293 del 28 luglio 2006 e dalla raccomandazione CESR/05-178b sugli indicatori alternativi di performance, si segnala che il Gruppo ritiene utili ai fini del monitoraggio del proprio business, oltre ai normali indicatori di performance stabiliti dai Principi contabili internazionali IAS/IFRS, anche altri indicatori di performance che, ancorché non specificamente statuiti dai sopraccitati principi, rivestono particolare rilevanza. In particolare si segnalano i seguenti indicatori:

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Margine operativo lordo (Ebitda): viene definito dal Gruppo come il risultato prima di ammortamenti, svalutazione crediti, gestione finanziaria ed imposte.
Risultato operativo: tale indicatore è previsto anche dai principi contabili di riferimento ed è definito come il margine operativo (Ebit) meno il saldo dei costi e proventi non ricorrenti. Si segnala che tale ultima voce include le sopravvenienze attive e passive, le plusvalenze e minusvalenze per alienazione cespiti, rimborsi assicurativi, contributi e altre componenti positive e negative di minore rilevanza.
Ricavi tariffari sull'attività di distribuzione gas: viene definito dal Gruppo come l'ammontare dei ricavi realizzati dalle società di distribuzione del Gruppo per l'applicazione delle tariffe di distribuzione e misura del gas naturale ai propri clienti finali, al netto degli importi di perequazione gestiti dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico.
Primo margine sull'attività di vendita gas: è definito dal Gruppo come l'importo ottenuto dalla differenza tra i ricavi di vendita (realizzati dalle società di vendita del Gruppo verso i clienti del mercato finale oppure nell'ambito dell'attività di vendita come grossista) e la somma delle seguenti voci di costo: costo del servizio di vettoriamento (costo espresso al lordo degli importi oggetto di elisione e rappresentato dall'importo delle tariffe di distribuzione applicate dalle società di distribuzione) e costo di acquisto del gas venduto.
Primo margine sull'attività di vendita energia elettrica: viene definito dal Gruppo come l'importo ottenuto dalla differenza tra i ricavi di vendita di energia elettrica e la somma delle seguenti voci di costo: costo dei servizi di trasporto, dispacciamento e sbilanciamento e costo di acquisto dell'energia elettrica venduta.

Commento ai risultati economico finanziari dell'esercizio 2016

Andamento della gestione - I principali indicatori operativi

DISTRIBUZIONE DI GAS NATURALE	12M 2016	12M 2015	Var.	Var. %
Società consolidate integralmente
Numero di concessioni	176	176	0	$0.0\%$
Lunghezza della rete di distribuzione (km)	7.843	7.782	61	0.8%
Volumi di gas distribuiti (smc/mln)	801,7	788.5	13,2	1.7%
Società consolidate con il metodo del patrimonio netto
Numero di concessioni	32	32	0	$0.0\%$
Lunghezza della rete di distribuzione (km)	1.103	1.100	3	0.3%
Volumi di gas distribuiti (smc/mln)	146,7	144.9	1,8	1.2%
Gruppo Ascopiave*
Numero di concessioni	192	192	0	$0.0\%$
Lunghezza della rete di distribuzione (km)	8.382	8.319	63	0.8%
Volumi di gas distribuiti (smc/mln)	873.4	859.3	14.1	1.6%

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VENDITA DI GAS NATURALE	12M 2016	12M 2015	Var.	Var. %
Società consolidate integralmente Volumi di gas venduti (smc/mln)	800.3	818.6	$-18.3$	$-2.2\%$
Società consolidate con il metodo del patrimonio netto Volumi di gas venduti (smc/mln)	274.1	291.2	$-17.1$	$-5.9%$
Gruppo Ascopiave* Volumi di gas venduti (smc/mln)	934.6	961.3	$-26.7$	$-2.8%$

VENDITA DI ENERGIA ELETTRICA	12M 2016	12M 2015	Var.	Var. %
Società consolidate integralmente Volumi di energia elettrica venduti (GWh)	339.9	358.7	$-18.8$	$-5.2\%$
Società consolidate con il metodo del patrimonio netto Volumi di energia elettrica venduti (GWh)	108.2	116.7	$-8.5$	-7.3%
Gruppo Ascopiave* Volumi di energia elettrica venduti (GWh)	384.9	409.6	$-24.6$	$-6.0\%$

Nel seguito si commenta l'andamento dei principali indicatori operativi dell'attività del Gruppo.

Si precisa che il valore di ciascun indicatore è ottenuto sommando i valori degli indicatori di ciascuna società consolidata, ponderando preventivamente i dati delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto per la quota di partecipazione del Gruppo.

Per quanto concerne l'attività di distribuzione del gas, nell'esercizio 2016 i volumi erogati attraverso le reti gestite dalle società del Gruppo consolidate al 100% sono stati 801,7 milioni di metri cubi, in crescita dell'1,7% rispetto all'esercizio precedente.

La società Unigas Distribuzione S.r.l., consolidata con il metodo del patrimonio netto, ha distribuito 146,7 milioni di metri cubi, con un incremento dell'1,2% rispetto all'esercizio 2015.

Nell'esercizio 2016 i volumi di gas venduti dalle società consolidate integralmente sono stati pari a 800,3 milioni di metri cubi, in riduzione del 2,2% rispetto all'esercizio precedente. Le società consolidate con il metodo del patrimonio netto (Estenergy S.p.A. ed ASM Set S.r.l.) hanno venduto complessivamente 274,1 milioni di metri cubi di gas (-5,9% rispetto all'esercizio precedente).

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Nell'esercizio 2016 i volumi di energia elettrica venduti dalle società consolidate integralmente sono stati pari a 339,9 GWh, in riduzione del 5,2% rispetto all'esercizio precedente. Le società consolidate con il metodo del patrimonio netto (Estenergy S.p.A. e ASM Set S.r.l.) hanno venduto complessivamente 108,2 GWh di energia elettrica (-7,3% rispetto all'esercizio precedente).

Andamento della gestione - I risultati economici del Gruppo

	Esercizio 2016	% dei ricavi	Esercizio 2015	% dei ricavi
(migliaia di Euro)
Ricavi	497.689	100,0%	581.655	100,0%
Costi operativi	402.434	80,9%	500.671	86,1%
Margine operativo lordo	95.255	19,1%	80.983	13,9%
Ammortamenti e svalutazioni	20.227	4,1%	20.029	3,4%
Accantonamento rischi su crediti	2.891	0,6%	4.004	0,7%
Risultato operativo	72.137	14,5%	56.950	9,8%
Proventi finanziari	247	0,0%	803	0,1%
Oneri finanziari	791	0,2%	1.321	0,2%
Quota utile/(perdita) società contabilizzate
con il metodo del patrimonio netto	7.750	1,6%	7.449	1,3%
Utile ante imposte	79.343	15,9%	63.881	11,0%
Imposte dell'esercizio	22.401	4,5%	18.519	3,2%
Utile/perdita dell'esercizio	56.942	11,4%	45.362	7,8%
Risultato dell'esericizio del Gruppo	53.635	10,8%	43.014	7,4%
Risultato del periodo di Terzi	3.307	0,7%	2.349	0,4%

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Ai sensi della Comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006 si precisa che gli indicatori alternativi di Performance sono definiti al paragrafo "Indicatori di performance" del presente documento.

Nell'esercizio 2016 il Gruppo ha realizzato ricavi per Euro 497.689 migliaia, in riduzione del 14,4% rispetto all'esercizio precedente. La tabella seguente riporta il dettaglio dei ricavi.

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi da trasporto del gas	28.968	26.752
Ricavi da vendita gas	379.730	472.974
Ricavi da vendita energia elettrica	58.691	61.188
Ricavi per servizi di allacciamento	276	1.133
Ricavi da servizi di fornitura calore	66	13
Ricavi da servizi di distribuzione	4.866	3.563
Ricavi da servizi generali a società del gruppo	1.330	1.157
Ricavi per contributi AEEG	17.066	8.871
Altri ricavi	6.696	6.003
Ricavi	497.689	581.655

I ricavi di vendita gas passano da Euro 472.974 migliaia ad Euro 379.730 migliaia, registrando un decremento di Euro 93.244 migliaia (-19,7%). Il decremento è dovuto sia ai minori volumi di gas venduti che alla flessione dei prezzi di vendita unitari.

I ricavi di vendita energia elettrica passano da Euro 61.188 migliaia ad Euro 58.691 migliaia, registrando un decremento di Euro 2.497 migliaia (-4,1%), principalmente per effetto dei minori volumi di energia elettrica venduti.

Il risultato operativo dell'esercizio 2016 ammonta ad Euro 72.137 migliaia, registrando un incremento di Euro 15.187 migliaia (+26,7%) rispetto all'esercizio precedente.

Il maggiore risultato è dovuto ai seguenti fattori:

decremento dei ricavi tariffari sull'attività di distribuzione gas per Euro 473 migliaia;
incremento del primo margine dell'attività di vendita gas per Euro 14.126 migliaia;
incremento del primo margine sull'attività di vendita energia elettrica per Euro 1.345 migliaia;
variazione positiva delle altre voci di costo e ricavo per Euro 188 migliaia.

Il decremento dei ricavi tariffari sull'attività di distribuzione gas (che passano da Euro 61.960 migliaia ad Euro 61.488 migliaia) è stato determinato dall'applicazione della regolazione tariffaria per il periodo 2014-2019 (c.d. quarto periodo regolatorio) prevista dalla Deliberazione AEEGSI 367/2014/R/gas, il cui effetto negativo è stato compensato dall'iscrizione del differenziale positivo riscontrato tra tariffe provvisorie e definitive di perequazione dell'esercizio 2015.

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L'incremento del primo margine sull'attività di vendita gas (che passa da Euro 64.391 migliaia ad Euro 78.517 migliaia), è stato principalmente determinato dalla maggiore marginalità unitaria, a fronte dei minori volumi di gas venduti. Al risultato ha contribuito in misura significativa la riduzione del costo di approvvigionamento del gas dovuta alla contabilizzazione, nell'esercizio 2016, della compensazione spettante al Gruppo, quantificata in 11,1 milioni di Euro, per l'adesione al meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine negli anni 2014-2016 previsto dalla delibera AEEGSI 447/2013/R/gas,

L'incremento del primo margine sull'attività di vendita energia elettrica, che passa da Euro 3.833 migliaia ad Euro 5.178 migliaia è da ricondurre principalmente alla maggiore marginalità unitaria, a fronte dei minori volumi di energia elettrica venduti e al favorevole andamento dei costi di acquisto nell'esercizio.

La variazione positiva delle altre voci di costo e ricavo, pari ad Euro 188 migliaia, è dovuta a:

maggiori altri ricavi per Euro 9.560 migliaia;
maggiori costi per materiali, servizi e oneri diversi per Euro 7.626 migliaia;
maggior costo del personale per Euro 2.660 migliaia;
maggiori ammortamenti su immobilizzazioni per Euro 198 migliaia;
minori accantonamenti per rischi su crediti per Euro 1.112 migliaia.

L'utile netto consolidato dell'esercizio 2016 ammonta ad Euro 56.942 migliaia, registrando una crescita di Euro 11.579 migliaia (+25,5%) rispetto all'esercizio precedente.

La variazione dell'utile è dovuta ai seguenti fattori:

maggiore risultato operativo, come precedentemente commentato, per Euro 15.186 migliaia;
maggior risultato delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto per Euro 301 migliaia;
decremento dei proventi finanziari per Euro 556 migliaia;
decremento degli oneri finanziari per Euro 530 migliaia;
aumento delle imposte per Euro 3.882 migliaia, come conseguenza della maggiore base imponibile.

Il tax rate, calcolato normalizzando il risultato ante imposte degli effetti del consolidamento della società consolidate

con il metodo del patrimonio netto, passa dal 32,8% al 31,3%.

Andamento della gestione – La situazione finanziaria

La tabella che segue mostra la composizione dell'indebitamento finanziario netto così come richiesto dalla comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006:

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	31.12.2016	31.12.2015
(migliaia di Euro)
A Cassa	19	15
B Altre disponibilità liquide	8.803	28.286
D Liquidità (A) + (B) + (C)	8.822	28.301
E Crediti finanziari correnti	0	3.487
F Debiti bancari correnti	(55.110)	(88.238)
G Parte corrente dell'indebitamento non corrente	(9.287)	(9.628)
H Altri debiti finanziari correnti	(3.645)	(3.708)
I Indebitamento finanziario corrente (F) + (G) + (H)	(68.042)	(101.574)
J Indebitamento finanziario corrente netto (I) - (E) - (D)	(59.220)	(69.786)
K Debiti bancari non correnti	(34.541)	(43.829)
M Altri debiti non correnti	(357)	(422)
N Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	(34.899)	(44.250)
O Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	(94.119)	(114.037)

Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo "Rapporti con parti correlate" di questa relazione finanziaria

Al fine di adempiere alla comunicazione Consob n.DEM/6064293/2006 si evidenzia nella tabella seguente la riconciliazione tra la Posizione finanziari netta e la Posizione finanziari netta ESMA:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Posizione finanziaria netta	(94.119)	(114.037)
Crediti finanziari non correnti	0	0
Posizione finanziaria netta ESMA	(94.119)	(114.037)

L'indebitamento finanziario netto passa da Euro 114.037 migliaia del 31 dicembre 2015 ad Euro 94.119 migliaia del 31 dicembre 2016, registrando un miglioramento di Euro 19.918 migliaia.

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Si presentano di seguito alcuni dati relativi ai flussi finanziari del Gruppo:

Gruppo Ascopiave

(Migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Risultato netto consolidato	56.942	45.362
Ammortamenti	20 227	20 029
Svalutazione dei crediti	2.891	4.004
(a) Autofinanziamento	80.060	69.396
(b) Rettifiche per raccordare l'utile netto alla variazione della
posizione finanziaria generata dalla gestione operativa:	(12.160)	(501)
(c) Variazione della posizione finanziaria generata
dall'attività operativa = $(a) + (b)$	67.900	68.894
(d) Variazione della posizione finanziaria generata
dall'attività di investimento	(19.262)	(21.892)
(e) Altre variazioni della posizione finanziaria	(28.721)	(31.366)
Variazione della posizione finanziaria netta = $(c) + (d) + (e)$	19.917	15.637

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Il flusso di cassa generato dalla gestione operativa (lettere a + b), pari ad Euro 67.900 migliaia, è stato determinato dall'autofinanziamento per Euro 80.060 migliaia e da altre variazioni finanziarie negative per complessivi Euro 12.160 migliaia, collegate principalmente alla gestione del capitale circolante netto per Euro -4.410 migliaia e alla valutazione delle imprese consolidate con il metodo del patrimonio netto per Euro -7.750 migliaia.

La gestione del capitale circolante netto ha impiegato risorse finanziarie per Euro 4.410 migliaia ed è stata influenzata essenzialmente dalla variazione della posizione complessiva verso l'Ufficio Tecnico Imposte di Fabbricazione e Regioni che ha generato risorse finanziarie per Euro 3.589 migliaia, dalla variazione della posizione IVA che ha assorbito risorse finanziarie per Euro 297 migliaia, dalla variazione della posizione verso l'Erario per la maturazione delle imposte IRES e IRAP, che ha assorbito risorse finanziarie per Euro 172 migliaia, e dalla variazione del capitale circolante netto operativo, che ha assorbito risorse finanziarie per Euro 9.086 migliaia.

Nella tabella che segue vengono riportate analiticamente le variazioni del capitale circolante netto intervenute nel periodo:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Rimanenze	(734)	(1.095)
Crediti e debiti commerciali	1.177	(41.578)
Crediti e debiti operativi	(9.529)	5.918
Fondo TFR e altri fondi	1.003	19
Imposte correnti	22.401	18.519
Imposte pagate	(20.420)	(13.535)
Crediti e debiti tributari	1.693	38.368
Attività/(passività) finanziarie correnti e non correnti	o	(355)
Variazione capitale circolante netto	(4.410)	6.262

L'attività di investimento ha generato un fabbisogno di cassa di Euro 18.348 migliaia.

Le altre variazioni della Posizione Finanziaria Netta sono rappresentate dai dividendi ricevuti dalle società consolidate con il metodo del patrimonio netto, che hanno generato risorse per Euro 5.934 migliaia, e dalla distribuzione dei dividendi per Euro 35.569 migliaia.

Nella tabella che segue vengono riportate analiticamente le altre variazioni delle posizioni finanziarie intervenute negli esercizi:

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(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Dividendi distribuiti ad azionisti Ascopiave S.p.A.	(33.347)	(33.332)
Dividendi distribuiti ad azionisti terzi	(2.222)	(1.768)
Dividendi/(copertura perdite) società collegate o a controllo congiunto	5.934	3.369
Altri movimenti di patrimonio netto	914	365
Altre variazioni della posizione finanziaria	(28.721)	(31.366)

Andamento della gestione – Gli investimenti

Nell'esercizio 2016 il Gruppo ha realizzato investimenti per Euro 20.837 migliaia con un decremento pari ad Euro 1.176 migliaia rispetto all'esercizio precedente.

I costi sostenuti per la realizzazione delle infrastrutture di distribuzione del gas naturale, pari ad Euro 19.714 migliaia, sono relativi alla realizzazione di allacciamenti per Euro 4.952 migliaia, alla realizzazione ed alla manutenzione della rete e degli impianti di distribuzione del gas naturale per Euro 7.726 migliaia e all'installazione di apparecchiature di misura per Euro 7.036 migliaia.

INVESTIMENTI (migliaia di Euro)	2016	2015

Allacciamenti	4.952	4.280
Ampliamenti, bonifiche e potenziamenti di rete	6.361	8.316
Misuratori	7.036	6.465
Manutenzioni e Impianti di riduzione	1.365	1.635
Investimenti metano	19.714	20.697

Terreni e Fabbricati	534	146
Attrezzature	21	121
Arredi	21	14
Automezzi	310	436
Hardware e Software	198	148
Altri investimenti	39	452
Altri investimenti	1.123	1.317

Investimenti	20.837	22.013

	31.12.2016	31.12.2016	31.12.2015	31.12.2015
(migliaia di Euro)	Risultato dell'esercizio di Gruppo	Patrimonio netto Totale	Risultato dell'esercizio di Gruppo	Patrimonio netto Totale
Patrimonio netto e risultato d'esercizio come riportati nel bilancio d'esercizio della società controllante	33.700	394.246	33.547	392.954
Quota del patrimonio netto e del risultato netto delle controllate al netto del valore di carico delle partecipazioni	48.933	(22.985)	29.117	(46.104)
Variazioni
Avviamenti Valore delle liste dei contratti e dei rapporti con la	(0)	56.176	(0)	56.176
clientela, al netto del relativo effetto fiscale Plusvalore delle reti di distribuzione, al netto del	(1.384)	5.704	(1.139)	7.089
relativo effetto fiscale	(810)	10.737	34	11.547
Eliminazione dei dividendi infragruppo Effetti della valutazione delle collegate col metodo del	(24.980)	(0)	(20.524)	(0)
patrimonio netto	1.157	(4.505)	1.491	(5.662)
Effetti della valutazione delle società a controllo congiunto col metodo del patrimonio netto	650	5.242	2.593	4.530
Effetti derivanti da altre scritture	(323)	(406)	243	(392)
Totale variazioni rilevate, al netto degli effetti
fiscali	(25.691)	72.948	(17.302)	73.287
Risultato netto d'esercizio e Patrimonio netto
come riportati nel bilancio consolidato	56.942	444.209	45.362	420.137
Quote di terzi di patrimonio netto e risultato Risultato d'esercizio e Patrimonio netto del	3.307	6.154	2.349	4.873
Gruppo come riportati nel bilancio consolidato	53.635	438.055	43.014	415.264

Prospetto di riconciliazione del patrimonio netto individuale con il patrimonio netto consolidato

Gruppo Ascopiave

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Prospetti di Bilancio Consolidato

al 31 dicembre 2016

Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

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(migliaia di Euro)	31.12.2016		31.12.2015
ATTIVITA'
Attivita non correnti
Avviamento	(1)	80.758	80.758
Altre immobillizzazioni immateriali	(2)	316.905	316.659
Immobilizzazioni materiali	(3)	32.364	34.987
Partecipazioni	(4)	68.738	68.078
Altre attività non correnti	(5)	13.566	15.366
Attività non correnti su strumenti finanz.derivati	(6)	485
Crediti per imposte anticipate	(7)	9.758	11.333
Attivita non correnti		522.574	527.182
Attività correnti
Rimanenze	(8)	4.311	3.577
Crediti commerciali	(9)	148.079	172.022
Altre attività correnti	(10)	47.207	46.518
Attività finanziarie correnti	(11)	0	3.487
Crediti tributari	(12)	1.007	1.368
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(13)	8.822	28.301
Attività correnti su strumenti finanziari derivati	(14)	1.304
Attività correnti		210.730	255.272
Attività		733.304	782.454
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO
Patrimonio netto Totale
Capitale sociale		234.412	234.412
Azioni proprie		(17.521)	(17.521)
Riserve risultato dell'esercizio		221.164	198.374

Patrimonio netto di Gruppo		438.055	415.264
Patrimonio Netto di Terzi Patrimonio netto Totale	(15)	6.154 444.209	4.873 420.137

Passività non correnti
Fondi rischi ed oneri	(16)	6.992	7.360
Trattamento di fine rapporto	(17)	4.077	3.864
Finanziamenti a medio e lungo termine	(18)	34.541	43.829
Altre passività non correnti	(19)	20.267	18.903
Passività finanziarie non correnti	(20)	357	422
Debiti per imposte differite	(21)	16.814	19.571
Passività non correnti		83.050	93.948
Passività correnti
Debiti verso banche e finanziamenti	(22)	64.397	97.866
Debiti commerciali	(23)	103.052	122.823
Debiti tributari	(24)	1.231	397
Altre passività correnti	(25)	33.691	43.324
Passività finanziarie correnti	(26)	3.645	3.708
Passività correnti su strumenti finanziari derivat	(27)	29	252
Passività correnti Passività		206.045 289.095	268.370 362.317
Passività e patrimonio netto		733.304	782.454

Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo " Rapporti con parti correlate " di questa relazione finanziaria

Conto economico complessivo consolidato

(migliaia di Euro)		Esercizio 2016	Esercizio 2015

Ricavi	(28)	497.689	581.655
Totale costi operativi		405.325	504.675
Costi acquisto materia prima gas	(29)	231.029	325.936
Costi acquisto altre materie prime	(30)	18.887	20.495
Costi per servizi	(31)	107.503	119.151
Costi del personale	(32)	24.233	21.573
Altri costi di gestione	(33)	24.269	18.110
Altri proventi	(34)	596	591
Ammortamenti e svalutazioni	(35)	20.227	20.029
Risultato operativo		72.137	56.950
Proventi finanziari	(36)	247	803
Oneri finanziari Quota utile/(perdita) società contabilizzate con il metodo del	(36)	791	1.321
patrimonio netto	(36)	7.750	7.449
Utile ante imposte		79.343	63.881
Imposte del periodo	(37)	22.401	18.519
Risultato netto del periodo		56.942	45.362
Risultato del periodo di Gruppo		53.635	43.014
Risultato del periodo di Terzi		3.307	2.349
Altre componenti del Conto Economico Complessivo
1. componenti che saranno in futuro riclassificate nel conto economico Fair value derivati, variazione del periodo al netto dell' effetto fiscale		1.786	(194)
2. componenti che non saranno riclassificate nel conto economico (Perdita)/Utile attuariale su piani a benefici definiti al netto dell'effetto fiscale		(10)	190
Risultato del conto economico complessivo		58.718	45.358
Risultato netto complessivo del gruppo		55.215	43.027
Risultato netto complessivo di terzi		3.503	2.331
Utile base per azione		0,241	0,194
Utile netto diluito per azione		0,241	0,194

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Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo " Rapporti con parti correlate " di questa relazione finanziaria

N.b.:L'utile per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della Società per il numero medio ponderato delle azioni al netto delle azioni proprie. Ai fini del calcolo dell'utile base per azione si precisa che al numeratore è stato utilizzato il risultato economico del periodo dedotto della quota attribuibile a terzi. Si segnala che non esistono dividendi privilegiati, conversione di azioni privilegiate e altri effetti simili che debbano rettificare il risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di capitale. L'utile diluito per azione risulta pari a quello per azione in quanto non esistono azioni ordinarie che potrebbero avere effetto diluitivo e non esistono azioni o warrant che potrebbero avere il medesimo effetto.

Prospetti delle variazioni nelle voci di patrimonio netto consolidato

(Euro migliaia)	Capitale sociale	Riserva legale	Azioni proprie	Riserve differenze attuariali IAS 19	Altre riserve	Risultato del periodo	Patrimonio Netto del gruppo	Risultato e Patrimonio Netto di Terzi	Totale Patrimonio Netto
Saldo al 01/01/2016	234.412	46.882	(17.522)	(99)	108.578	43.014	415.264	4.873	420.137
Risultato dell'esercizio						53.635	53.635	3.307	56.942
Altri movimenti					1.589		1.589	197	1.786
Attualizzazione TFR IAS 19 del periodo				(9)			(9)	(1)	(10)
Totale risultato conto economico complessivo				(9)	1.589	53.635	55.214	3.503	58.718
Destinazione risultato 2015					43.014	(43.014)	(0)		(0)
Dividendi distribuiti ad azionisti di Ascopiave S.p.A.					(33.347)		(33.347)		(33.347)
Dividendi distribuiti ad azionisti terzi							(0)	(2.222)	(2.222)
Piani incentivazione a lungo termine			(0)		923		923		923
Saldo al 31/12/2016	234.412	46.882	(17.522)	(108)	120.757	53.635	438.055	6.155	444.209

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(Euro migliaia)	Capitale sociale	Riserva legale	Azioni proprie	Riserve differenze attuariali IAS 19	Altre riserve	Risultato del periodo	Patrimonio Netto del gruppo	Risultato e Patrimonio Netto di Terzi	Totale Patrimonio Netto
Saldo al 01/01/2015	234.412	46.882	(17.660)	(286)	106.426	35.583	405.357	4.309	409.666
Risultato del periodo						43.014	43.014	2.349	45.362
Altri movimenti					(172)		(172)	(21)	(194)
Attualizzazione TFR IAS 19 del periodo				186			186	3	190
Totale risultato conto economico complessivo				186	(172)	43.014	43.027	2.331	45.358
Destinazione risultato 2014					35.583	(35.583)	(0)		(0)
Dividendi distribuiti ad azionisti di Ascopiave S.p.A.					(33.332)		(33.332)		(33.332)
Dividendi distribuiti ad azionisti terzi							(0)	(1.768)	(1.768)
Piani incentivazione a lungo termine			138		74		212		212
Saldo al 31/12/2015	234.412	46.882	(17.522)	(99)	108.578	43.014	415.264	4.873	420.137

Rendiconto finanziario consolidato

		*riesposto
( migliaia d i Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile netto dell'esercizio di gruppo	53.635	43.014
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa
Rettif.per raccordare l'utile netto alle disponibilità liquide
Risultato di pertinenza di terzi	3.307	2.349
Ammortamenti	20.227	20.029
Svalutazione dei crediti	2.891	4.004
Variazione del trattamento di fine rapporto	214	(104)
Attività/passività correnti su strumenti finanziari	(2.012)	252
Variazione netta altri fondi	789	123
Valutaz.impr.collegate e a controllo congiunto con il metodo patr.netto	(7.750)	(7.449)
Accantonamento fondi rischi	0	232
Minusvalenze/(Plusvalenze) su cessione immobilizzazioni	0	454
Interessi passivi pagati	(579)	(1.240)
Imposte pagate	(20.420)	(13.535)
Interessi passivi di competenza	678	1.211
Imposte di competenza	22.401	18.519
Variazioni nelle attività e passività:
Rimanenze di magazzino	(734)	(1.095)
Crediti commerciali	20.947	(28.221)
Altre attività correnti	(689)	27.454
Debiti commerciali	(19.770)	(13.356)
Altre passività correnti	(9.763)	13.019
Altre attività non correnti	2.361	1.730
Altre passività non correnti	2.728	1.859
Totale rettifiche e variazioni	14.827	26.235
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa	68.461	69.249
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni immateriali	(19.674)	(21.112)
Realizzo di immobilizzazioni immateriali	1.574	114
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(1.164)	(901)
Realizzo di immobilizzazioni materiali	2	6
Altri movimenti di patrimonio netto	914	365
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento	(18.348)	(21.527)
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria
Variazione passività finanziarie non correnti	(64)	(67)
Variaz.netta debiti verso banche e finanziamenti a breve	(71.256)	(155.112)
Variazione netta attività, passività finanziarie correnti	2.863	8.106
Accensioni finanziamenti e mutui	151.000	146.500
Rimborsi finanziamenti e mutui	(122.500)	(88.000)
Dividendi distribuiti a azionisti Ascopiave S.p.A.	(33.347)	(33.332)
Dividendi distribuiti ad azionisti terzi	(2.222)	(1.768)
Dividendi società a controllo congiunto	5.934	3.369
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria	(69.593)	(120.304)
Variazione delle disponibilità liquide	(19.479)	(72.582)
Disponibilità correnti esercizio precedente	28.301	100.882
Disponibilità correnti esercizio corrente	8.822	28.301

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Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo " Rapporti con parti correlate " di questa relazione finanziaria

NOTE ESPLICATIVE

Informazioni societarie

Ascopiave S.p.A. (di seguito "Ascopiave", la "Società" o la "Capogruppo" e, congiuntamente alle sue controllate, il "Gruppo" o il "Gruppo Ascopiave") è una persona giuridica di diritto italiano.

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Al 31 dicembre 2016 il capitale sociale della Società, pari a Euro 234.411.575 era detenuto per il 61,56% da Asco Holding S.p.A., la parte restante era distribuita tra altri azionisti privati. Ascopiave S.p.A. è quotata dal dicembre del 2006 al Mercato Telematico Azionario – Segmento STAR – organizzato e gestito da Borsa Italiana S.p.A.

La sede legale della Società è a Pieve di Soligo (TV), in via Verizzo, 1030.

La pubblicazione della Relazione Finanziaria annuale consolidata al 31 dicembre 2016 del Gruppo Ascopiave è stata autorizzata con delibera del Consiglio di Amministrazione del 14 marzo 2017. Ascopiave S.p.A. è una società per azioni costituita e domiciliata in Italia.

L' attività del gruppo Ascopiave

Attualmente il Gruppo è titolare di concessioni e affidamenti diretti per la gestione della distribuzione del gas in 208 Comuni (208 Comuni nell'esercizio 2015) esercendo una rete distributiva che si estende per oltre 8.946 chilometri (8.875 chilometri al 31 dicembre 2015) e fornendo il servizio ad un bacino di utenza di oltre un milione di abitanti.

Nel segmento della vendita di gas, Ascopiave, con circa 934 milioni di metri cubi⁶ di gas venduto (961 milioni nell'esercizio 2015) è uno dei principali operatori in ambito nazionale.

Criteri generali di redazione ed espressione di conformità agli IFRS

Il Bilancio Consolidato del Gruppo Ascopiave al 31 dicembre 2016 è elaborato in conformità con gli IFRS, intendendosi per tali tutti gli "International Financial Reporting Standards", tutti gli "International Accounting Standards" (IAS), tutte le interpretazioni dell'"International Financial Reporting Committee" (IFRIC), precedentemente denominate "Standing Interpretations Committee" (SIC) che, alla data di chiusura del bilancio consolidato, siano state oggetto di omologazione da parte dell'Unione Europea secondo la procedura prevista dal Regolamento (CE) n. 1606/2002 dal Parlamento Europeo e dal Consiglio Europeo del 19 luglio 2002, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art.9 del Decreto Legislativo n. 38/2005.

Il bilancio consolidato è redatto nella prospettiva della continuità aziendale applicando il metodo del costo storico, tenendo conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.

____________________________________________________________________________________________ 6 I dati indicati relativamente ai volumi sono ottenuti sommando i dati delle singole società del Gruppo, ponderando preventivamente i dati delle società consolidate con il metodo del patrimonio netto per la quota di partecipazione del Gruppo.

I principi contabili adottati sono omogenei a quelli utilizzati nella redazione del bilancio al 31 dicembre 2015, ad eccezione di quanto descritto nel successivo paragrafo Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016. A fini comparativi i prospetti consolidati presentano il confronto con i dati patrimoniali del bilancio al 31 dicembre 2015.

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La revisione legale del Bilancio consolidato è affidata alla PricewatherhouseCoopers SpA, società incaricata della revisione legale dei conti della Capogruppo e delle principali società del Gruppo.

Il presente Bilancio Consolidato è redatto in euro, la moneta corrente nell'economia in cui il Gruppo opera, ed è costituito dalla Situazione Patrimoniale-Finanziaria consolidata, dal Conto Economico complessivo consolidato, dal Prospetto delle Variazioni nelle voci del Patrimonio Netto consolidato, dal Rendiconto Finanziario consolidato e dalle Note Esplicative. Tutti i valori riportati nei precisati schemi e nelle note esplicative sono espressi in migliaia di euro, salvo ove diversamente indicato.

I valori utilizzati per il consolidamento sono desunti dalle situazioni economiche e patrimoniali predisposte da parte degli Amministratori delle singole società controllate. Tali dati sono stati opportunamente modificati e riclassificati, ove necessario, per uniformarli ai principi contabili internazionali e ai criteri di classificazione omogenei nell'ambito del Gruppo. Il presente Bilancio consolidato al 31 dicembre 2016 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione della Società in data 14 marzo 2017.

Schemi di Bilancio

In merito alle modalità di presentazione degli schemi di bilancio, per la Situazione Patrimoniale-Finanziaria consolidata è stato adottato il criterio di distinzione "corrente/non corrente", per il Conto Economico complessivo consolidato lo schema scalare con la classificazione dei costi per natura.

Il prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto adottato presenta i saldi di apertura e di chiusura di ciascuna voce del patrimonio netto riconciliandoli attraverso l'utile o la perdita di esercizio, le eventuali operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del patrimonio netto.

Lo schema di rendiconto finanziario è definito secondo il metodo "indiretto", rettificando l'utile di esercizio delle componenti di natura non monetaria. Si ritiene che tali schemi rappresentino adeguatamente la situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016

Di seguito sono brevemente descritti gli emendamenti, improvement e interpretazioni, applicabili ai bilanci chiusi al 31 dicembre 2016 ed entrati in vigore a partire dal 1° gennaio 2016. L'applicazione di tali principi non ha avuto particolare impatto nel bilancio consolidato del Gruppo, in quanto disciplinano fattispecie non presenti, oppure interessano la sola informativa finanziaria:

Annual Improvements to IFRSs 2010-2012 Cycle e Annual Improvements to IFRSs 2012-2014 Cycle

In data 12 dicembre 2013, lo IASB ha emesso il documento "Annual Improvements to IFRSs 2010-2012 Cycle" (applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° febbraio 2015) e in In settembre 2014 lo IASB ha emesso il documento "Annual Improvements to IFRSs 2012-2014 Cycle (applicabili a partire dagli esercizi che hanno inizio il, o dopo il, 1° gennaio 2016) come parte del programma di miglioramenti annuali ai princìpi; la maggior parte

delle modifiche sono chiarimenti o correzioni degli IFRS esistenti, oppure modifiche conseguenti a cambiamenti precedentemente apportati agli IFRS.

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IAS 19 – Benefici ai dipendenti

In data 21 novembre 2013, lo IASB ha emesso il documento "Defined Benefit Plans: Employee Contributions (Amendments to IAS 19 Employee Benefits)". Le modifiche apportate allo IAS 19 consentono (ma non rendono obbligatoria) la contabilizzazione in diminuzione del current service cost del periodo dei contributi corrisposti dai dipendenti o da terze parti, che non siano correlati al numero di anni di servizio, in luogo dell'allocazione di tali contributi lungo l'arco temporale in cui il servizio è reso.

IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto

In data 6 maggio 2014 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti allo IFRS 11: Rilevazione dell'acquisizione di partecipazioni in attività a controllo congiunto, che prevedono che un'entità adotti i principi contenuti nell'IFRS 3 per rilevare gli effetti contabili delle acquisizioni di Partecipazioni in attività a controllo congiunto che costituiscono un business.

IAS 16 - Immobili, impianti e macchinari e allo IAS 38 - Attività immateriali.

In data 12 maggio 2014, lo IASB ha emesso un emendamento allo IAS 16 e allo IAS 38 - Attività immateriali. Lo IASB ha chiarito che l'utilizzo di metodi basati sui ricavi per calcolare l'ammortamento di un bene non è appropriato in quanto i ricavi generati da un'attività che include l'utilizzo di un bene generalmente riflette fattori diversi dal consumo dei benefici economici derivanti dal bene. Lo IASB ha inoltre chiarito che si presume i ricavi generalmente non siano una base adeguata per misurare il consumo dei benefici economici generati da un'attività immateriale. Tale presunzione, tuttavia, può essere superata in determinate circostanze limitate.

IAS 27 – Bilancio separato

In data 12 agosto 2014 lo IASB ha pubblicato alcuni emendamenti allo IAS 27 – Bilancio separato. L'obiettivo è quello di permettere la valutazione delle partecipazioni in società controllate, collegate e joint ventures secondo il metodo del Patrimonio netto anche nel bilancio separato.

IAS 1 – Presentazione del bilancio

In data 18 dicembre 2014 lo IASB ha pubblicato alcuni emendamenti allo IAS 1. L'obiettivo è quello di chiarire alcuni dubbi circa gli obblighi di presentazione e di informative e assicurare che le società possano utilizzare giudizio professionale nel definire quali informazioni pubblicare nel proprio bilancio concentrandosi sulle informazioni rilevanti.

Modifiche all' IFRS 10, IFRS 12 e allo IAS 28: Entità d'investimento: applicazione della deroga al consolidamento

In data 18 dicembre 2014 lo IASB ha pubblicato alcuni emendamenti all'IFRS 10, IFRS 12 e IAS 28. L'obiettivo è quello di chiarire: i) la modalità di contabilizzazione per le investment entities; ii) l'esenzione dal presentare il bilancio consolidato per le società che controllano le investment entities e iii) la modalità con cui una società che non è una investment entities deve applicare la valutazione col metodo del Patrimonio netto di una investment entity.

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

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IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti

In data 28 maggio 2014, lo IASB ha emesso il principio IFRS 15 - Ricavi da contratti con i clienti, che richiede ad una società di rilevare i ricavi al momento del trasferimento del controllo di beni o servizi ai clienti ad un importo che riflette il corrispettivo che ci si aspetta di ricevere in cambio di tali prodotti o servizi. Per raggiungere questo scopo, il nuovo modello di rilevazione dei ricavi definisce un processo in cinque step. Il nuovo principio richiede anche ulteriori informazioni aggiuntive circa la natura, l'ammontare, i tempi e l'incertezza circa i ricavi e i flussi finanziari derivanti dai contratti con i clienti. Il nuovo principio deve essere applicato per i periodi annuali che avranno inizio il o dopo il 1° gennaio 2018. E' prevista la facoltà di adozione anticipata a cui però Ascopiave non ha aderito.

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Da un'analisi preliminare sui principali contratti di vendita in essere, il Gruppo non si aspetta un impatto significativo derivante dall'applicazione del nuovo principio contabile sul riconoscimento dei ricavi.

IFRS 9 - Strumenti finanziari

In data 24 luglio 2014, lo IASB ha pubblicato il principio IFRS 9 – Strumenti finanziari. La serie di modifiche apportate dal nuovo principio sostituiscono le disposizioni dello IAS 39 ed introducono un approccio logico per la classificazione e la valutazione degli strumenti finanziari basato sulle caratteristiche dei flussi finanziari e sul modello di business secondo cui l'attività è detenuta, un unico modello per l'impairment delle attività finanziarie basato sulle perdite attese e un sostanziale rinnovato approccio per l'hedge accounting. Il nuovo principio deve essere applicato per i periodi annuali che avranno inizio il o dopo il 1° gennaio 2018. E' prevista la facoltà di adozione anticipata a partire dal 1° gennaio 2016 a cui però il Gruppo non ha aderito. Il Gruppo sta valutando il metodo di implementazione e l'impatto del nuovo principio sul proprio bilancio consolidato. Da un'analisi preliminare con particolare riferimento alla classificazione e all'hedge accounting non si prevedono impatti significativi sul bilancio di Gruppo.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni gia' emessi ma non ancora in vigore

Di seguito sono brevemente illustrati i nuovi principi e le interpretazioni già emessi ma non ancora entrati in vigore oppure non ancora omologati dall'Unione Europea e pertanto non applicabili per la redazione dei bilanci che chiudono al 31 dicembre 2016. Sono esclusi dall'elenco i principi e le interpretazioni che per loro natura non sono adottabili dal Gruppo.

IFRS 14 - Regulatory Deferral Accounts

In gennaio 2014, lo IASB ha emesso il principio IFRS 14 "Regulatory Deferral Accounts" entrato in vigore dal 1° gennaio 2016. La Commissione Europea ha comunque deciso di sospendere il processo di omologazione in attesa del nuovo principio contabile sui "rate-regulated activities". L'IFRS 14 consente solo a coloro che adottano gli IFRS per la prima volta di continuare a rilevare gli importi relativi alla rate regulation secondo i precedenti principi contabili adottati. Al fine di migliorare la comparabilità con le entità che già applicano gli IFRS e che non rilevano tali importi, lo standard richiede che l'effetto della rate regulation debba essere presentato separatamente dalle altre voci.

IFRS 16 - Leases

In data 13 gennaio 2016 lo IASB ha emesso il principio IFRS 16 - Leases, che sostituisce lo IAS 17 sul leasing, con impatti significativi sui bilanci dei locatari: è stata, infatti, eliminata la distinzione tra leasing operativo e leasing finanziario ed introdotto un unico modello per tutti i leasing che comporta l'iscrizione di una attività per il diritto all'uso e di una passività per il leasing. Il nuovo principio è valido dal 1 gennaio 2019, ma l'applicazione anticipata è consentita per le aziende che applicano anche l'IFRS 15 - Ricavi da contratti con Clienti.

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IFRS 10 – Bilancio consolidato e IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint ventures.

In data 11 settembre 2014 lo IASB ha pubblicato alcuni emendamenti all'IFRS 10 – Bilancio consolidato e allo IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint ventures. L'obiettivo è quello di chiarire la modalità di contabilizzazione dei risultati legati alle cessioni di asset tra le società di un gruppo e le società collegate e joint ventures. Il processo di omologazione di tali emendamenti è stato sospeso e la relativa data di applicazione è stata rinviata a data futura da definirsi.

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IAS 12 – Iscrizione delle imposte anticipate sulle perdite non realizzate.

In data 19 gennaio 2016 lo IASB ha pubblicato alcuni emendamenti allo IAS 12 – Iscrizione delle imposte anticipate sulle perdite non realizzate. Tali modifiche hanno lo scopo di chiarire come contabilizzare le attività fiscali differite relative a strumenti di debito misurati al fair value. Le modifiche si applicano a partire dal 1 gennaio 2017. E' consentita l'applicazione anticipata.

IAS 7 - Disclosure initiative

In data 29 gennaio 2016 lo IASB ha pubblicato gli emendamenti allo IAS 7 - Disclosure initiative. Lo scopo è quello di migliorare la presentazione e la divulgazione delle informazioni finanziarie nelle relazioni finanziarie e a risolvere alcune criticità segnalate dagli operatori. Le modifiche si applicano a partire dal 1° gennaio 2017.

IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti

In data 12 aprile 2016 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti sull'IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti – allo scopo di fornire alcuni approfondimenti sull'identificazione delle performance obligations, sulla contabilizzazione dei ricavi per licenze su proprietà intellettuali e sulla valutazione principal versus agent. Le modifiche si applicano a partire dal 1° gennaio 2018.

IFRS 2 – Classificazione e valutazione delle transazioni basate su azioni

In data 20 giugno 2016 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti sull'IFRS 2 – Classificazione e valutazione delle transazioni basate su azioni. Con tali modifiche il documento risolve alcune tematiche relative alla contabilizzazione dei pagamenti basati su azioni. In particolare, tale emendamento apporta notevoli miglioramenti (i) nella valutazione dei pagamenti basati su azioni regolati per cassa, (ii) nella classificazione degli stessi e (iii) nella modalità di contabilizzazione in caso di modifica da pagamenti basati su azioni regolati per cassa a pagamenti basati su azioni regolati mediante strumenti di capitale. Le modifiche si applicano a partire dal 1° gennaio 2018.

IFRIC 22 - Operazioni in valuta estera e anticipi

In data 8 dicembre 2016 lo IASB ha pubblicato l'IFRIC 22 - Operazioni in valuta estera e anticipi – il quale definisce il tasso di cambio da utilizzare nella contabilizzazione di transazioni in valuta estera il cui pagamento è effettuato o ricevuto in anticipo. Tale interpretazione è applicabile a partire dal 1° gennaio 2018.

IAS 40 – Trasferimenti di investimenti immobiliari

In data 8 dicembre 2016 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti allo IAS 40 – Trasferimenti di investimenti immobiliari – con lo scopo di disciplinare i trasferimenti a e da investimenti immobiliari. Più in particolare, viene definito se una proprietà in fase di costruzione o di sviluppo iscritta nel magazzino possa essere trasferita negli investimenti immobiliari se vi è stato un evidente cambiamento d'uso. Tali emendamenti sono applicabili a partire dal 1° gennaio 2018.

Amendments to IFRS 4 - Regarding the implementation of IFRS 9 Financial Instruments

strumenti finanziari, prima dell'implementazione dello standard che sostituirà l'IFRS 4, in corso di sviluppo da parte dello IASB. Tale emendamento è applicabile a partire dal 1° gennaio 2018.

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Annual Improvements 2014-2016

In data 8 dicembre 2016 lo IASB ha pubblicato diverse modifiche agli standards volte a chiarire alcune disposizioni riguardanti l'IFRS 1, l'IFRS 12 e lo IAS 28, applicabili a partire dal 1° gennaio 2018.

Nome e sede legale dell'impresa che redige il bilancio consolidato

Con riferimento alle informazioni richieste dall'articolo 2427, punto 22-quinquies e sexies Codice Civile, si precisa che la società Ascopiave S.p.A. con sede legale in Via Verizzo 1030, Pieve di Soligo (TV), provvede a redigere il Bilancio Consolidato del Gruppo più piccolo di cui la società fa parte in quanto controllata e che lo stesso risulta essere disponibile presso la propria sede legale. Inoltre la società Asco Holding S.p.A. con sede legale in Via Verizzo 1030, Pieve di Soligo (TV), provvede a redigere il Bilancio Consolidato del Gruppo più grande di cui la società fa parte e che lo stesso risulta essere disponibile presso la propria sede legale.

Principi di consolidamento

Nel bilancio consolidato sono inclusi i bilanci di tutte le società controllate. Il Gruppo controlla un'entità quando il Gruppo è esposto, o ha il diritto, alla variabilità dei risultati derivanti da tale entità ed ha la possibilità di influenzare tali risultati attraverso l'esercizio del potere sull'entità stessa. I bilanci delle società controllate sono inclusi nel Bilancio consolidato a partire dalla data in cui si assume il controllo fino al momento in cui tale controllo cessa di esistere. I costi sostenuti nel processo di acquisizione sono spesati nell'esercizio in cui vengono sostenuti. Le attività e le passività, gli oneri e i proventi delle imprese consolidate con il metodo dell'integrazione globale sono assunti integralmente nel bilancio consolidato; il valore contabile delle partecipazioni è eliminato a fronte del patrimonio netto delle imprese partecipate. I crediti e i debiti, nonché i costi e i ricavi derivanti da transazioni tra società incluse nell'area di consolidamento sono interamente eliminati; sono altresì eliminate le minusvalenze e le plusvalenze derivanti da trasferimenti d'immobilizzazioni tra società consolidate, le perdite e gli utili derivanti da operazioni tra società consolidate relativi a cessioni di beni che permangono come rimanenze presso l'impresa acquirente, le svalutazioni e i ripristini di valore di partecipazioni in società consolidate, nonché i dividendi infragruppo.

Alla data di acquisizione del controllo, il patrimonio netto delle imprese partecipate è determinato attribuendo ai singoli elementi dell'attivo e del passivo patrimoniale il loro valore corrente. L'eventuale differenza positiva fra il costo di acquisto ed il fair value delle attività nette acquisite è iscritta alla voce dell'attivo "Avviamento"; se negativa, è rilevata a conto economico.

Le quote del patrimonio netto e dell'utile di competenza delle interessenze di terzi sono iscritte in apposite voci del patrimonio netto e del conto economico. Nel caso di assunzione non totalitaria del controllo, la quota di patrimonio netto delle interessenze di terzi è determinata sulla base della quota di spettanza dei valori correnti attribuiti alle attività e passività alla data di assunzione del controllo, escluso l'eventuale avviamento a essi attribuibile (cd. partial goodwill method). In relazione a ciò, le interessenze di terzi sono espresse al loro complessivo fair value includendo pertanto anche l'avviamento di loro competenza. La scelta delle modalità di determinazione dell'avviamento è operata in maniera selettiva per ciascuna operazione di business combination.

In presenza di quote di partecipazioni acquisite successivamente all'assunzione del controllo (acquisto di interessenze di terzi), l'eventuale differenza positiva tra il costo di acquisto e la corrispondente frazione di patrimonio netto acquisita è rilevata a patrimonio netto; analogamente, sono rilevati a patrimonio netto gli effetti derivanti dalla cessione di quote di minoranza senza perdita di controllo. Se il valore di acquisizione delle partecipazioni è superiore al valore pro-quota del patrimonio netto delle partecipate, la differenza positiva viene attribuita, ove possibile, alle attività nette acquisite sulla base del fair value delle stesse mentre il residuo è iscritto in una voce dell'attivo denominata "Avviamento".

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Il valore dell'avviamento non viene ammortizzato ma è sottoposto, almeno su base annuale, a verifica per perdita di valore e a rettifica quando fatti o cambiamenti di situazione indicano che il valore di iscrizione non può essere realizzato. L'avviamento è iscritto al costo, al netto delle perdite di valore. Se il valore di carico delle partecipazioni è inferiore al valore pro-quota del patrimonio netto delle partecipate, la differenza negativa viene accreditata a conto economico. I costi dell'acquisizione sono spesati a conto economico.

Le Società collegate sono quelle sulle quali si esercita un'influenza notevole, che si presume sussistere quando la partecipazione è compresa tra il 20% e il 50% dei diritti di voto. Le partecipazioni in società collegate sono inizialmente iscritte al costo e successivamente valutate con il metodo del patrimonio netto. Il valore contabile di tali partecipazioni risulta allineato al Patrimonio netto e comprende l'iscrizione dei maggiori valori attribuiti alle attività e alle passività e dell'eventuale avviamento individuati al momento dell'acquisizione. Gli utili e le perdite non realizzati generati su operazioni poste in essere tra la Capogruppo/ Società controllate e la partecipata valutata con il metodo del Patrimonio netto sono eliminati in funzione del valore della quota di partecipazione del Gruppo nella partecipata stessa; le perdite non realizzate sono eliminate, a eccezione del caso in cui esse siano rappresentative di riduzione di valore.

I bilanci delle Società controllate e a controllo congiunto utilizzate al fine della predisposizione del Bilancio Consolidato sono quelle approvate dai rispettivi Consigli di Amministrazione. I dati delle Società consolidate integralmente o con il metodo del patrimonio netto sono rettificati, ove necessario, per omogeneizzarli ai principi contabili utilizzati dalla Capogruppo, che sono in conformità agli IFRS adottati dall'Unione Europea.

Aggregazioni aziendali

Le operazioni di aggregazione di imprese in forza delle quali viene acquisito il controllo di un'entità sono rilevate, in accordo con le disposizioni contenute nell'IFRS 3 - Aggregazioni aziendali, secondo il metodo dell'acquisizione ("acquisition method"). Il costo di acquisizione è rappresentato dal valore corrente ("fair value") alla data di acquisto delle attività cedute, delle passività assunte e degli strumenti di capitale emessi. Le attività identificabili acquisite, le passività e le passività potenziali assunte sono iscritte al relativo valore corrente alla data di acquisizione, fatta eccezione per le imposte differite attive e passive, le attività e passività per benefici ai dipendenti e le attività destinate alla vendita che sono iscritte in base ai relativi principi contabili di riferimento. La differenza tra il costo di acquisizione e il valore corrente delle attività e passività acquistate, se positiva, è iscritta nelle attività immateriali come avviamento, ovvero, se negativa, dopo aver riverificato la corretta misurazione dei valori correnti delle attività e passività acquisite e del costo di acquisizione, è contabilizzata direttamente a Conto economico, come provento. Gli oneri accessori alla transazione sono rilevati nel Conto economico nel momento in cui sono sostenuti. Il costo di acquisizione include anche il corrispettivo potenziale, rilevato a fair value alla data di acquisto del controllo. Variazioni successive di fair value vengono riconosciute nel Conto economico o Conto economico complessivo se il corrispettivo potenziale è un'attività o passività finanziaria. Corrispettivi potenziali classificati come Patrimonio netto non vengono ricalcolati e la successiva estinzione è contabilizzata direttamente nel Patrimonio netto. Se le operazioni di aggregazioni attraverso le quali viene acquisito il controllo avvengono in più fasi, il Gruppo ricalcola l'interessenza che deteneva in precedenza nell'acquisita

al rispettivo fair value alla data di acquisizione e rileva nel Conto economico un eventuale Utile o Perdita risultante. Le acquisizioni di quote di minoranza relative a entità per le quali esiste già il controllo o la cessione di quote di minoranza che non comportano la perdita del controllo sono considerate operazioni sul Patrimonio netto; pertanto, l'eventuale differenza fra il costo di acquisizione/ cessione e la relativa frazione di Patrimonio netto acquisita/ceduta è contabilizzata a rettifica del Patrimonio netto di Gruppo.

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In caso di acquisto di partecipazioni di controllo non totalitarie l'avviamento è iscritto solo per la parte riconducibile alla Capogruppo. Il valore delle partecipazioni di minoranza è determinato in proporzione alle quote di partecipazione detenute dai terzi nelle attività nette identificabili dell'acquisita. Gli oneri accessori legati all'acquisizione sono rilevati a Conto economico alla data in cui i servizi sono resi.

Area e criteri di consolidamento

Le società incluse nell'area di consolidamento al 31 dicembre 2016 e consolidate con il metodo integrale o con il metodo del patrimonio netto sono le seguenti:

Denominazione	Sede legale	Capitale sociale versato	Quota di pertinenza del gruppo	Quota di controllo diretto	Quota di controllo indiretto
Società capogruppo
Ascopiave S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	234.411.575
Società controllate consolidate integralmente
Ascotrade S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	1.000.000	89,00%	89%	0%
AP Reti Gas S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	1.000.000	100,00%	100%	0%
Etra Energia S.r.l.	Cittadella (PD)	100.000	51,00%	51%	0%
AP Reti Gas Rovigo S.r.l.	Rovigo (RO)	7.000.000	100,00%	100%	0%
Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	1.000.000	100,00%	100%	0%
Amgas Blu S.r.l.	Foggia (FG)	10.000	80,00%	80%	0%
Blue Meta S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	606.123	100,00%	100%	0%
Pasubio Servizi S.r.l.	Schio (VI)	250.000	100,00%	100%	0%
Veritas Energia S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	1.000.000	100,00%	100%	0%
Società a controllo congiunto consolidate con il metodo del patrimonio netto
ASM Set S.r.l.	(1) Rovigo (RO)	200.000	49,00%	49%	0%
Estenergy S.p.A.	(2) Trieste (TS)	1.718.096	48,999%	48,999%	0%
Unigas Distribuzione S.r.l.	(3) Nembro (BG)	3.700.000	48,86%	48,86%	0%
Società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto
Sinergie Italiane Sr.l. in liquidazione	Milano (MI)	1.000.000	30,94%	30,94%	0%

(1) Controllo congiunto con ASM Rovigo S.p.A.;

(2) Controllo congiunto con AcegasApsAmga S.p.A.;

(3) Controllo congiunto con Anita S.p.A..

Relativamente alle società ASM Set S.r.l., Estenergy S.p.A. e Unigas Distribuzione S.r.l. a fronte della percentuale del capitale sociale acquisito il gruppo ha concordato tramite opportuni patti parasociali una struttura di governance e di quorum deliberativi da parte degli organi amministrativi e assembleari tale da poter sostenere di avere il controllo congiunto della partecipata ai sensi del principio contabile internazionale IAS 31.

Rispetto al bilancio chiuso al 31 dicembre 2015 si segnala che in data 18 marzo 2016 è stata costituita la società AP Reti Gas S.p.A., controllata al 100% da Ascopiave S.p.A. inoltre dal 1° luglio 2016, in ottemperanza alla normativa dell'AEEGSI in materia di separazione funzionale (unbundling), ASM Distribuzione Gas S.r.l. ha assunto la denominazione di AP Reti Gas Rovigo S.r.l..

Descrizione	Ricavi delle vendite e delle prestazioni	Risultato netto	Patrimonio netto	Posizione finanziaria netta (disponibilità)	Principi contabili di riferimento
Amgas Blu S.r.l.	18.317	1.918	2.184	(209)	Ita Gaap
AP Reti Gas S.p.A.	39.231	7.687	306.403	(6.420)	IFRS
Ascopiave S.p.A.	56.372	33.700	394.246	134.940	IFRS
Ascotrade S.p.A.	285.965	25.044	40.709	(18.629)	IFRS
Blue Meta S.p.A.	67.377	5.491	10.332	(8.695)	Ita Gaap
Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A.	5.179	1.163	10.306	(79)	Ita Gaap
Estenergy S.p.A.	125.199	10.374	23.505	(4.002)	IFRS
Etra Energia S.r.l.	7.175	463	885	(1.024)	Ita Gaap
Pasubio Servizi S.r.l.	35.003	3.550	6.430	(7.322)	Ita Gaap
AP Reti Gas Rovigo S.r.l.	4.338	1.332	14.056	(770)	Ita Gaap
ASM Set S.r.l.	25.676	1.925	2.195	(4.419)	Ita Gaap
Unigas Distribuzione S.r.l.	13.430	2.728	41.173	1.889	Ita Gaap
Veritas Energia S.p.A.	81.485	2.285	4.201	1.877	Ita Gaap

Dati di sintesi delle società consolidate integralmente e delle società a controllo congiunto consolidate con il metodo del patrimonio netto

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L'omogeneizzazione dei bilanci delle società controllate redatti secondo i principi contabili nazionali avviene in sede di consolidamento.

Informazioni sulle società controllate consolidate con interessenze di terzi

La società Ascopiave S.p.A. detiene partecipazioni in società controllate consolidate che presentano, in alcuni casi, quote di pertinenza di terzi. Si rimanda alla tabella informativa contenuta nel paragrafo precedente per l'indicazione della quota di controllo relativa ad ogni società consolidata. L'interessenza che le partecipazioni di minoranza hanno nelle attività e nei flussi finanziari del Gruppo Ascopiave è considerata dal management non significativa.

Criteri di valutazione

Esponiamo di seguito i principi contabili adottati dal Gruppo:

Avviamento: l'avviamento derivante dall'acquisizione di rami d'azienda esercenti l'attività di distribuzione e vendita di gas è inizialmente iscritto al costo, e rappresenta l'eccedenza del costo d'acquisto rispetto alla quota di pertinenza dell'acquirente del valore equo netto riferito ai valori identificabili delle attività e passività attuali e potenziali. Dopo l'iniziale iscrizione, l'avviamento non è più ammortizzato e viene decrementato delle eventuali perdite di valore.

L'avviamento viene sottoposto a un'analisi di recuperabilità, con cadenza annuale o anche più breve, nel caso in cui si verifichino eventi o cambiamenti di circostanze che possano far emergere eventuali perdite di valore.

Ai fini di tali analisi di recuperabilità, l'avviamento acquisito con aggregazioni aziendali è allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna delle unità (o gruppi di unità) generatrici di flussi finanziari del Gruppo che si ritiene beneficeranno degli effetti sinergici dell'acquisizione, a prescindere dall'allocazione di altre attività o passività a queste stesse unità (o gruppi di unità).

Tali unità generatrici di flussi finanziari:

(i) rappresentano il livello più basso all'interno del Gruppo in cui l'avviamento è monitorato a fini di gestione interna;
(ii) non sono maggiori di un settore, come definito nello schema di segnalazione primario o secondario del Gruppo ai sensi dell'IFRS 8 "settore segmenti operativi".

La perdita di valore è determinata definendo il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi (o gruppo di unità) cui è allocato l'avviamento. Quando il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi (o gruppo di unità) è inferiore al valore contabile, viene rilevata una perdita di valore. Nei casi in cui l'avviamento è attribuito a una unità generatrice di flussi finanziari (o gruppo di unità) il cui attivo viene parzialmente dismesso, l'avviamento associato all'attivo ceduto viene considerato ai fini della determinazione dell'eventuale plus(minus)-valenza derivante dall'operazione. In tali circostanze l'avviamento ceduto è misurato sulla base dei valori relativi dell'attivo alienato rispetto all'attivo ancora detenuto con riferimento alla medesima unità.

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Altre Immobilizzazioni immateriali: le attività immateriali includono principalmente le attività relative agli accordi per servizi in concessione tra settore pubblico e privato (c.d. service concession arrangements) relativi allo sviluppo, finanziamento, gestione e manutenzione di infrastrutture in regime di concessione in cui:

(i) il concedente controlla o regolamenta i servizi forniti dall'operatore tramite l'infrastruttura e il relativo prezzo da applicare;
(ii) il concedente controlla attraverso la proprietà, la titolarità di benefici o in altro modo qualsiasi interessenza residua significativa nell'infrastruttura al termine della concessione.

Le altre immobilizzazioni immateriali includono inoltre l'iscrizione del valore equo delle liste clienti che derivano da acquisizioni di aziende operanti nel settore della vendita di gas naturale e energia elettrica avvenute nei precedenti esercizi piuttosto che, l'iscrizione degli oneri riconosciuti agli enti concedenti (Comuni) e/o ai gestori uscenti a seguito dell'aggiudicazione e/o del rinnovo delle relative gare per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale. Per quanto riguarda il periodo di ammortamento:

(i) le liste clienti sono ammortizzate in quote costanti, in funzione della stima dei benefici che si manifesteranno negli esercizi futuri e determinati in sede di Purchase Price Allocation. In particolare, la vita utile associata alle liste clienti è stata determinata dagli Amministratori pari a dieci anni, in ragione del basso tasso di turnover della clientela, rappresentata soprattutto da utenti civili;
(ii) le concessioni per il servizio di distribuzione del gas naturale sono ammortizzate in quote costanti sulla base della durata del periodo concessorio o lungo la vita utile stimata. In particolare, il periodo di ammortamento delle concessioni acquisite dal Gruppo Ascopiave è pari a dodici anni in accordo con il quadro normativo di riferimento.

Dopo la rilevazione iniziale, le attività immateriali, aventi vita utile definita, sono iscritte al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di valore, determinate con le stesse modalità successivamente indicate per le attività materiali. La vita utile viene riesaminata con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti, se necessari, sono apportati con applicazione prospettica.

I beni assunti in leasing finanziario sono iscritti al fair value, al netto dei contributi di spettanza del conduttore o, se inferiore, al valore attuale dei pagamenti minimi dovuti per il leasing, inclusa l'eventuale somma da pagare per l'esercizio dell'opzione di acquisto, tra le attività immateriali in contropartita al debito finanziario verso il locatore.

Gli utili o le perdite derivanti dall'alienazione di una attività immateriale sono determinati come differenza tra il valore di dismissione ed il valore di carico del bene e sono rilevati a conto economico al momento dell'alienazione.

Durata e valore residuo dei beni in regime di concessione: l'attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione, tramite affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali. Relativamente alla durata

delle concessioni, il Decreto Legislativo n. 164/00 (Decreto Letta) ha stabilito che tutti gli affidamenti dovranno essere posti in gara entro la scadenza del cosiddetto "periodo transitorio" (per il Gruppo Ascopiave al massimo entro il 31 dicembre 2012) e che la nuova durata delle concessioni non potrà superare i dodici anni. Alla scadenza delle concessioni, al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, ad esclusione dei beni gratuitamente devolvibili, è riconosciuto un indennizzo definito in base ai criteri della stima industriale.

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In relazione alle stime effettuate dagli amministratori in sede di determinazione del criterio di ammortamento, il valore netto contabile dei beni alla scadenza della concessione, non dovrebbe risultare superiore al predetto valore industriale.

Immobilizzazioni materiali: le attività materiali sono rilevate al costo d'acquisto comprensivo dei costi accessori direttamente imputabili e necessari alla messa in funzione del bene per l'uso per cui è stato acquistato.

I terreni, sia liberi da costruzioni sia annessi a fabbricati civili e industriali, sono stati contabilizzati separatamente e non vengono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

Le spese di manutenzione e riparazione, che non siano suscettibili di valorizzare e/o prolungare la vita residua dei beni, sono spesate nell'esercizio in cui sono sostenute, in caso contrario vengono capitalizzate.

Le attività materiali sono esposte al netto dei relativi ammortamenti accumulati e di eventuali perdite di valore determinate secondo le modalità descritte nel seguito. L'ammortamento è calcolato in quote costanti in base alla vita utile stimata del bene per l'impresa, che è riesaminata con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti, se necessari, sono apportati con applicazione prospettica.

Le principali aliquote economico-tecniche utilizzate sono le seguenti:

Fabbricati	2%
Attrezzatura	8,5%-8,3%
Mobili e arredi	8,80%
Macchine elettroniche	16,20%
Hardware e software di base	20%
Autoveicoli, Autovetture e simili	20%

Il valore contabile delle immobilizzazioni materiali è sottoposto a verifica, per rilevarne eventuali perdite di valore, qualora eventi o cambiamenti di situazione indichino che il valore di carico non possa essere recuperato. Se esiste un'indicazione di questo tipo e, nel caso in cui il valore di carico ecceda il valore presumibilmente recuperabile, le attività sono svalutate fino a riflettere il loro valore di realizzo. Il valore recuperabile delle immobilizzazioni materiali è rappresentato dal maggiore tra il prezzo netto di vendita e il valore d'uso.

Le perdite di valore sono contabilizzate nel conto economico fra i costi per ammortamenti e svalutazioni. Tali perdite di valore sono ripristinate nel caso in cui vengano meno i motivi che le hanno generate.

Al momento della vendita o quando non sussistono benefici economici futuri attesi dall'uso di un bene, esso viene eliminato dal bilancio e l'eventuale perdita o utile (calcolata come differenza tra il valore di cessione ed il valore di carico) viene rilevata a conto economico nell'anno della suddetta eliminazione.

Partecipazioni:

Le partecipazioni iscritte in questa voce si riferiscono ad investimenti aventi natura durevole, il Gruppo classifica le partecipazioni nelle seguenti categorie:

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partecipazioni valutate al patrimonio netto;
altre partecipazioni

Partecipazioni valutate al patrimonio netto: tali partecipazioni si distinguono a loro volta in due categorie:

(i) partecipazioni in imprese a controllo congiunto: le partecipazioni in imprese a controllo congiunto, nelle quali cioè il Gruppo esercita un controllo sull'entità unitamente ad altri soci, sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Il conto economico riflette la quota di pertinenza del Gruppo del risultato d'esercizio della società a controllo congiunto. Secondo il metodo del patrimonio netto le partecipazioni sono rilevate nella situazione patrimoniale-finanziaria al costo, rettificato per le variazioni successive all'acquisizione nelle attività nette, al netto di eventuali perdite di valore delle singole partecipazioni. L'eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla percentuale spettante al Gruppo del valore corrente delle attività, passività e passività potenziali identificabili della società alla data di acquisizione è riconosciuto come avviamento. L'avviamento è incluso nel valore di carico dell'investimento ed è assoggettato a test di impairment.

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(ii) partecipazione in imprese collegate: le partecipazioni in imprese collegate, nelle quali cioè il Gruppo ha un'influenza notevole, sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Il conto economico riflette la quota di pertinenza del Gruppo del risultato d'esercizio della società collegata. Nel caso in cui una società collegata rilevi rettifiche con diretta imputazione al patrimonio netto, il Gruppo rileva la sua quota di pertinenza e ne dà rappresentazione, ove applicabile, nel prospetto delle variazioni nel patrimonio netto.

Nel caso l'eventuale quota di pertinenza del Gruppo delle perdite della partecipata ecceda il valore contabile della partecipazione, e nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere ad obbligazioni legali o implicite della partecipata, o, comunque a coprirne le perdite, si procede ad azzerare il valore della partecipazione e la quota delle ulteriori perdite è rilevata come fondo nel passivo. Qualora, successivamente, la perdita venga meno o si riduca, è rilevato a conto economico un ripristino di valore, nei limiti del costo.

Altre partecipazioni: le partecipazioni in società diverse da quelle controllate, collegate e joint venture (generalmente con una quota di partecipazione inferiore al 20%) sono classificate tra le attività finanziarie non correnti e sono valutate al fair value, se determinabile, qualora non sia determinabile il relativo valore equo alla data di chiusura del bilancio essendo le relative azioni non quotate, sono valutate secondo il criterio del costo di acquisto o di sottoscrizione, dal quale vengono dedotti eventuali rimborsi di capitale, e che viene eventualmente rettificato per perdite di valore determinate con le stesse modalità precedentemente indicate per le attività materiali.

Altre Attività non correnti: sono iscritte al valore nominale eventualmente rettificato per perdite di valore, corrispondente al costo ammortizzato.

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Attività Finanziarie

Il Gruppo classifica le attività finanziarie nelle seguenti categorie:

attività al fair value con contropartita il Conto Economico;
crediti e finanziamenti;
attività finanziarie detenute fino a scadenza;
attività finanziarie disponibili per la vendita.

Attività finanziarie al fair value con contropartita al conto economico: tale categoria include le attività finanziarie acquisite a scopo di negoziazione a breve termine, oltre agli strumenti derivati, per i quali si rimanda allo specifico paragrafo successivo. Il fair value di tali strumenti viene determinato facendo riferimento al valore di mercato alla data di chiusura del periodo oggetto di rilevazione. Le variazioni di fair value degli strumenti appartenenti a tale categoria vengono immediatamente rilevate a conto economico. La classificazione tra corrente e non corrente riflette le attese degli amministratori circa la loro negoziazione.

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Crediti e finanziamenti: in tale categoria sono inclusi i crediti non rappresentati da strumenti derivati e non quotate in un mercato attivo, dalle quali sono attesi pagamenti fissi o determinabili. Tali attività sono inizialmente rilevate al fair value e, successivamente, valutate al costo ammortizzato sulla base del metodo del tasso di interesse effettivo. Qualora vi sia un'obiettiva evidenza di indicatori di perdite di valore, il valore delle attività viene ridotto in misura tale da risultare pari al valore scontato dei flussi ottenibili in futuro: le perdite di valore determinate attraverso impairment test sono rilevate a conto economico. Qualora nei periodi successivi vengano meno le motivazioni delle precedenti svalutazioni, il valore delle attività viene ripristinato fino a concorrenza del valore che sarebbe derivato dall'applicazione del costo ammortizzato qualora non fosse stato effettuato l'impairment. Tali attività sono classificate come attività correnti, salvo che per le quote con scadenza superiore ai 12 mesi, che vengono incluse tra le attività non correnti.

Attività finanziarie detenute fino a scadenza: sono inclusi in tale categoria gli strumenti finanziari, diversi dagli strumenti derivati, aventi scadenza prefissata e per le quali il Gruppo ha l'intenzione e la capacità di mantenerle in portafoglio sino alla scadenza stessa. Sono classificate tra le attività correnti quelle la cui scadenza contrattuale è prevista entro i 12 mesi successivi. Qualora vi sia un'obiettiva evidenza di indicatori di perdite di valore, il valore delle attività viene ridotto in misura tale da risultare pari al valore scontato dei flussi ottenibili in futuro: le perdite di valore determinate attraverso impairment test sono rilevate a conto economico. Qualora nei periodi successivi vengano meno le motivazioni delle precedenti svalutazioni, il valore delle attività viene ripristinato fino a concorrenza del valore che sarebbe derivato dall'applicazione del costo ammortizzato se non fosse stato effettuato l'impairment.

Attività finanziarie disponibili per la vendita: in tale categoria sono incluse le attività finanziarie, non rappresentate da strumenti derivati, designate appositamente come rientranti in tale voce o non classificate in nessuna delle precedenti voci. Tali attività sono valutate al fair value, quest'ultimo determinato facendo riferimento ai prezzi di mercato alla data di bilancio, o delle situazioni infrannuali, o attraverso tecniche e modelli di valutazione finanziaria, rilevandone le variazioni di valore con contropartita in una specifica riserva di patrimonio netto. La classificazione, quale attività corrente o non corrente, dipende dalle intenzioni del management e dalla reale negoziabilità del titolo stesso: sono rilevate tra le attività correnti quelle il cui realizzo è atteso nei successivi 12 mesi.

di realizzo è determinato sulla base del prezzo stimato di vendita in normali condizioni di mercato, al netto dei costi diretti di vendita.

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Le rimanenze obsolete e/o di lento rigiro sono svalutate in relazione alla loro presunta possibilità di utilizzo o di realizzo futuro. La svalutazione viene eliminata negli esercizi successivi se vengono meno i motivi della stessa.

Rimanenze di gas naturale in stoccaggio

Le rimanenze di gas naturale stoccato, sono iscritte al minore tra il costo di acquisto comprensivo degli oneri accessori determinato applicando il criterio del costo medio ponderato, ed il valore di mercato a pronti evidenziatosi alla data di chiusura dell'esercizio.

Crediti commerciali e altre attività correnti: i crediti commerciali e le altre attività correnti, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati e sono valutati al costo ammortizzato al netto delle relative perdite di valore. Sono adeguati al loro presumibile valore di realizzo mediante l'iscrizione di un apposito fondo rettificativo, che viene costituito quando vi è una oggettiva evidenza che il Gruppo non sarà in grado di incassare il credito per il valore originario. Gli accantonamenti a fondo svalutazione crediti sono contabilizzati a conto economico. Inoltre, il Gruppo cede alcuni dei propri crediti commerciali attraverso operazioni di cessioni di credito ("factoring"). Le operazioni di factoring sono pro-solvendo.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti: comprendono i valori di cassa, i depositi incassabili a vista, gli altri investimenti finanziari a breve termine. Sono iscritti al valore nominale.

Azioni proprie: le azioni proprie riacquistate sono portate in diminuzione del patrimonio. Il costo originario delle azioni proprie, i ricavi derivanti dalle cessioni e le altre eventuali variazioni successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto.

Benefici per i dipendenti: i benefici garantiti ai dipendenti erogati in coincidenza o successivamente alla cessazione del rapporto di lavoro attraverso programmi a benefici definiti (trattamento di fine rapporto) o altri benefici a lungo termine (indennità di quiescenza) sono riconosciuti nel periodo di maturazione del diritto. La passività relativa ai programmi a benefici definiti, al netto delle eventuali attività al servizio del piano, è determinata sulla base di ipotesi attuariali ed è rilevata per competenza coerentemente al periodo lavorativo necessario all'ottenimento dei benefici. Nei programmi con benefici definiti rientra anche il trattamento di fine rapporto (TFR) dovuto ai dipendenti delle società del Gruppo ai sensi dell'articolo 2120 del Codice Civile maturato antecedentemente la riforma di tale istituto intervenuta nel 2007 (Legge Finanziaria del 27 dicembre 2006 n. 296), a seguito della quale per le società con più di 50 dipendenti per le quote maturate a far data dal 1° gennaio 2007, il Tfr si configura come piano a contributi definiti.

Le obbligazioni del Gruppo sono determinate separatamente per ciascun piano, stimando il valore attuale dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato nell'esercizio corrente e in quelli precedenti. Questo calcolo è effettuato utilizzando il metodo della proiezione unitaria del credito, Le componenti dei benefici definiti sono rilevati come segue:

(i) le componenti di rimisurazione delle passività, che comprendono gli utili e le perdite attuariali, sono rilevati immediatamente in Altri utili (perdite) complessivi;

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(ii) i costi relativi alle prestazioni di servizio sono rilevati a conto economico;

(iii) gli oneri finanziari netti sulla passività a benefici definiti sono rilevati a conto economico.

Le componenti di rimisurazione riconosciute in Altri utili (perdite) complessivi non sono mai riclassificati a conto economico nei periodi successivi.

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Per il TFR maturato successivamente al 1° gennaio 2007 l'obbligazione dell'impresa è limitata al versamento dei contributi allo Stato (cd. Fondo Inps) ovvero a un patrimonio o ad un'entità giuridicamente distinta (cd. Fondo) ed è determinato sulla base dei contributi dovuti.

Il gruppo ha, inoltre, sottoscritto piani retributivi basati in parte su azioni Ascopiave S.p.A. liquidati attraverso la consegna di azioni (piani di stock option piani di incentivazione a lungo termine) rilevate come passività e valutate al fair value alla fine di ogni periodo contabile e fino al momento della liquidazione(approvazione bilancio dell'esercizio 2017). Ogni variazione successiva del fair value è riconosciuta a conto economico.

La restante parte del piano è invece regolata sotto forma di opzioni regolabili solo per contanti. Il costo delle operazioni regolate per contanti è valutato inizialmente al valore equo alla data di assegnazione. In particolare, i piani adottati dal Gruppo prevedono l'attribuzione di diritti che comportano il riconoscimento a favore dei beneficiari di una corresponsione di carattere straordinario legata al raggiungimento di obiettivi prefissati, e la cui regolazione finanziaria è basata, tra gli indicatori, sull'andamento del titolo azionario. Tale valore equo è spesato nel periodo fino alla maturazione con rilevazione di una passività corrispondente. La passività viene ricalcolata a ciascuna data di chiusura di bilancio fino alla data di regolamento compresa, con tutte le variazioni del valore equo riportate a conto economico.

Nel corso dell'esercizio 2016 sono maturati parte dei piani retributivi riferiti al triennio 2015 - 2017, che hanno comportato lo stanziamento di riserve per le quote da liquidarsi in azioni. Tenuto conto delle regole previste dal piano non vi sono state ulteriori assegnazioni nel periodo in quando i benefici matureranno alla conclusione del periodo. Tali piani retributivi sono contabilizzati in linea con quanto richiesto dall'IFRS 2.

Per maggiori dettagli sui compensi corrisposti nel corso dell'esercizio 2016, si rinvia alla "Sezione II" della Relazione sulla remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123 - ter del Decreto Legislativo n. 58/1998 (TUF).

Fondi per rischi e oneri: i fondi per rischi e oneri riguardano costi e oneri di natura determinata e di esistenza certa o probabile che alla data di chiusura dell'esercizio di riferimento sono indeterminati nell'ammontare o nella data di sopravvenienza.

Gli accantonamenti sono rilevati quando:

(i) è probabile l'esistenza di un'obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato;
(ii) è probabile che l'adempimento dell'obbligazione sia oneroso;
(iii) l'ammontare dell'obbligazione può essere stimato attendibilmente.

Per contro, qualora non sia possibile effettuare una stima attendibile dell'obbligazione oppure si ritenga che l'esborso di risorse finanziarie sia meramente possibile e non probabile, la relativa passività potenziale non è appostata in bilancio, ma ne viene data adeguata informativa nelle note di commento.

Gli accantonamenti sono iscritti al valore rappresentativo della migliore stima dell'ammontare che l'impresa pagherebbe per estinguere l'obbligazione ovvero per trasferirla a terzi alla data di chiusura del periodo. Se l'effetto di attualizzazione è significativo, gli accantonamenti sono determinati attualizzando i flussi finanziari futuri attesi ad un tasso di sconto ante imposte che riflette la valutazione corrente del mercato in relazione al tempo. Quando viene effettuata l'attualizzazione, l'incremento dell'accantonamento dovuto al trascorrere del tempo è rilevato come onere finanziario.

Passività finanziarie: le passività finanziarie includono i finanziamenti a medio lungo termine iscritti inizialmente al valore equo, al netto dei costi di transazione eventualmente sostenuti e, successivamente, valutati al costo ammortizzato, calcolato tramite l'applicazione del tasso d'interesse effettivo, al netto dei rimborsi in linea capitale già effettuati. Qualora venga violata una condizione di un contratto di finanziamento a lungo termine alla data o prima della data di riferimento del bilancio con l'effetto che la passività diventa un debito esigibile a richiesta, la passività viene classificata come corrente, anche se il finanziatore ha concordato, dopo la data di riferimento del bilancio e prima dell'autorizzazione alla pubblicazione del bilancio stesso, di non richiedere il pagamento come conseguenza della violazione. La passività viene classificata come corrente perché, alla data di riferimento del bilancio, l'entità non gode di un diritto incondizionato a differire il suo regolamento per almeno dodici mesi da quella data.

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Altre passività finanziarie correnti sono valutate al costo ammortizzato e sono eliminate quando sono estinte, ovvero quanto l'obbligazione specifica nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta.

Debiti commerciali e altre passività: i debiti commerciali, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, si riferiscono a passività finanziarie derivanti da rapporti commerciali di fornitura e sono rilevati al costo ammortizzato. I debiti in valuta diversa dalla moneta di conto sono iscritti al tasso di cambio del giorno dell'operazione e, successivamente, convertiti al cambio in essere alla data di bilancio. L'utile o la perdita derivante dalla conversione viene imputato a conto economico.

Altre passività correnti: Si riferiscono a rapporti di varia natura e sono iscritte al valore nominale, corrispondente al costo ammortizzato.

Strumenti finanziari derivati: Il Gruppo detiene strumenti derivati allo scopo di coprire la propria esposizione al rischio di variazione dei prezzi del gas metano e dell'energia elettrica. In relazione a tale attività il Gruppo deve gestire i rischi legati al disallineamento tra le formule di indicizzazione relative all'acquisto di gas ed energia elettrica e le formule di indicizzazione legate alla vendita delle medesime commodity. Gli strumenti utilizzati per la gestione del rischio legato alla volatilità del prezzo delle merci, si sostanziano in contratti di commodity-swap, finalizzati a prefissare gli effetti sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato di cui sopra. Le operazioni che, nel rispetto delle politiche di gestione del rischio, soddisfano i requisiti previsti dai principi contabili internazionali per il trattamento in hedge accounting sono designate "di copertura" (contabilizzate nei termini di seguito indicati), mentre quelle che, pur essendo poste in essere con l'intento gestionale di copertura, non soddisfano i requisiti richiesti dai principi contabili internazionali sono classificate "di trading". In questo caso, le variazioni di fair value degli strumenti derivati sono rilevate a conto economico nel periodo in cui si determinano. Il fair value è determinato in base al valore di mercato di riferimento.

I derivati incorporati in attività/passività finanziarie sono scorporati e valutati autonomamente al fair value, tranne i casi in cui, come previsto dallo Ias 39, il prezzo d'esercizio del derivato alla data di accensione approssima il valore determinato sulla base del costo ammortizzato dell'attività/passività di riferimento. In tal caso la valutazione del derivato incorporato è assorbita in quella dell'attività/passività finanziaria.

La valutazione al fair value di tali contratti viene effettuata utilizzando modelli di pricing e sulla base dei dati di mercato osservabili al 30 dicembre 2016, in particolare per l'esercizio 2016 sono stati utilizzati i seguenti dati:

· curva di tasso EUR 6 mesi utilizzata per il discounting dei flussi di cassi attesi degli strumenti oggetto di valutazione (Fonte: Thomson Reuters);

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· prezzi a consuntivo, rilevati sul mercato OTC, della commodity 'TTF Natual Gas' (Fonte: Report ICIS Heren);
· prezzi a termine, rilevati sul mercato OTC, della commodity 'TTF Natual Gas' (Fonte: Report Argus Media Ltd).

Gerarchia del fair value

Le attività e le passività finanziarie valutate al fair value sono classificate in una gerarchia di tre livelli sulla base delle modalità di determinazione del fair value stesso, ovvero in base alla rilevanza delle informazioni (input) utilizzate nella determinazione del valore:

(i) livello 1, strumenti finanziari il cui fair value è determinato sulla base di un prezzo quotato in un mercato attivo;
(ii) livello 2, strumenti finanziari il cui fair value è determinato mediante tecniche di valutazione che utilizzano parametri osservabili direttamente o indirettamente sul mercato. Sono classificati in questa categoria gli strumenti valutati sulla base di curve forward di mercato e i contratti differenziali a breve termine;
(iii) livello 3, strumenti finanziari il cui fair value è determinato con tecniche di valutazione che prendono a riferimento parametri non osservabili sul mercato, ovvero facendo esclusivamente ricorso a stime interne.

Il Gruppo al 31 dicembre 2016 possiede esclusivamente una tipologia di strumenti finanziari su commodity riconducibile alla gerarchia di livello 3.

Ricavi e costi: i ricavi ed i costi sono esposti secondo il principio della competenza economica.

I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati nella misura in cui è possibile determinarne attendibilmente il valore (fair value) ed è probabile che i relativi benefici economici saranno fruiti, con il trasferimento dei rischi e dei vantaggi rilevanti tipici della proprietà o al compimento della prestazione. Secondo la tipologia di operazione, i ricavi sono rilevati sulla base dei criteri specifici di seguito riportati:

(i) i ricavi per trasporto di gas naturale sono rilevati al momento dell'erogazione della fornitura o del servizio, ancorché non fatturati, e sono determinati integrando con opportune stime quelli rilevati durante l'esercizio in base alle c.d. tariffe di riferimento al fine di determinare il Vincolo dei Ricavi Totale come previsto dai provvedimenti dell'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico;
(ii) i ricavi per vendita di gas sono riconosciuti al momento dell'erogazione e dipendono anche dalla tipologia del cliente. In particolare la normativa di settore prevede che, in relazione ai clienti che non si sono avvalsi della facoltà di negoziare direttamente le condizioni di fornitura con la società di vendita del gas, principalmente costituiti dalle utenze civili, le tariffe di vendita del gas naturale vengano disciplinate e aggiornate trimestralmente sulla base delle delibere dell'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico ("AEEGSI").
(iii) i contributi ricevuti dagli utenti a fronte di lavori di lottizzazione qualora non siano a fronte di costi sostenuti per estensione della rete, vengono rilevati a conto economico;
(iv) i ricavi per prestazioni di servizi sono rilevati con riferimento allo stadio di completamento delle attività sulla base dei medesimi criteri previsti per i lavori in corso su ordinazione. Nel caso in cui non sia possibile determinare attendibilmente il valore dei ricavi, questi ultimi sono rilevati fino a concorrenza dei costi sostenuti che si ritiene saranno recuperati;
(v) i ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse;

In merito alla quantificazione dei consumi si segnala a decorrere dal 1° gennaio 2013 l'AEEGSI ha modificato, con delibera 229/2012/R/GAS del 31 maggio 2012, il Codice di Rete individuando Snam Rete Gas S.p.A. quale soggetto incaricato dell'attività di allocazione del gas naturale alle società di vendita. La delibera ha altresì modificato le tempistiche per la pubblicazione delle allocazioni provvisorie e definitive, le quali, sino all'esercizio precedente, erano svolte dai distributori locali nell'arco temporale di tre mensilità successive a quelle dei consumi, al termine delle quali, l'allocazione risultava definitiva.

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A partire dal 1° gennaio 2013 le modalità di allocazione prevedono la pubblicazione di una prima allocazione nel corso del mese successivo a quello dei consumi che sarà oggetto di una prima sessione di aggiustamento entro il mese di maggio dell'esercizio successivo e oggetto di ulteriori affinamenti nell'ambito delle sessioni di aggiustamento pluriennali che saranno eseguite negli esercizi a seguire sino al limite del quinquennio.

Le sessioni di aggiustamento modificano le prime allocazioni effettuate considerando le maggiori informazioni recepite dai distributori locali e trasmesse a Snam Rete Gas S.p.A..

Le modifiche regolamentari sopradescritte, pertanto, inducono uno scenario nel quale è possibile che le quantità allocate in una prima fase vengano aggiustate in una fase successiva rispetto ai termini di approvazione del progetto di bilancio. Ai fini della valorizzazione dei ricavi conseguiti per la somministrazione del gas naturale a clienti finali, considerata la modifica regolamentare e gli aggiustamenti che si producono nel corso dell'esercizio successivo, il Gruppo ha ritenuto ragionevole, ai fini della determinazione dei ricavi di competenza, provvedere al bilanciamento dei metri cubi venduti (a meno dei metri cubi consumati dai clienti oggetto di lettura mensile) con i metri cubi allocati dal responsabile del

bilanciamento.

Le quantità fisiche allocate nel corso delle sessioni di aggiustamento sono oggetto di valorizzazione nel corso dell'esercizio successivo a seguito della pubblicazione dei dati resi disponibili da Snam Rete Gas S.p.A..

Si segnala altresì che con la delibera 250/2014/R/GAS del 29 maggio 2014 l'AEEGSI ha approvato la richiesta avanzata da Snam Rete Gas S.p.A. di effettuare la sessione di aggiustamento annuale dell'esercizio 2013 entro il mese di maggio 2015 nell'ambito della prima sessione di aggiustamento pluriennale che interesserà gli esercizi 2013 e 2014.

A seguito della stessa l'AEEGSI, con delibera 276/2015/R/GAS del 9 giugno 2015, ha sospeso il pagamento delle fatture emesse in esito alla sessione prima sessione di aggiustamento pluriennale nonché il conteggio delle medesime nell'ambito delle attività di monitoraggio dell'esposizione potenziale del sistema nei confronti dell'utente, per il tempo necessario all'effettuazione delle verifiche del caso e, comunque, con tempistiche atte a garantire la corretta esecuzione della prossima sessione di aggiustamento. La recente delibera ha conseguentemente disegnato uno scenario che espone il Gruppo ad incamerare gli effetti economici negativi e positivi derivanti dalla probabile modificazione dei volumi allocati nonché dei differenziali volumetrici che naturalmente si formano nei diversi punti della rete in cui il gas naturale è oggetto di misurazione. In merito si segnala che gli effetti economici che il Gruppo ha registrato a causa della mancata esecuzione della sessione di aggiustamento interessano pertanto gli esercizi 2013 e 2014 nonché gli effetti maturati del corso dell'esercizio 2015. Al fine di rappresentare coerentemente i risultati conseguiti dal Gruppo, mantenendo un approccio conservativo e salvaguardando la correlazione dei costi sostenuti e dei ricavi conseguiti, gli amministratori hanno ritenuto opportuno bilanciare i metri cubi venduti nel corso dell'esercizio di riferimento ai metri cubi allocati dal responsabile del bilanciamento ma di conteggiare gli effetti economici dei differenziali di misurazione degli esercizi precedenti. Il coefficiente utilizzato per lo scorporo dei ricavi derivanti dal differenziale di misurazione è rappresentato dal rapporto tra metri cubi immessi nella rete del preminente distributore ed i metri cubi letti al punto di riconsegna dal distributore stesso. Tale percentuale è stata considerata una modalità di stima maggiormente

rappresentativa del fenomeno in ragione della significativa quantità di letture effettuate nel corso degli esercizi oggetto di analisi; che vedono misurazioni reali della quasi totalità dei punti di riconsegna forniti.

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Scorporato l'effetto derivante dal fattore di misurazione si è ritenuto che, il residuo differenziale emergente tra volumi allocati dal responsabile del bilanciamento e volumi venduti al cliente finale (fatturati in base a misurazioni reali), verrà inciso da futuri probabili conguagli. Gli stessi perverranno quando sarà effettuata la prima sessione di aggiustamento corretta valida.

Si segnala che non vi sono evidenze regolamentari o pattizie che permettano di stabilire quando saranno resi pubblici i risultati della prima sessione di aggiustamento valida.

Alla data di chiusura dell'esercizio 2016, così come degli esercizi 2014 e 2015, le quantità di gas naturale valorizzato in acquisto e in vendita potrebbero essere inferiori alle quantità di gas effettivamente venduto.

Contributi pubblici: i contributi pubblici sono rilevati quanto sussiste la ragionevole certezza che essi saranno ricevuti e tutte le condizioni ad essi riferite risultano soddisfatte. Quando i contributi pubblici sono correlati a componenti di costo, sono rilevati come ricavi, ma sono ripartiti sistematicamente sugli esercizi in modo da essere commisurati ai costi che intendono compensare. Nel caso in cui il contributo è correlato ad un'attività, l'attività ed il contributo sono rilevati per i loro valori nominali ed il rilascio a conto economico avviene progressivamente lungo la vita utile attesa dell'attività di riferimento in quote costanti.

Contributi privati: si segnala che i contributi privati ricevuti fino al 31 dicembre 2013 per la realizzazione delle derivazioni d'utenza sono stati iscritti integralmente a conto economico nel momento in cui risultavano sostenuti i costi per la realizzazione dello stesso e l'opera messa in funzione. I contributi ricevuti per la realizzazione di queste opere che non risultavano correlati ai costi sostenuti per la realizzazione della stessa erano sospesi nel passivo e imputati a conto economico nel momento in cui le condizioni risultavano realizzate. I contributi privati ricevuti per la realizzazione delle derivazioni d'utenza sono rilevati a partire dal 1° gennaio 2014 nelle passività all'atto della corresponsione e imputati a conto economico, a partire dalla data di costruzione dell'allacciamento, coerentemente con la rilevazione dei costi cui afferiscono le opere e della vita utile delle stesse.

Proventi e oneri finanziari: i proventi e gli oneri sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturati sul valore netto delle relative attività e passività finanziarie, utilizzando il tasso di interesse effettivo.

Imposte sul reddito: le imposte correnti sono calcolate sulla base della stima del reddito imponibile e iscritte per l'importo che ci si attende di recuperare o corrispondere alle autorità fiscali. Le aliquote e la normativa fiscale utilizzate per calcolare l'importo sono quelle emanate o sostanzialmente emanate alla data di chiusura di bilancio. Le imposte correnti relative ad elementi rilevati direttamente a patrimonio sono rilevate direttamente a patrimonio netto e nelle altre componenti di conto economico complessivo.

Per quanto riguarda l'imposta sul reddito delle società (IRES) Ascopiave S.p.A. e la quasi totalità delle sue controllate hanno esercitato l'opzione per il regime del consolidato fiscale nazionale ai sensi degli artt. 117/129 del Testo Unico delle Imposte sul Reddito (T.U.I.R.) rispettivamente Ascopiave S.p.A., Ascotrade S.p.A., Pasubio Servizi S.r.l. e AP Reti Gas S.p.A per il triennio 2016 – 2018 ed Edigas Distribuzione Gas S.p.A., AP Reti Gas Rovigo S.r.l., Blue Meta S.p.A. e Veritas Energia S.r.l. per il triennio 2015 – 2017. Tale opzione consente di determinare l'IRES su una base

imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato. Asco Holding S.p.A. funge da società consolidante e determina un'unica base imponibile per il gruppo di società aderenti al consolidato fiscale nazionale.

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Ciascuna delle società aderenti trasferiscono alla società consolidante il reddito fiscale (reddito imponibile o perdita fiscale) rilevando a conto economico tra la voce imposte una voce "oneri di adesione al consolidato fiscale" o "proventi di adesione al consolidato fiscale" per un importo pari all'IRES corrente di competenza dell'esercizio (o alla perdita trasferita) che verrà versata o utilizzata dalla controllante Asco Holding S.p.A..

Le imposte differite attive sono rilevate a fronte di tutte le differenze temporanee deducibili e per le attività e passività fiscali portate a nuovo, nella misura in cui sia probabile l'esistenza di adeguati utili fiscali futuri che possano rendere applicabile l'utilizzo delle differenze temporanee deducibili e delle attività e passività fiscali portate a nuovo, eccetto il caso in cui:

(i) l'imposta differita attività collegata alle differenze temporanee deducibili derivi dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sull'utile dell'esercizio calcolato ai fini di bilancio né sull'utile o sulla perdita calcolati ai fini fiscali;
(ii) con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano adeguati utili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere utilizzate.

Utile per azione: l'utile per azione è calcolato dividendo l'utile netto dell'esercizio attribuibile agli azionisti della Società per il numero medio ponderato delle azioni al netto delle azioni proprie. Ai fini del calcolo dell'utile base per azione si precisa che al numeratore è stato utilizzato il risultato economico dell'esercizio dedotto della quota attribuibile a terzi. Si segnala che non esistono dividendi privilegiati, conversione di azioni privilegiate e altri effetti simili che debbano rettificare il risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di capitale. L'utile diluito per azione risulta pari a quello per azione in quanto non esistono azioni ordinarie che potrebbero avere effetto diluitivo e non esistono azioni o warrant che potrebbero avere il medesimo effetto.

Utilizzo di stime

La redazione del bilancio richiede da parte degli amministratori l'effettuazione di stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e assunzioni considerate di volta in volta ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L'utilizzo di queste stime ha effetto sui valori delle attività e delle passività del bilancio consolidato, nonché, sull'ammontare dei ricavi e dei costi e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali nell'esercizio di riferimento. Se nel futuro tali stime e assunzioni, che sono basate sulla miglior valutazione da parte della direzione, dovessero differire dalle circostanze effettive, sarebbero modificate in modo appropriato nel periodo in cui le circostanze stesse si presentano.

Le stime sono utilizzate per rilevare:

durata e valore residuo dei beni in concessione: l'attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione, tramite affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali. Relativamente alla durata delle concessioni, il Decreto Legislativo n. 164/00 (Decreto Letta) ha stabilito che tutti gli affidamenti dovranno essere posti in gara entro la scadenza del cosiddetto "periodo transitorio" (per il Gruppo Ascopiave nel periodo che varia

tra il 31 dicembre 2010 e il 31 dicembre 2012) e che la nuova durata delle concessioni non potrà superare i dodici anni. Alla scadenza delle concessioni, al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, ad esclusione dei beni gratuitamente devolvibili, è riconosciuto un indennizzo definito in base ai criteri della stima industriale. In relazione alle stime effettuate dagli amministratori in sede di determinazione del criterio di ammortamento, il valore netto contabile dei beni alla scadenza della concessione, non dovrebbe risultare superiore al predetto valore industriale. Le stime sono inoltre utilizzate per valutare gli effetti dei contenziosi sull'applicazione delle tariffe di distribuzione e/o di vendita e quelli con i Comuni per il riconoscimento del valore di riscatto dei beni oggetto di concessione restituiti a scadenza della stessa;

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riduzioni durevoli di valore di attività non finanziarie: il Gruppo verifica, ad ogni data di bilancio, se ci sono indicatori di riduzioni durevoli di valore per tutte le attività non finanziarie. In particolare l'avviamento viene sottoposto a verifica circa eventuali perdite di valore con periodicità almeno annuale ed in corso d'anno se tali indicatori esistono; detta verifica richiede una stima del valore d'uso dell'unità generatrice di flussi finanziari cui è attribuito l'avviamento, a sua volta basata sulla stima dei flussi finanziari attesi dall'unità e sulla loro attualizzazione in base a un tasso di sconto adeguato. Al 31 dicembre 2016 il valore contabile dell'avviamento ammonta ad Euro 80.758 migliaia (2015: Euro 80.758 migliaia). Maggiori dettagli sono esposti alla nota 1;
la valorizzazione dei ricavi per consumi di gas erogato per i quali non è ancora disponibile una lettura effettiva;
gli accantonamenti per rischi su crediti l'obsolescenza di magazzino, le vite utili delle immobilizzazioni immateriali e materiali ed i relativi ammortamenti, i benefici ai dipendenti ed i piani per pagamenti basati su opzioni su azioni (c.d. phantom stock option) le imposte gli accantonamenti per rischi ed oneri.

Le stime e le ipotesi sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi immediatamente a conto economico. Nell'applicare i principi contabili di gruppo, gli Amministratori hanno assunto decisioni basate sulle citate valutazioni discrezionali con un effetto significativo sui valori iscritti a bilancio. Tuttavia, l'incertezza circa tali ipotesi e stime potrebbe determinare esiti che richiederanno, in futuro, un aggiustamento significativo al valore contabile di tali attività e/o passività.

Impairment di attività

Il Gruppo effettua almeno una volta all'anno l'impairment sulle attività materiali e immateriali nel caso in cui abbiano vita indefinita o più spesso in presenza di eventi che facciano ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. In particolare l'avviamento viene sottoposto a verifica circa eventuali perdite di valore con periodicità almeno annuale ed in corso d'anno se tali indicatori esistono; detta verifica richiede una stima del valore d'uso dell'unità generatrice di flussi finanziari cui è attribuito l'avviamento, a sua volta basata sulla stima dei flussi finanziari attesi dall'unità e sulla loro attualizzazione in base a un tasso di sconto adeguato. Al 31 dicembre 2016 il valore contabile dell'avviamento ammonta ad Euro 80.758 migliaia (2015: Euro 80.758 migliaia).

Riconoscimento dei ricavi

I ricavi per la vendita di energia elettrica e gas sono riconosciuti e contabilizzati al momento della fornitura e comprendono lo stanziamento per le prestazioni effettuate, intervenute tra la data dell'ultima lettura e il termine dell'esercizio, ma non ancora fatturate. Tale stanziamento si basa su stime del consumo giornaliero del cliente, fondate sul suo profilo storico, rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possono influire sui consumi oggetto di stima.

Ammortamenti

Gli ammortamenti sono calcolati in base alla vita utile stimata del bene o alla durata residua della concessione, la vita utile è determinata dagli amministratori, con l'ausilio di esperti tecnici al momento dell'iscrizione del bene nel bilancio; le valutazioni circa la durata della vita utile si basano sull'esperienza storica, sulle condizioni di mercato e sulle aspettative di eventi futuri che potrebbero incidere sulla vita utile stessa, compresi i cambiamenti tecnologici. La società valuta periodicamente i cambiamenti tecnologici e di settore, gli oneri di smantellamento/chiusura e il valore di recupero per aggiornare la residua vita utile. Tale aggiornamento periodico potrebbe comportare una variazione nel periodo di ammortamento e quindi anche della quota di ammortamento degli esercizi futuri.

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Durata e valore residuo dei beni in concessione: l'attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione, tramite affidamento del servizio da parte degli Enti pubblici locali. Relativamente alla durata delle concessioni, il Decreto Legislativo n. 164/00 (Decreto Letta) ha stabilito che tutti gli affidamenti dovranno essere posti in gara entro la scadenza del cosiddetto "periodo transitorio" (per il Gruppo Ascopiave nel periodo che varia tra il 31 dicembre 2010 e il 31 dicembre 2012) e che la nuova durata delle concessioni non potrà superare i dodici anni. Alla scadenza delle concessioni, al gestore uscente, a fronte della cessione delle proprie reti di distribuzione, ad esclusione dei beni gratuitamente devolvibili, è riconosciuto un indennizzo definito in base ai criteri della stima industriale. In relazione alle stime effettuate dagli amministratori in sede di determinazione del criterio di ammortamento, il valore netto contabile dei beni alla scadenza della concessione, non dovrebbe risultare superiore al predetto valore industriale. Le stime sono inoltre utilizzate per valutare gli effetti dei contenziosi sull'applicazione delle tariffe di distribuzione e/o di vendita e quelli con i Comuni per il riconoscimento del valore di riscatto dei beni oggetto di concessione restituiti a scadenza della stessa.

Accantonamento per rischi

Tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei precedenti esercizi facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse.

Accantonamento per rischi su crediti

Il fondo rischi su crediti riflette le stime delle perdite connesse al portafoglio crediti della società. Sono stati effettuati accantonamenti a fronte di specifiche situazioni di insolvenza, nonché in relazione a perdite attese su crediti stimate in base all'esperienza passata con riferimento a crediti con analoga rischiosità creditizia.

Imposte differite attive

La contabilizzazione delle imposte anticipate differite attive è effettuata sulla base delle aspettative di un imponibile fiscale di Gruppo negli esercizi futuri. La valutazione degli imponibili attesi ai fini della contabilizzazione delle imposte anticipate dipende da fattori che possono variare nel tempo e determinare effetti significativi sulla recuperabilità dei crediti per imposte anticipate.

Benefici ai dipendenti

I calcoli delle spese e delle passività associate sono basati su ipotesi attuariali. Gli effetti derivanti da eventuali modifiche di tali ipotesi attuariali sono rilevati in una specifica riserva di Patrimonio netto.

NOTE DI COMMENTO ALLE VOCI DELLO STATO PATRIMONIALE CONSOLIDATO

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Attività non correnti

1. Avviamento

L'avviamento, pari ad Euro 80.758 migliaia al 31 dicembre 2016, non rileva variazioni rispetto al 31 dicembre 2015. L'importo iscritto si riferisce in parte al plusvalore risultante dal conferimento delle reti di distribuzione del gas effettuato dai comuni soci negli esercizi compresi tra il 1996 e il 1999 ed in parte al plusvalore pagato in sede di acquisizione di alcuni rami d'azienda relativi alla distribuzione e vendita di gas naturale.

L'avviamento ai sensi del Principio Contabile Internazionale 36 non è soggetto ad ammortamento, ma a verifica per riduzione di valore con cadenza almeno annuale.

Ai fini della determinazione del valore recuperabile l'avviamento viene allocato alla Cash Generating Unit costituita dall'attività di distribuzione del gas naturale (CGU distribuzione gas) e alla Cash Generating Unit costituita dall'attività di vendita del gas naturale (CGU vendita gas). La ripartizione dell'avviamento alle due CGU sopradescritte è la seguente:

(migliaia di Euro)	31.12.2015	31.12.2016
Distribuzione gas naturale	24.396	24.396
Vendita gas naturale	56.362	56.362
Totale avviamento	80.758	80.758

La verifica della perdita di valore dell'avviamento è stata condotta confrontando il valore recuperabile delle attività di distribuzione e di vendita del gas naturale con il loro valore contabile, incluso l'avviamento allocato. Poiché non sussistono criteri attendibili per valutare il valore di vendita tra parti consapevoli e disponibili delle attività di distribuzione e di vendita del gas naturale, se non i criteri proposti dalla letteratura per la valutazione dei rami d'azienda, il valore recuperabile delle attività oggetto di verifica viene determinato utilizzando il valore d'uso.

Il valore recuperabile delle unità generatrici di flussi finanziari della CGU distribuzione gas e della CGU vendita gas è stato stimato mediante la metodologia del Discounted Cash Flow (DCF) attualizzando i flussi finanziari operativi generati dalle attività ad un tasso di sconto rappresentativo del costo del capitale.

I flussi finanziari utilizzati per il calcolo del valore recuperabile recepiscono le previsioni formulate dal management nel piano economico-finanziario 2017-2019 approvato con delibera del Consiglio di Amministrazione del 21 febbraio 2017.

L'attuale normativa di settore prevede che il servizio di distribuzione del gas naturale venga affidato attraverso delle procedure di gara da svolgersi per ambiti territoriali minimi secondo dei termini temporali predefiniti.

Le procedure di gara per l'affidamento del servizio negli ambiti territoriali minimi in cui è ricompresa la grande maggioranza delle concessioni attualmente detenute dal Gruppo – se verranno rispettate le tempistiche massime per la pubblicazione dei bandi previste dalla normativa (recentemente prorogate dalla Legge n. 21/2016) – si svolgeranno prevalentemente nel biennio 2017-2018. Nonostante sia possibile che alcune gare vengano bandite e aggiudicate prima

del 31 dicembre 2019, il piano economico-finanziario, e di conseguenza anche la metodologia valutativa adottata per la determinazione del valore d'uso della CGU distribuzione gas, ipotizza che il Gruppo, nel triennio 2017-2019, mantenga la gestione dell'attuale portafoglio di concessioni comunali.

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Con riferimento all'attività di distribuzione del gas naturale, si è ipotizzato che negli anni 2017-2019 la gestione generi flussi finanziari in linea con quelli previsti nel piano economico-finanziario 2017-2019 mentre, in considerazione dell'aleatorietà che grava circa il rinnovo delle concessioni, si è ritenuto di stimare il valore terminale della CGU ipotizzando due scenari alternativi:

scenario 1: prevede che il Gruppo ottenga nel 2019 il rinnovo di tutte le concessioni e gli affidamenti in essere al 31 dicembre 2016;
scenario 2: prevede che il Gruppo nel 2019 termini l'esercizio del servizio di distribuzione del gas, realizzando il valore di rimborso degli impianti ai sensi dell'articolo 15 del D.Lgs. n 164/2000.

Nello scenario 1, il valore terminale è stato determinato come stima di una perpetuità a partire dall'ultimo anno esplicitato nelle proiezioni finanziarie e considerando le condizioni economiche di rinnovo delle concessioni.

Il fattore di crescita (g) utilizzato ai fini del calcolo del valore terminale è stato ipotizzato pari all'1,15% (1,5% al 31 dicembre 2015) in linea con le stime di inflazione elaborate per l'Italia dal Fondo Monetario Internazionale e comunque inferiore al target di inflazione della Banca Centrale Europea.

Il costo medio ponderato del capitale (WACC) della CGU distribuzione gas è stato stimato assumendo:

a) un coefficiente beta unlevered medio di settore, come indicato dall'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico nell'Allegato A della Del. 583/2015/R/com del 2 dicembre 2015;
b) un livello di leva finanziaria (rapporto tra indebitamento finanziario e mezzi propri) in linea con la struttura finanziaria di riferimento indicata dall'Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico nell'Allegato A della Del. 583/2015/R/com del 2 dicembre 2015;
c) un equity risk premium pari al 5,5% (5,5% al 31 dicembre 2015), sulla base di fonti accademiche autorevoli, della prassi professionale, del consensus di mercato e delle indicazioni fornite dall'Organismo Italiano di Valutazione (OIV);
d) un tasso risk free pari alla media a 12 mesi dei rendimenti dei titoli di stato italiani con scadenza decennale calcolata al 31 dicembre 2016;
e) un costo del debito pari al valore medio a 12 mesi dell'Interest Rate Swap a 10 anni sull'Euribor, calcolato al 31 dicembre 2016, aumentato di uno spread del 3% (3% al 31 dicembre 2015);
f) un additional risk premium per il calcolo del costo del capitale proprio (Ke) pari all'1% (1% al 31 dicembre 2015).

Sulla base di questi elementi il costo medio ponderato del capitale post-tax è pari al 4,73% (5,01% al 31 dicembre 2015). Tale tasso è stato utilizzato per l'attualizzazione dei flussi di cassa nel periodo esplicito di Piano 2017-2019.

Il costo del capitale utilizzato per la determinazione del valore della perpetuità e del coefficiente di attualizzazione del terminal value è pari al 5,36% (5,64% al 31 dicembre 2015) ed è stato calcolato sulla base dei parametri sopra indicati

e prevedendo un additional risk premium per il calcolo del costo del capitale proprio (Ke) del 2% (2% al 31 dicembre 2015)per tener conto dell'incertezza sull'eventuale rinnovo delle concessioni e delle relative condizioni di proroga.

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Considerando le ipotesi descritte, il valore recuperabile della CGU distribuzione gas risulta superiore ai valori contabili e pertanto non sussistono le condizioni per procedere alla svalutazione dell'avviamento per perdita di valore.

I risultati ottenuti sono stati sottoposti a test di sensitività, al fine di riscontrare come il risultato di tale processo valutativo potrebbe cambiare in funzione della modifica dei parametri di redditività ipotizzati nei flussi di cassa futuri del tasso di crescita considerato nella determinazione del terminal value oppure del tasso di sconto per l'attualizzazione dei flussi stessi. Tale analisi ha portato gli Amministratori a valutare che i flussi di cassa attesi siano tali da poter assorbire normali variazioni dei parametri evidenziati rispetto alle analisi di sensitività generalmente effettuate nella prassi valutativa.

Gli Amministratori hanno quindi identificato – nello scenario 1 – quale valore del tasso di sconto e quale variazione del Margine Operativo Lordo, prospettati nell'effettuazione del test di impairment, permetterebbero di ottenere un valore d'uso pari al valore contabile delle attività nette associate alla CGU distribuzione gas. Tale analisi di sensitività ha portato ad identificare il punto di pareggio della CGU con un tasso di sconto pari al 7% (6% al 31 dicembre 2015), ovvero con una contrazione media del Margine Operativo Lordo del 24,7% (7,6% al 31 dicembre 2015),.

Gli Amministratori hanno infine identificato – nello scenario 2 – quale valore del tasso di sconto e quale variazione dei valori di rimborso degli impianti, prospettati nell'effettuazione del test di impairment, permetterebbero di ottenere un valore d'uso pari al valore contabile delle attività nette associate alla CGU distribuzione gas. Tale analisi ha portato ad identificare il punto di pareggio della CGU con un tasso di sconto pari al 12,5% (10,6% al 31 dicembre 2015), ovvero con una riduzione dei valori di rimborso del 27,1% (19,1% al 31 dicembre 2015).

La stima del valore recuperabile delle cash generating unit richiede discrezionalità ed uso di stime da parte del management. Diversi fattori legati anche all'evoluzione del difficile contesto normativo potrebbero richiedere una rideterminazione di eventuali perdite di valore. Le circostanze e gli eventi che potrebbero causare un'ulteriore verifica dell'esistenza di perdite di valore sono monitorate costantemente dalla Società.

Con riferimento all'attività di vendita del gas naturale, si è ipotizzato che negli anni 2017-2019 la gestione generi flussi finanziari in linea con quelli previsti nel piano economico-finanziario 2017-2019. Il valore terminale è stato determinato come stima di una perpetuità a partire dai risultati previsti per il 2019.

Il fattore di crescita (g) utilizzato ai fini del calcolo del valore terminale è stato ipotizzato pari all'1,15% (1,5% al 31 dicembre 2015), in linea con le stime di inflazione elaborate per l'Italia dal Fondo Monetario Internazionale e comunque inferiore al target di inflazione della Banca Centrale Europea.

Il costo medio ponderato del capitale (WACC) della CGU vendita gas è stato stimato assumendo:

a) un coefficiente beta unlevered determinato sulla base di un panel di società multiservizi quotate italiane; i prezzi di borsa sono stati osservati su un orizzonte temporale di due anni con frequenza settimanale;

b) un livello di leva finanziaria (rapporto tra indebitamento finanziario e mezzi propri) in linea con la media delle strutture finanziarie delle peer companies, rappresentate dalle local utilities italiane quotate;

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c) un equity risk premium pari al 5,5% (5,5% al 31 dicembre 2015), sulla base di fonti accademiche autorevoli, della prassi professionale, del consensus di mercato e delle indicazioni fornite dall'Organismo Italiano di Valutazione (OIV);
d) un tasso risk free pari alla media a 12 mesi dei rendimenti dei titoli di stato italiani con scadenza decennale, calcolata al 31 dicembre 2016;
e) un costo del debito pari al valore medio a 12 mesi dell'Interest Rate Swap a 10 anni sull'Euribor, calcolato al 31 dicembre 2016, aumentato di uno spread del 3% (3% al 31 dicembre 2015), in linea con l'esercizio precedente;
f) un additional risk premium per il calcolo del costo del capitale proprio (Ke) pari al 2% (2% al 31 dicembre 2015), in linea con l'esercizio precedente.

Sulla base di questi elementi il costo medio ponderato del capitale post-tax è pari al 5,24% (5,83% al 31 dicembre 2015). Tale tasso è stato utilizzato per l'attualizzazione dei flussi di cassa nel periodo esplicito di Piano 2017-2019.

Il costo del capitale utilizzato per la determinazione del valore della perpetuità e del coefficiente di attualizzazione del terminal value è pari al 5,82% (6,38% al 31 dicembre 2015), ed è stato calcolato sulla base dei parametri sopra indicati e prevedendo un additional risk premium per il calcolo del costo del capitale proprio (Ke) del 3% (3% al 31 dicembre 2015), per tener conto dell'inasprimento dello scenario competitivo.

Considerando le ipotesi descritte, il valore recuperabile della CGU vendita gas risulta superiore ai valori contabili e pertanto non sussistono le condizioni per procedere alla svalutazione dell'avviamento per perdita di valore.

I risultati ottenuti sono stati sottoposti a test di sensitività, al fine di riscontrare come il risultato di tale processo valutativo potrebbe cambiare in funzione della modifica dei parametri di redditività ipotizzati nei flussi di cassa futuri, del tasso di crescita considerato nella determinazione del terminal value oppure del tasso di sconto per l'attualizzazione dei flussi stessi. Tale analisi ha portato gli Amministratori a valutare che i flussi di cassa attesi siano tali da poter assorbire normali variazioni dei parametri evidenziati rispetto alle analisi di sensitività generalmente effettuate nella prassi valutativa.

Gli Amministratori hanno quindi identificato quale valore del tasso di sconto e quale variazione del Margine Operativo Lordo, prospettati nell'effettuazione del test di impairment, permetterebbero di ottenere un valore d'uso pari al valore contabile delle attività nette associate alla CGU vendita gas. Tale analisi di sensitività ha portato ad identificare il punto di pareggio della CGU con un tasso di sconto pari al 29,0% (21,5% al 31 dicembre 2015), ovvero con una contrazione media del Margine Operativo Lordo dell'82,3% (73,7% al 31 dicembre 2015).

La stima del valore recuperabile delle cash generating unit richiede discrezionalità ed uso di stime da parte del management. Diversi fattori potrebbero richiedere una rideterminazione di eventuali perdite di valore. Le circostanze e gli eventi che potrebbero causare un'ulteriore verifica dell'esistenza di perdite di valore sono monitorate costantemente dalla Società.

Con l'operazione di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. delle attività di distribuzione gas, Ascopiave S.p.A. si è trasformata in una società holding di partecipazioni che svolge attività di direzione e coordinamento strategico del Gruppo Ascopiave. Nel rispetto del principio contabile IAS 36 si è proceduto a verificare la recuperabilità dei cosiddetti "corporate assets" di Ascopiave S.p.A., ossia le attività e le passività relative alle attività centrali di Ascopiave S.p.A. che non sono state allocate alle CGU nell'ambito del test d'impairment di primo livello. Il test è stato effettuato in un'ottica consolidata (test di secondo livello), così come previsto dal principio contabile IAS 36, ed oggetto di verifica è stato quindi il capitale investito netto consolidato di Ascopiave, al netto delle partecipazioni non consolidate. In particolare, il valore recuperabile è stato determinato come somma (i) dei recoverable amount delle CGU distribuzione gas, vendita gas e altre attività determinati nel test d'impairment di primo livello e (ii) del recoverable amount della società Ascopiave, entrambi nella configurazione di valore del Value in use.

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Con riferimento al recoverable amount della società Ascopiave, i flussi di cassa utilizzati recepiscono le previsioni formulate dal management per la società per il periodo 2017-2019. Il valore terminale è stato determinato come stima di una perpetuità a partire dai risultati previsti per il 2019.

Il fattore di crescita (g) utilizzato ai fini del calcolo del valore terminale è stato assunto pari all'1,15% (1,5% al 31 dicembre 2015), in linea con le stime di inflazione elaborate per l'Italia dal Fondo Monetario Internazionale e comunque inferiore al target di inflazione della Banca Centrale Europea.

Il costo medio ponderato del capitale (WACC) è stato stimato come media ponderata dei WACC calcolati per ciascuna CGU, dove i fattori di ponderazione sono l'incidenza percentuale del Risultato Operativo di ciascuna CGU sul totale del Risultato Operativo realizzato nel 2016.

In conclusione, il valore recuperabile così determinato risulta superiore ai valori contabili e pertanto non sussistono le condizioni per procedere alla svalutazione dell'avviamento.

2. Altre immobilizzazioni immateriali

La tabella che segue mostra l'evoluzione del costo storico e degli ammortamenti accumulati delle altre immobilizzazioni immateriali al termine di ogni esercizio considerato:

	31.12.2016			31.12.2015
	Costo	Fondo	Valore	Costo	Fondo	Valore
	storico	ammortamento	netto contabile	storico	ammortamento	netto contabile
(migliaia di Euro)
Diritti di brevetto industriale ed opere dell'ingegno	4.910	(4.524)	386	4.886	(4.321)	565
Concessioni, licenze, marchi e diritti	9.933	(4.835)	5.098	9.933	(4.096)	5.837
Altre immobillizzazioni immateriali	25.632	(17.300)	8.332	25.631	(14.838)	10.793
Immobil materiali in regime di concessione IFRIC 12	544.096	(243.789)	300.307	520.579	(230.243)	290 336
Imm.materiali in corso in regime di conc.IFRIC 12	2.783		2.783	9.128		9.128
Altre immobillizzazioni immateriali	587.353	(270.448)	316.905	570.157	(253.498)	316.659

La tabella che segue mostra la movimentazione delle immobilizzazioni immateriali nell'esercizio considerato:

Gruppo Ascopiave

	31.12.2015					31.12.2016
(migliaia di Euro)	Valore netto contabile	Variazione dell'esercizio	Decremento	Ammortamenti dell'esercizio	Decremento fondi ammortamento	Valore netto contabile
Diritti di brevetto industriale ed opere dell'ingegno	565	34	10	203		386
Concessioni, licenze, marchi e diritti	5.837	(0)		739		5.098
Altre immobillizzazioni immateriali	10 793			2462		8.332
Immobil materiali in regime di concessione IFRIC 12	290.336	25 339	1.825	14 4 4 9	(906)	300.307
Imm.materiali in corso in regime di conc.IFRIC 12	9.128	(5.700)	645			2.783
Altre immobillizzazioni immateriali	316.659	19.674	2.481	17.853	(906)	316.905

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Gli investimenti realizzati nel corso dell'esercizio 2016 risultano pari ad Euro 19.674 migliaia e sono principalmente relativi ai costi sostenuti per la realizzazione delle infrastrutture necessarie alla distribuzione del gas naturale.

Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo di opere dell'ingegno

Nel corso dell'esercizio la voce "diritti di brevetto industriali e opere dell'ingegno" ha registrato investimenti pari ad Euro 34 migliaia spiegati dall'acquisto di un software applicativo.

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili

In questa voce sono iscritti i costi riconosciuti agli enti concedenti (Comuni) e/o ai gestori uscenti a seguito dell'aggiudicazione e/o del rinnovo delle relative gare per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale, piuttosto che i costi per l'acquisizione di licenze d'uso. Nell'esercizio la voce non ha registrato incrementi e la variazione è spiegata dalle quote di ammortamento. Gli affidamenti ottenuti, a seguito dell'attuazione del Decreto Legislativo n. 164/00 (Decreto Letta), risultano ammortizzati con una vita utile pari a 12 anni ai sensi della durata della concessione prevista dal decreto stesso.

Altre immobilizzazioni immateriali

In questa voce è iscritto il valore equo delle liste clienti che derivano da acquisizioni di aziende operanti nel settore della vendita di gas naturale e energia elettrica avvenute nei precedenti esercizi. L'analisi degli switching della clientela effettuata al termine dell'esercizio non ha evidenziato percentuali di switch-out superiori alla percentuale di ammortamento prevista e pertanto la vita utile delle stesse (10 anni) non ha richiesto modifiche o svalutazioni.

Impianti e macchinari in regime di concessione

La voce accoglie i costi sostenuti per la realizzazione degli impianti e della rete di distribuzione del gas naturale, degli allacciamenti alla stessa, nonché per la posa di gruppi di riduzione e di misuratori. Al termine dell'esercizio la voce ha registrato variazioni pari ad Euro 25.339 migliaia, e sono principalmente relativi alla realizzazione degli impianti di distribuzione del gas naturale per Euro 1.365 migliaia, della rete di distribuzione per Euro 6.361 migliaia e degli allacciamenti alla stessa migliaia per Euro 4.952 migliaia nonché all'installazione di contatori per Euro 7.037 migliaia. Quest'ultimi sono principalmente correlati dalla campagna di sostituzione dei contatori cosiddetti tradizionali a favore dell'installazione di misuratori elettronici, in adempimento alla delibera ARG/gas 155/08 dell'AEEGSI e successive modifiche.

Le infrastrutture situate in Comuni nei quali non è stata posta in gara la concessione per la distribuzione del gas naturale sono ammortizzate applicando la minore tra la vita tecnica degli impianti e la vita utile indicata da AEEGSI in ambito tariffario. La vita tecnica degli impianti è stata oggetto di valutazione esterna da parte di un perito indipendente che ha determinato l'obsolescenza tecnica dei beni realizzati.

Immobilizzazioni immateriali in corso in regime di concessione

La voce accoglie i costi sostenuti per la costruzione degli impianti e della rete di distribuzione del gas naturale realizzati parzialmente in economia e non ultimati al termine dei primi nove mesi dell'esercizio. La voce ha registrato una variazione negativa pari ad Euro 5.700 migliaia. La stessa è principalmente spiegata dalla riclassifica delle immobilizzazioni iscritte al termine dell'esercizio 2015 ed i cui lavori sono stati completati nell'esercizio di riferimento. La variazione è stata parzialmente compensata dagli investimenti realizzati nel corso del 2016.

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3. Immobilizzazioni materiali

La tabella che segue mostra l'evoluzione del costo storico e degli ammortamenti accumulati delle immobilizzazioni materiali al termine di ogni esercizio considerato:

	31.12.2016			31.12.2015
	Costo	Fondo	Valore	Costo	Fondo	Valore
	storico	ammortamento	netto	storico	ammortamento	netto
(migliaia di Euro)			contabile			contabile
Terreni e fabbricati	37.169	(9.708)	27.461	36.575	(8.629)	27.945
Impianti e macchinari	2.599	(1.129)	1.470	4.576	(1.879)	2.697
Attrezzature industriali e commerciali	3.192	(2.673)	519	3.172	(2.539)	633
Altri beni	15.871	(13.195)	2.676	15.354	(12.232)	3.122
Immobilizzazioni materiali in corso ed acconti	238		238	590		590
Immobilizzazioni materiali	59.071	(26.706)	32.364	60.266	(25.278)	34.987

La tabella che segue mostra la movimentazione delle immobilizzazioni materiali nell'esercizio considerato:

	31.12.2015						31.12.2016
(migliaia di Euro)	Valore netto contabile	Variazione dell'esercizio	Decremento	Ammortamenti dell'esercizio	Riclassifiche contributi ricevuti per la realizzazione degli impianti	Decremento fondi ammortamento	Valore netto contabile
Terreni e fabbricati	27.945	713		1.081	(116)		27.461
Impianti e macchinari	2.697	153		189	(1.191)		1.470
Attrezzature industriali e commerciali	633	27		140			519
Altri beni	3.122	518		963			2.676
Immobilizzazioni materiali in corso ed acconti	590	(246)		0	(104)		238
Immobilizzazioni materiali	34.987	1.164		2.374	(1.411)		32.364

Al termine dell'esercizio di riferimento i contributi ricevuti per la realizzazione degli impianti di cogenerazione siti nel veneziano sono stati oggetto di riclassifica per complessivi Euro 1.411 migliaia andando a diminuire il valore netto contabile delle immobilizzazioni iscritte di pari importo. Gli stessi, al termine dell'esercizio precedente, risultavano iscritti nella voce altre passività correnti e non correnti e contabilizzati a conto economico in coerenza con la vita utile degli impianti.

Terreni e fabbricati

La voce comprende prevalentemente i fabbricati di proprietà relativi alla sede aziendale, agli uffici e magazzini periferici. Al termine dell'esercizio la voce ha evidenziato incrementi pari ad Euro 713 migliaia e la variazione è principalmente spiegata dai costi sostenuti per l'ammodernamento di sedi aziendali.

Impianti e macchinario

La voce impianti e macchinari passa da Euro 2.697 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 1.470 migliaia del 31 dicembre 2016. La variazione è principalmente spiegata dalla riclassifica dei contributi ricevuti per la realizzazione

degli impianti di cogenerazione. Nel corso dell'esercizio la voce ha registrano investimenti pari ad Euro 153 migliaia.

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Attrezzature industriali e commerciali

La voce "Attrezzature industriali e commerciali", ha registrato investimenti per Euro 27 migliaia. La voce accoglie i costi sostenuti per l'acquisto di strumenti necessari al servizio di manutenzione degli impianti di distribuzione, ed all'attività di misura.

Altri beni

Gli investimenti realizzati nel corso dell'esercizio risultano pari ad Euro 518 migliaia e sono principalmente spiegati dai costi sostenuti per l'acquisto di autoveicoli aziendali per Euro 310 migliaia nonché di hardware e telefonia per Euro 103 migliaia.

Immobilizzazioni materiali in corso ed acconti

La voce include essenzialmente costi sostenuti per interventi di manutenzione straordinaria delle sedi aziendali e/o magazzini periferici. Nel corso dell'esercizio la voce ha registrato una variazione negativa pari ad Euro 246 migliaia in ragione della riclassifica delle immobilizzazioni che risultavano in corso al termine dell'esercizio 2015 ed i cui lavori sono stati completati nell'esercizio di riferimento.

4. Partecipazioni

La tabella che segue mostra la movimentazione delle partecipazioni in imprese a controllo congiunto ed in altre imprese considerati al termine di ogni esercizio considerato:

	31.12.2015
	Valore netto	Incremento	Decremento	Valore netto
(migliaia di Euro) Partecipazioni in imprese a controllo congiunto	68.078	6.594	5.935	68.737
Partecipazioni in altre imprese	1	0		1
Partecipazioni	68.078	6.594	5.935	68.738

Partecipazioni in Imprese a controllo congiunto

Le Partecipazioni in imprese a controllo congiunto passano da Euro 68.078 migliaia ad Euro 68.738 migliaia con un incremento di Euro 660 migliaia. In particolare, l' incremento è principalmente spiegato dai risultati conseguiti nell'esercizio 2016 per Euro 6.594 migliaia di cui Estenergy S.p.A. Euro 4.479 migliaia, ASM Set S.r.l. Euro 876 migliaia e Unigas Distribuzione S.r.l. Euro 1.237 migliaia parzialmente compensati dai dividendi distribuiti dalle società a controllo congiunto per Euro 5.943 migliaia di cui Estenergy S.p.A. Euro 4.378 migliaia, ASM Set S.r.l. Euro 881 migliaia e Unigas Distribuzione S.r.l. Euro 684 migliaia al netto degli oneri di attualizzazione sul TFR per Euro 9 migliaia.

La valutazione delle partecipazioni in imprese a controllo congiunto con il metodo del patrimonio netto e i dati economici e patrimoniali delle stesse sono esposti al paragrafo "Dati di sintesi al 31 dicembre 2016 delle società a controllo congiunto consolidate con il metodo del patrimonio netto" delle Note Esplicative.

Partecipazioni in Imprese Collegate

Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione

Il Gruppo detiene una partecipazione pari al 30,94% nella società collegata Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione, dalla quale approvvigiona parte del fabbisogno di gas naturale. La collegata chiude il proprio esercizio sociale al 30 settembre.

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Il perimetro operativo della collegata, nel corso dell'esercizio 2015-2016, è limitato all'importazione del gas russo e alla cessione dello stesso alle società di vendita partecipate dai soci oltre che alla gestione di accordi, transazioni e liti relative alla regolazione di rapporti contrattuali, perfezionati in esercizi precedenti alla messa in liquidazione.

Nel corso del mese di agosto dell'esercizio 2013 la collegata ha finalizzato la ricontrattazione dei prezzi di acquisto del gas naturale dei contratti "Take or pay" con l'unico fornitore "Gazprom Export LLC"; l'effetto economico positivo della ricontrattazione è perdurato nel biennio termico 2013-2014 e 2014-2015.

Nel corso del mese di settembre 2015 la collegata ha siglato la seconda rinegoziazione del contratto "long term" con lo stesso fornitore; la stessa ha avuto come focus principale la rinegoziazione del prezzo di acquisto della materia prima ed, al contempo, è stato possibile pervenire ad una significativa riduzione delle quantità minime contrattuali. Gli effetti economici di suddetta rinegoziazione si estenderanno nel triennio termico 2015/2016 – 2017/2018.

Sulla base dei risultati del bilancio relativo all'esercizio 2015-2016, come approvato dall'assemblea dei soci in data 19 dicembre 2016 e dei dati operativi preconsuntivi dell'esercizio 2016-2017 rielaborati secondo principi contabili internazionali, considerando la collegata in condizioni di continuità aziendale, si quantifica in Euro 13.561 migliaia il deficit patrimoniale accumulato, di cui Euro 4.196 migliaia di competenza del Gruppo Ascopiave. In virtù del fatto che il deficit patrimoniale della collegata al 31 dicembre 2016 ammontava ad Euro 17.300 migliaia, di cui Euro 5.353 migliaia di competenza del Gruppo Ascopiave, gli Amministratori hanno rilasciato il relativo fondo per rischi ed oneri stanziato a copertura del deficit patrimoniale della collegata del differenziale maturato nel periodo e corrispondente ad Euro 1.157 migliaia con impatto positivo a conto economico (Euro 1.528 migliaia al 31 dicembre 2015).

Si riportano di seguito i dati essenziali della partecipazione nella società collegata al 31 dicembre 2016, al 30 settembre 2016 e al 31 dicembre 2015:

(Valori riferiti al pro-quota di partecipazione al lordo di scritture di consolidamento ed espressi in milioni di Euro)	Primo trimestre al	Bilancio al	Primo trimestre al
	31/12/2016	30/09/2016	31/12/2015

Attività non correnti	2,62	2,67	2,84
Attività correnti	9,01	6,72	9,32
Patrimonio netto	(4,03)	(4,35)	(5,13)
Passività non correnti	0,00	0,00	0,00
Passività correnti	14,63	12,72	16,28

Ricavi	15,36	53,32	15,89
Costi	(14,82)	(51,38)	(15,39)
Margine operativo lordo	0,54	1,94	0,50
Ammortamenti e Svalutazioni	(0,20)	(0,80)	(0,20)
Risultato operativo	0,34	1,14	0,30
risultato netto	0,32	1,08	0,30
Posizione finanziaria netta	2,45	2,09	2,60

5. Altre attività non correnti

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Depositi cauzionali	9.438	11.304
Altri crediti	4.128	4.062
Altre attività non correnti	13.566	15.366

Le attività non correnti sono prevalentemente costituite dai depositi cauzionali che le società di vendita del gas naturale hanno costituito a presidio dei pagamenti mensili dovuti per l'importazione del gas di provenienza russa e depositi versati al Gestore Mercati Energetici per l'acquisto di titoli di efficienza energetica. La voce in esame passa da Euro 15.366 migliaia ad Euro 13.566 migliaia con un decremento di Euro 1.800 migliaia ascrivibile principalmente all'incasso di parte del deposito cauzionale che la controllata Ascotrade S.p.A. aveva versato a Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione..

Per quanto riguarda la voce "Altri crediti" la stessa risulta principalmente così composta:

il credito vantato nei confronti del comune di Creazzo, pari ad Euro 1.678 migliaia, il quale risulta svalutato per Euro 464 migliaia rispetto al 31 dicembre 2006. La consegna delle infrastrutture è avvenuta in seguito al raggiungimento della scadenza naturale della concessione in data 31 dicembre 2004. Il valore del credito corrisponde a quanto è stato richiesto di retrocedere al Comune di Creazzo, ai sensi del D.Lgs. "Letta", articolo 15 comma 5, a titolo di indennizzo del valore industriale della rete, in linea con le valutazione indicate in una apposita perizia. Si segnala che è in essere un contenzioso giudiziale con lo stesso Comune, volto a definire il valore di indennizzo dell'impianto di distribuzione consegnato a nuovi distributori, la cui evoluzione è riportata al paragrafo "Contenziosi" di questo resoconto intermedio di gestione.
il credito vantato nei confronti del comune di Santorso, pari ad Euro 748 migliaia. L'importo, corrisponde al valore netto contabile degli impianti di distribuzione consegnati nell'agosto 2007 al Comune stesso e la consegna delle

infrastrutture è avvenuta in seguito al raggiungimento della scadenza naturale della concessione in data 31 dicembre 2006. Il valore del credito corrisponde a quanto è stato richiesto di retrocedere al Comune di Santorso, ai sensi del D.Lgs. "Letta", articolo 15 comma 5, a titolo di indennizzo del valore industriale della rete, in linea con le valutazione indicate in una apposita perizia.

________________________________________________________________________________________________

il credito vantato nei confronti del comune di Costabissara, pari ad Euro 1.537 migliaia. Tale importo corrisponde al valore netto contabile degli impianti di distribuzione consegnati il 1° ottobre 2011.

Alla data del 31 dicembre 2016 risulta in essere un contenzioso giudiziale con i comuni menzionati, volto a definire il valore di indennizzo degli impianti di distribuzione consegnati. Il Gruppo, anche in base al parere dei propri consulenti legali, ritiene incerto l'esito del contenzioso.

6. Attività non correnti su strumenti derivati

La tabella che segue evidenzia il saldo delle attività non correnti su strumenti derivati al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Attività su derivati materia prima oltre 12 mesi	485
Attività non correnti su strumenti finanziari deri	485

Le attività su derivati sono rappresentate dal fair value del seguente derivato su commodity in essere al 31 dicembre 2016, la cui manifestazione finanziaria sarà ripartita tra gennaio e settembre 2018:

# Ref.	Counterparty	Type of instrument	Underlying Commodity	Trade date	Effective date	Expiry date	Position	Notional	MtM (€/000)
1 19513462		Intesa Sanpaolo Commodity Swap TTF Month Ahead		14-apr-16	1-gen-18	30-set-18	Long/Buy	100.032 MWh	485
Totali								100.032	485

7. Crediti per Imposte Anticipate

La tabella che segue evidenzia il saldo delle imposte anticipate al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti per imposte anticipate	9.758	11.333
Crediti per imposte anticipate	9.758	11.333

Le imposte anticipate passano da Euro 11.333 migliaia ad Euro 9.758 migliaia con un decremento di Euro 1.575 migliaia.

Nella determinazione delle imposte si è fatto riferimento all'aliquota IRES e, ove applicabile, all'aliquota IRAP vigenti, in relazione al periodo di imposta che comprende la data del 31 dicembre 2016 e al momento in cui si stima si riverseranno le eventuali differenze temporanee.

Il valore complessivo delle differenze temporanee ed i relativi importi su cui sono state rilevate attività per imposte anticipate sono indicati di seguito:

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	31 dicembre 2016				31 dicembre 2015
Descrizione	Differenze	Aliquota	Effetto totale	Differenze	Aliquota	Effetto
	temporanee	fiscale		temporanee	fiscale	totale
Svalutazione crediti	3.180	24,0%	763	1.303	24,0%	313
Svalutazione crediti	0	27,5%	0	5.064	27,5%	1.393
Fondi svalutazione magazzino	33	28,2%	9	33	28,2%	9
Ammortamenti IRES 24%+IRAP 4,2%	1.355	28,2%	382	1.371	28,2%	386
Accantonamento fondi rischi	1.588	24,0%	381	2.267	24,0%	544
Ammortamenti eccedenti oltre 2013	6.838	28,2%	1.928	11.224	28,2%	3.165
Altro IRES 24%+IRAP 4,2%	1.058	28,2%	298	1.491	28,2%	420
Accanton.stoccaggio GAS naturale	0	31,4%	0	559	31,4%	176
PILT-Phatom stock option-F.di personale	1.386	24,0%	333	0	31,4%	0
Accantonamenti fondi rischi	59	27,9%	17	324	27,9%	90
Altro IRES 24%	522	24,0%	125	682	27,5%	188
Ammortamenti eccedenti IRES 24%	22.290	24,0%	5.349	18.945	24,0%	4.547
Altro vendita gas IRES 24%+3,9%	579	27,9%	161	297	31,4%	93
Altro distrib.gas IRES 24% irap 4,2%	36	28,2%	10	29	31,7%	9
Totale Imposte anticipate	38.922		9.758	43.588		11.333

Attività correnti

8. Rimanenze

La tabella che segue mostra la composizione della voce per ogni esercizio considerato:

	31.12.2016			31.12.2015
(migliaia di Euro)	Valore lordo	F.do Svalutazione	Valore netto	Valore lordo	F.do Svalutazione	Valore netto
Gas in stoccaggio	1.945	0	1.945	1.980	(562)	1.418
Combustibili e materiale a magazzino	2.399	(33)	2.366	2.192	(33)	2.158
Totale Rimanenze	4.344	(33)	4.311	4.172	(595)	3.577

Al termine dell'esercizio 2016 le rimanenze risultano pari ad Euro 4.311 migliaia registrando un incremento pari ad Euro 734 migliaia rispetto al 31 dicembre 2015. L'incremento è principalmente spiegato dall'aumento del gas naturale stoccato (+527 migliaia di Euro) e dall'incremento delle giacenze di materiale in magazzino (+208 migliaia di Euro).

I materiali a magazzino vengono utilizzati per le opere di manutenzione o per la realizzazione degli impianti di distribuzione. In quest'ultimo caso il materiale viene riclassificato tra le immobilizzazioni materiali in seguito all'installazione.

Le rimanenze sono esposte al netto del fondo svalutazione magazzino, pari ad Euro 33 migliaia, al fine di adeguare il valore delle stesse alla loro possibilità di realizzo o utilizzo.

La valorizzazione delle rimanenze di gas stoccato è conteggiata al prezzo medio ponderato di acquisto della materia prima, mentre il fondo svalutazione ad esse correlato è misurato al prezzo di mercato dell'ultimo giorno dell'esercizio di riferimento (31 dicembre 2016 pari a 20,55 €/MWh fonte MGS; 31 dicembre 2015 16,500 €/MWh fonte PB-GAS). Differentemente dal 31 dicembre 2015 non è stato necessario deprezzare il valore del gas naturale stoccato in quanto il prezzo di mercato risultava superiore al valore di carico del gas naturale stoccato.

Si segnala che la modifica della fonte utilizzata è spiegata dalla dismissione della piattaforma PB-GAS con decorrenza ottobre 2016.

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9. Crediti commerciali

La tabella che segue mostra la composizione della voce per ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti verso clienti	66.882	82.413
Crediti per fatture da emettere	88.345	101.660
Fondo svalutazione crediti	(7.148)	(12.052)
Crediti commerciali	148.079	172.022

I crediti commerciali passano da Euro 172.022 migliaia ad Euro 148.079 migliaia con un decremento di Euro 23.943 migliaia.

I crediti verso clienti sono vantati tutti verso debitori nazionali, sono esposti al netto degli acconti di fatturazione e sono tutti esigibili entro i successivi 12 mesi.

Il decremento è spiegato principalmente dalla termica sfavorevole registrata in concomitanza dei mesi di novembre e dicembre dell'esercizio 2016 che ha inciso diminuendoli, sui consumi del mercato domestico.

Il decremento del fondo svalutazione crediti, pari ad Euro 4.904 migliaia, è principalmente spiegato sia dall'importante utilizzo dovuto alla intensiva attività di cancellazione dei crediti con anzianità superiore ai 12 mesi per i quali sono state portate a termine senza esito positivo tutte le attività di recupero, sia dal minor accantonamento effettuato nell'esercizio 2016 dovuto alla buona capienza dei fondi già esistenti ed ai risultati dell'attività di recupero crediti condotta da agenzie esterne e dal network di legali incaricati.

In particolare si segnala che gli utilizzi del fondo svalutazione crediti dell'esercizio 2016, pari ad Euro 7.796 migliaia, sono riferiti per Euro 3.647 migliaia alla società Veritas Energia S.p.A. per la quale si è proceduto, a partire dal 2014, anno di acquisizione del 100% del capitale, e fino al 10 febbraio 2016, ad una intensa attività di gestione dei crediti esistenti al momento dell'acquisto, che ha comportato la conseguente messa a perdita delle posizioni con una anzianità maggiore, dopo essere state eseguite tutte le attività previste dalla policy di recupero del credito del Gruppo. Rispetto ad un valore complessivo di crediti esistenti al 10 febbraio 2014 di Euro 28.085 migliaia, al 10 febbraio 2016 risultavano incassati Euro 20.119 migliaia e portati a perdita Euro 7.622 migliaia, di cui Euro 2.579 nel corso del 2016.

La movimentazione del fondo svalutazione crediti nell'esercizio considerato è riportata nella tabella seguente:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Fondo svalutazione crediti iniziale	12.052	18.566
Accantonamenti	2.891	4.004
Utilizzo	(7.796)	(10.518)
Fondo svalutazione crediti finale	7.148	12.052

La seguente tabella evidenzia la ripartizione dei crediti verso clienti per fatture emesse in base all'anzianità, evidenziando la capienza del fondo svalutazione crediti rispetto ai crediti con maggiore anzianità:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti commerciali lordi per fatture emesse	66.882	82.413
- fondo svalutazione crediti commerciali	(7.148)	(12.052)
Crediti commerciali netti per fatture emesse	59.734	70.362
Ageing dei crediti commerciali per fatture emesse:
- a scadere	51.710	62.031
- scaduti entro 6 mesi	6.574	6.892
- scaduti da 6 a 12 mesi	3.047	3.504
- scaduti oltre 12 mesi	5.550	9.986

10. Altre attività correnti

La seguente tabella evidenzia la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti per consolidato fiscale	4.777	1.570
Risconti attivi annuali	275	736
Anticipi a fornitori	9.837	7.587
Ratei attivi annuali	0	136
Crediti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico	25.819	29.217
Credito IVA	4.096	3.309
Crediti UTF e Addizionale Regionale/Provinciale	2.353	3.515
Altri crediti	50	449
Altre attività correnti	47.207	46.518

Le altre attività correnti passano da Euro 46.518 migliaia ad Euro 47.207 migliaia con un incremento di Euro 689 migliaia.

La variazione è principalmente spiegata dall'incremento per Euro 2.250 migliaia degli anticipi a fornitori legati ai canoni concessionali versati ai comuni, agli oneri di gara per le concessioni di distribuzione del gas e agli anticipi verso il GME per l' acquisto di titoli di efficienza energetica , per Euro 3.207 migliaia dall'incremento dei crediti relativi al consolidato fiscale di Gruppo per Euro 787 migliaia dall'incremento dei crediti IVA in parte compensati dalla diminuzione dei crediti verso la CCSEI per Euro 3.398 migliaia, dalla diminuzione dei crediti sulle accise del gas e dell'energia elettrica per Euro 1.162 migliaia e per Euro 461 migliaia dalla diminuzione dei risconti attivi annuali.

La variazione registrata dai crediti vantati nei confronti di Cassa per i servizi energetici e ambientali è principalmente spiegata dal decremento dei crediti iscritti per componenti tariffarie applicate al servizio di distribuzione del gas naturale (-15.161 migliaia di Euro). Il decremento degli stessi è stato parzialmente compensato dall'iscrizione del credito vantato in relazione ai contributi riconosciuti per il raggiungimento dell'obiettivo di risparmio energetico (+9.564 migliaia di Euro) nonché dall'iscrizione dei crediti correlati al meccanismo APR (+2.687 Migliaia di Euro). Quest'ultimi sono relativi al credito riconosciuto a seguito della consuntivazione del meccanismo APR, descritto al paragrafo "Altri fatti di rilievo" di questa relazione finanziaria annuale.

Si segnala che la variazione dei crediti UTF e Addizionale Regionale/Provinciale è legata alle modalità di liquidazione delle imposte di consumo basate sulle fatturazioni mensili agli utenti finali contrapposte agli acconti mensili previsti

dalle dichiarazioni fiscali effettuate nei primi mesi dell'esercizio e basate sui consumi dell'esercizio precedente. I crediti IRES per il consolidato fiscale nazionale si riferiscono a crediti verso la controllante Asco Holding S.p.A. con riferimento alle società del Gruppo che hanno aderito a tale opzione.

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11. Attività finanziarie correnti

La seguente tabella evidenzia la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti finanziari verso società a controllo congiunto	0	3.487
Attività finanziarie correnti	0	3.487

Le attività finanziarie correnti si azzerano rispetto ad Euro 3.487 migliaia dell'esercizio precedente.

La diminuzione è principalmente spiegata alla cessione dei titoli pronti contro termine scaduti il 10 febbraio 2016, per Euro 2.838 migliaia, acquistati con la liquidità versata nel febbraio 2014 da Veritas S.p.A. a titolo di deposito cauzionale previsto come garanzia sui crediti commerciali di Veritas Energia S.p.A. in sede di acquisizione da parte di Ascopiave S.p.A. del 49% di Veritas Energia S.p.A. ed in parte minore dalla riscossione dei crediti vantati da Ascopiave S.p.A. verso il Comune di San Vito Leguzzano, nei termini contrattualmente previsti.

12. Crediti Tributari

La seguente tabella evidenzia la composizione dei crediti tributari al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti IRAP	655	368
Crediti IRES	0	647
Altri crediti tributari	352	352
Crediti tributari	1.007	1.368

I crediti tributari passano da Euro 1.368 migliaia ad Euro 1.007 migliaia con un decremento di Euro 361 migliaia. La voce accoglie il residuo credito, dedotte le imposte di competenza dell'esercizio 2016, degli acconti IRAP versati e degli acconti IRES per le società che non fruiscono del consolidato fiscale di Gruppo.

Gli altri crediti tributari sono relativi a crediti d'imposta relativi a precedenti periodi d'imposta richiesti a rimborso.

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13. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Depositi bancari e postali	8.803	28.286
Denaro e valori in cassa	19	15
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	8.822	28.301

Le disponibilità liquide passano da Euro 28.301 migliaia ad Euro 8.822 migliaia con un decremento di Euro 19.479 migliaia e si riferiscono principalmente ai saldi contabili bancari ed alle casse sociali.

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Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nell'esercizio 2016 si rimanda al rendiconto finanziario.

Posizione finanziaria netta

L'indebitamento finanziario netto del Gruppo al termine di ogni esercizio considerato è il seguente:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	8.822	28.301
Attività finanziarie correnti	0	3.487
Passività finanziarie correnti	(3.552)	(3.641)
Debiti verso banche e finanziamenti	(64.397)	(97.866)
Debiti verso società di leasing entro 12 mesi	(93)	(67)

Posizione finanziaria netta a breve	(59.220)	(69.786)

Finanziamenti a medio e lungo termine	(34.541)	(43.829)
Passività finanziarie non correnti	(357)	(422)

Posizione finanziaria netta a medio-lungo	(34.899)	(44.250)

Posizione finanziaria netta	(94.119)	(114.037)

Per i commenti alle principali dinamiche che hanno comportato la variazione della posizione finanziaria netta si rimanda all'analisi dei dati finanziari del Gruppo riportata nel paragrafo "Commento ai risultati economico finanziari dell'esercizio 2016" e al paragrafo "Finanziamenti a medio e lungo termine" di questa Relazione Finanziaria Annuale.

14. Attività correnti su strumenti finanziari derivati

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Attiività su derivati materia prima	1.304
Attività correnti su strumenti finanziari derivati	1.304

Le attività su derivati sono rappresentate dal fair value dei seguenti derivati su commodity in essere al 31 dicembre 2016, la cui manifestazione finanziaria sarà ripartita nei prossimi 12 mesi:

________________________________________________________________________________________________

# Ref.	Counterparty	Type of instrument	Underlying Commodity	Trade date	Effective date	Expiry date	Position	Notional	MtM (€/000)
1 19355256		Intesa Sanpaolo Commodity Swap TTF Month Ahead		22-mar-16	1-set-17	31-ott-17	Long/Buy	13.080 MWh	60
2 19513462		Intesa Sanpaolo Commodity Swap TTF Month Ahead		14-apr-16	1-ott-17	31-dic-17	Long/Buy	80.880 MWh	355
3 374160156	Unicredit		Commodity Swap TTF Month Ahead	14-apr-16	1-ott-16	30-set-17	Long/Buy	195.027 MWh	782
4 377847968	Unicredit		Commodity Swap TTF Month Ahead	17-giu-16	1-gen-17	31-mar-17	Long/Buy	43.922 MWh	46
5 20703547		Intesa Sanpaolo Commodity Swap TTF Month Ahead		5-ott-16	1-dic-16	31-dic-16	Long/Buy	22.320 MWh	31
6 20647812	BNP Paribas		Commodity Swap TTF Month Ahead	24-ott-16	1-gen-17	31-mar-17	Long/Buy	21.590 MWh	9
7 385016489	Unicredit		Commodity Swap TTF Month Ahead	25-ott-16	1-gen-17	31-mar-17	Long/Buy	28.675 MWh	4
8 21035057		Intesa Sanpaolo Commodity Swap TTF Month Ahead		17-nov-16	1-gen-17	31-gen-17	Long/Buy	7.440 MWh	1
9 21168410		Intesa Sanpaolo Commodity Swap TTF Month Ahead		5-dic-16	1-feb-17	28-feb-17	Long/Buy	6.720 MWh	14
Totali								419.654	1.304

Patrimonio netto consolidato

15. Patrimonio Netto

Il capitale sociale di Ascopiave S.p.A. al 31 dicembre 2016 è costituito da 234.411.575 azioni ordinarie, interamente sottoscritte e versate, del valore nominale di Euro 1 ciascuna.

Si evidenzia nella seguente tabella la composizione del patrimonio netto consolidato al termine degli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Capitale sociale	234.412	234.412
Riserva legale	46.882	46.882
Azioni proprie	(17.521)	(17.521)
Riserve e utili a nuovo	120.648	108.478
Risultato del periodo di Gruppo	53.635	43.014

Patrimonio netto di Gruppo	438.055	415.264

Capitale e Riserve di Terzi	2.847	2.524
Risultato del periodo di Terzi	3.307	2.349

Patrimonio Netto di Terzi	6.154	4.873

Patrimonio netto Totale	444.209	420.137

Le movimentazioni del patrimonio netto consolidato intervenute nell'esercizio 2016, ad esclusione del risultato conseguito, hanno riguardato la distribuzione di dividendi da parte della Capogruppo per Euro 33.347 migliaia nonché la distribuzione di dividendi ad azionisti terzi da parte delle controllate Ascotrade S.p.A. e Amgas Blu S.r.l. rispettivamente per Euro 1.873 e 349 migliaia.

Si segnalano inoltre una variazione negativa per Euro 10 migliaia della riserva di rimisurazione dei piani a benefici definiti (IAS 19R), una variazione positiva per Euro 1.786 migliaia relativa a una riserva di Cash Flow Hedge a fronte della valutazione a fair value dei contratti derivati in essere al 31 dicembre 2016 ed una variazione positiva per Euro 923 migliaia riconducibili alla contabilizzazione dei piani di incentivazione a lungo termine su base azionaria per la quale si rinvia la paragrafo "Costi del personale" delle presenti note esplicative per maggiori informazioni.

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Gli effetti di copertura maturati nell'anno e quelli trasferiti in Conto Economico a rettifica dei costi di approvvigionamento sottostanti con riferimento a tutti i derivati oggetto di designazione in hedge accounting nel corso dell'esercizio sono:

(migliaia di Euro)
Saldo di apertura al 1° gennaio 2016	194
Efficacia maturata nel corso dell'esercizio	1.849
Efficacia rilasciata in Conto Economico nell'esercizio	-283
Saldo di chiusura	1.760

Il valore della riserva di cash flow hedge in essere al 31 dicembre 2016 fa riferimento a flussi di approvvigionamento attesi che saranno oggetto di imputazione a costo (e quindi di manifestazione economica) nel corso dell'esercizio 2017 (per un importo pari ad Euro 784 migliaia) e nell'esercizio 2018 (per un valore di Euro 839 migliaia).

Ipotizzando una variazione del 10% delle quotazioni a termine del gas naturale (i.e. TTF Month Ahead) alla data di chiusura dell'esercizio, in aumento e in diminuzione, si verificherebbe rispettivamente un miglioramento e un peggioramento di circa Euro 796 migliaia del saldo della riserva di cash flow hedge di Patrimonio Netto; nessun impatto sarebbe, invece, generato in Conto Economico in ragione della totale efficacia delle relazioni di copertura analizzate.

Patrimonio netto di terzi

È costituito dalle attività nette e dal risultato non attribuibile al Gruppo e fa riferimento alle quote di terzi delle società controllate Ascotrade S.p.A., Etra Energia S.r.l. e Amgas Blu S.r.l..

Passività non correnti

16. Fondi rischi ed oneri

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine degli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Fondo di trattamento quiescienza e obblighi simili	1.089
Altri fondi rischi ed oneri	5.903	7.360
Fondi rischi ed oneri	6.992	7.360

I fondi rischi ed oneri passano, da Euro 7.360 migliaia ad Euro 6.992 migliaia con un decremento di Euro 368 migliaia.

La variazione è principalmente spiegata dalla diminuzione degli accantonamenti rischi relativi a Sinergie Italiane S.r.l.

in liquidazione, dall'accantonamento per i fondi di quiescenza del personale e dall'utilizzo del fondo su cause Juslavoriste nei confronti di dipendenti.

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La tabella che segue mostra la movimentazione dell' esercizio:

(migliaia euro)
Fondi rischi ed oneri al 1 gennaio 2016	7.360
Rilascio fondo rischi copertura perdite società
collegate	(1.157)
Accantonamenti fondi rischi e oneri	1.089
Utilizzo fondi rischi e oneri	(300)
Fondi rischi ed oneri al 31 dicembre 2016	6.992

Nella tabella seguente si evidenza la composizione dei fondi rischi per tipologia:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Copertura perdite società collegate	4.196	5.353
Rischi su contenziosi con fornitori	232	232
Rischi su cause Jus-lavoriste	1.475	1.775
Fondi trattamento quiescenza e obblighi simili	1.089
Totale	6.992	7.360

Il fondi trattamento quiescenza e obblighi simili accolgono gli impegni nei confronti dei dipendenti e amministratori relativi ai PILT per i quali si rinvia la paragrafo "Costi del personale" delle presenti note esplicative.

17. Trattamento fine rapporto

Il trattamento di fine rapporto passa da Euro 3.864 migliaia al 1 gennaio 2016 ad Euro 4.077 migliaia al 31 dicembre 2017 con un incremento pari ad Euro 213 migliaia.

(migliaia di Euro)
Trattamento di fine rapporto al 1 gennaio 2016	3.864
Liquidazioni	(1.402)
Costo relativo alle prestazioni di lavoro corrente	1.534
Perdita/(profitto) attuariale dell'esercizio (*)	82
Trattamento di fine rapporto al 31 dicembre 2016	4.077

*comprensivo della quota di interest cost contabilizzata a conto economico.

La passività per il trattamento di fine rapporto è misurata utilizzando una metodologia attuariale, il suo valore è pertanto sensibile alla variazione delle relative ipotesi. Le principali ipotesi utilizzate nella misurazione del Trattamento di fine rapporto sono il tasso di sconto, la percentuale media annua di uscita dei dipendenti, l'età massima di pensionamento dei dipendenti.

Il tasso di sconto utilizzato per la misurazione della passività derivante dal trattamento di fine rapporto è determinato con riferimento ai rendimenti di mercato per i titoli a reddito fisso di elevata qualità per i quali le scadenze e gli ammontari corrispondono alle scadenze e agli ammontari dei pagamenti futuri previsti. Per tale piano, il tasso medio di sconto che riflette la stima delle scadenze e degli ammontari dei pagamenti futuri relativi al piano per il 2016 è pari al 1,31% (2,03% al 31 dicembre 2015).

________________________________________________________________________________________________

Le principali altre ipotesi del modello sono:

tasso di mortalità: tavola di sopravvivenza ANIA IPS55
tassi di inabilità: tavole INPS anno 2000
tasso di rotazione del personale: 3,00%
tasso di incremento delle retribuzioni: 1,50%
tasso di inflazione: 1,00%
tasso di anticipazione: 2,00%

L' analisi di sensitività sulla valutazione attuariale del fondo non ha evidenziato scostamenti di rilievo rispetto al valore iscritto in bilancio

Il costo corrente relativo alle prestazioni di lavoro è iscritto tra i costi del personale, mentre, l'interest cost, pari ad Euro 64 migliaia, è rilevato tra gli altri oneri finanziari.

18. Finanziamenti a medio e lungo termine

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Mutui passivi Prealpi	684	757
Mutui passivi Banca Europea per gli Investimenti	31.000	34.500
Mutui passivi Unicredit Spa	2.857	8.571
Finanziamenti a medio e lungo termine	34.541	43.829
Quota corrente finanziamenti medio-lungo termine	9.287	9.628
Finanziamenti a medio-lungo termine	43.828	53.456

I finanziamenti a medio lungo termine, rappresentati al 31 dicembre 2016 principalmente dai debiti della Capogruppo nei confronti della Banca Europea per gli Investimenti per Euro 34.500 migliaia e nei confronti di Unicredit per Euro 8.571 migliaia, passano complessivamente da Euro 53.456 migliaia ad Euro 43.828 migliaia con un decremento di Euro 9.628 migliaia, spiegato dal pagamento delle rate pagate nel corso dell'esercizio.

In particolare il finanziamento con la Banca Europea per gli Investimenti, erogato in due tranche nel corso del 2013 per complessivi Euro 45.000 migliaia, vede un debito residuo al 31 dicembre 2016 pari a 34.500 migliaia, con l'iscrizione di Euro 3.500 migliaia tra i debiti verso banche e finanziamenti a breve termine.

febbraio 2018 e il 27 agosto 2025, con l'applicazione di un tasso di interesse pari all'Euribor 6 mesi maggiorato di uno spread di 71,5 punti base oltre al costo annuo di 135 punti base relativo alla garanzia rilasciata da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A..

________________________________________________________________________________________________

A garanzia dell'adempimento delle obbligazioni derivanti dal contratto di finanziamento, la Capogruppo ha ceduto a Banca Europea per gli Investimenti una quota del credito futuro derivante dal rimborso del valore residuo dei beni relativi alle Concessioni Distribuzione Gas in capo alla società controllata AP Reti Gas S.p.A., come da integrazione contrattuale sottoscritta nel mese di dicembre 2016.

Il contratto di finanziamento prevede il rispetto dei seguenti covenants patrimoniali e finanziari applicati ai dati consolidati e da verificarsi alla chiusura del bilancio annuale e semestrale:

a) rapporto Ebitda / oneri finanziari netti superiore a 5;
b) rapporto indebitamento finanziario netto / Ebitda inferiore a 3,5.

Resta inoltre nella facoltà dell'istituto bancario la richiesta del rimborso anticipato del finanziamento rispetto alle date di scadenza previste dai piani di ammortamento nei seguenti casi:

a) riduzione dei costi del progetto al di sotto di quanto originariamente stabilito dal contratto;
b) rimborso anticipato di altri finanziamenti non BEI (senza considerare le linee rotative);
c) mutamento del controllo di Ascopiave S.p.A. o di AscoHolding S.p.A.;
d) mutamento normativo, che possa pregiudicare la capacità di Ascopiave S.p.A. di adempiere ai propri obblighi;
e) perdita delle concessioni, tale da portare la RAB consolidata al di sotto dei 300 milioni di Euro.

Al termine dell'esercizio 2016 i covenants previsti dal contratto risultavano rispettati in quanto:

a) il rapporto Ebitda / oneri finanziari netti era pari a 175,10, calcolato come rapporto tra l'Ebitda consolidato a tale data, pari ad Euro 95.255 migliaia, e gli oneri finanziari netti consolidati, pari ad Euro 544 migliaia;
b) il rapporto indebitamento finanziario netto / Ebitda era pari a 0,99, calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto consolidato a tale data, pari ad Euro 94.002 migliaia, e l'Ebitda consolidato, pari ad Euro 95.255 migliaia.

Il finanziamento a medio - lungo termine con Unicredit S.p.A. è stato acceso dalla Capogruppo nel corso dell'esercizio 2011 per finanziare importanti operazioni di aggregazione aziendale. L'importo originario del finanziamento era pari ad Euro 40.000 migliaia, con durata di sette anni e rimborso a mezzo di rate semestrali posticipate a partire dal 31 dicembre 2011 sino al 30 giugno 2018.

Nel corso dell'esercizio 2016 sono state rimborsate due rate con quota capitale pari ad Euro 2.857 migliaia cadauna che hanno portato ad una riduzione del finanziamento stesso per Euro 5.714 migliaia e ad un debito residuo al termine dell'esercizio pari ad Euro 8.571 migliaia.

Il tasso di interesse che regola il finanziamento è di tipo variabile, ed è formato da un parametro di indicizzazione individuato nell'Euribor a tre mesi ed un margine fisso da sommare al parametro detto "spread". La misura del margine fisso è soggetta a variazione in base al valore assunto, al termine di ogni esercizio, dal rapporto fra la posizione finanziaria netta consolidata ed il margine operativo lordo consolidato, come riportato nella tabella seguente:

</indice<2,5<>

Valore del rapporto PFN/M.O.L.	Valore dello spread
Indice>2,5	125 punti base
2 <indice<2,5< td="">	90 punti base	90 punti base
Indice<2	75 punti base

____________________________________________________________________________________________ Oltre alle condizioni previste per la quantificazioni del tasso di interesse da applicare al capitale finanziato, il mantenimento in essere del contratto di finanziamento è soggetto al rispetto delle seguenti condizioni finanziarie ed operative:

a) il valore dell'indice sopra descritto non può superare un valore pari a 3,5 (covenant modificato con atto notarile del 22 dicembre 2014, precedentemente tale limite era pari a 2,75);

________________________________________________________________________________________________

b) il valore di R.A.B. (Regulatory Asset Base ovvero il Valore della Rete del Gas) non può essere inferiore ad Euro 270.000 migliaia;
c) la partecipazione di ASCOHOLDING S.p.A. detenuta in ASCOPIAVE S.p.A. non potrà scendere al di sotto del 51%.

A garanzia dell'adempimento delle obbligazioni collegate con il finanziamento, la Capogruppo ha ceduto ad Unicredit una quota del credito futuro derivante dal rimborso del valore residuo dei beni relativi alle Concessioni Distribuzione Gas.

In seguito ad un accordo raggiunto con Unicredit S.p.A. il 20 novembre 2015, la verifica annuale del rispetto dei parametri finanziari (financial covenant) ed operativi riportati ai punti a) e b) a partire dall'esercizio 2015 viene effettuata non più sui dati consolidati di Gruppo redatti in conformità agli IFRS, ma sui dati consolidati pro-forma derivanti dalla somma dei dati del bilancio consolidato e del pro-quota delle società a controllo congiunto.

Alla data del 31 dicembre 2016, avendo rispettato l'indice di cui alla lettera a), pari a 0,88, calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto pro-forma a tale data, pari ad Euro 90.962 migliaia, e l'Ebitda pro-forma, pari ad Euro 103.597 migliaia e quello di cui alla lettera b), risultato pari ad Euro 404.430 migliaia, lo spread applicato a partire dal 1° gennaio 2017 sarà pari a 75 punti base.

La tabella che segue evidenzia le scadenze dei finanziamenti a medio e lungo termine:

Migliaia di Euro	31/12/2016
Esercizio 2017	9.287
Esercizio 2018	7.681
Esercizio 2019	4.826
Esercizio 2020	4.828
Oltre 31 dicembre 2020	17.207

Totale finanziamenti a medio-lungo termine	43.828

19. Altre passività non correnti

La tabella che segue mostra la composizione delle voci al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Depositi cauzionali	12.052	12.054
Risconti passivi pluriennali	8.215	6.849
Altre passività non correnti	20.267	18.903

Le altre passività non correnti passano, da Euro 18.903 migliaia ad Euro 20.267 migliaia con un incremento pari ad Euro 1.364 migliaia.

I depositi cauzionali si riferiscono a depositi degli utenti del gas ed energia elettrica.

I risconti passivi pluriennali sono rilevati a fronte di ricavi per contributi da privati su allacciamenti alla rete del gas e legati alla vita utile degli impianti di distribuzione e su contributi per la realizzazione di rete di distribuzione. La sospensione dei ricavi è spiegata dal contenuto della legge 9/2014 che ha previsto lo scomputo integrale dei contributi dei privati dal valore degli asset tecnici detenuti in concessione nell'ambito della distribuzione del gas. Si segnala che l'incremento derivante dalla sospensione di tali poste è stato parzialmente compensato dalla riclassifica dei contributi ricevuti per la realizzazione degli impianti di cogenerazione e fornitura calore descritta nel paragrafo "Immobilizzazioni materiali" di questa Relazione Finanziaria Annuale.

________________________________________________________________________________________________

20. Passività finanziarie non correnti

La tabella seguente mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

31.12.2016	31.12.2015
357	422
357	422

Le passività finanziarie non correnti passano da Euro 422 migliaia al 31 dicembre 2015 ad Euro 357 migliaia, con un decremento di Euro 65 migliaia, e sono rappresentate prevalentemente dai debiti verso società di leasing scadenti oltre i 12 mesi, la relativa quota corrente per Euro 93 migliaia è classificata tra le Passività finanziarie correnti. La tabella che segue evidenzia le scadenze delle rate della locazione finanziaria:

(migliaia di Euro)	31.12.2016
Esercizio 2018	79
Esercizio 2019	78
Esercizio 2020	82
Esercizio 2021	86
Esercizio 2022	32
Totale locazioni finanziarie	357

21. Debiti per Imposte differite

La tabella che segue evidenzia il saldo della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Debiti per imposte differite	16.814	19.571
Debiti per imposte differite	16.814	19.571

I debiti per imposte differite passano da Euro 19.571 migliaia ad Euro 16.814 migliaia con un decremento di Euro 2.757 migliaia, ed è legato principalmente alla dinamica degli ammortamenti delle liste clienti e degli ammortamenti sulle reti distribuzione del gas.

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Il valore complessivo delle differenze temporanee ed i relativi importi su cui sono state rilevate passività per imposte differite sono indicati di seguito:

	31 dicembre 2016				31 dicembre 2015
Descrizione	Differenze	Aliquota	Effetto	Differenze	Aliquota	Effetto
	temporanee	fiscale	totale	temporanee	fiscale	totale

Ammortamenti eccedenti	27.954	24,0%	6.709	30.037	24,0%	7.209
Ammortamenti eccedenti	0	31,7%	0	318	31,7%	101
Trattamento di fine rapporto	31	24,0%	7	31	24,0%	7
Ammortamenti eccedenti	15.598	28,2%	4.399	21.198	28,2%	5.978
Deducibilità avviamento ai fini fiscali vendita gas	2.236	27,9%	624	2.014	27,9%	562
Liste clienti entro 2016	0	31,7%	0	2.074	31,7%	657
Vendita gas interessi di mora non incassati	0	24,0%	0	110	24,0%	26
Liste clienti oltre 2016	7.900	28,2%	2.228	7.900	28,2%	2.228
Deducibilità avviamento ai fini fiscali	9.872	28,2%	2.784	9.872	28,2%	2.784
Altro	0	28,2%	0	67	28,2%	19
Totale debiti per imposte differite			16.814			19.571

Passività correnti

22. Debiti verso banche e quota corrente dei finanziamenti a medio-lungo termine

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Debiti verso banche	55.110	88.238
Quota corrente dei finanziam.medio-lungo termine	9.287	9.628
Debiti verso banche e finanziamenti	64.397	97.866

I debiti verso banche passano da Euro 97.866 migliaia ad Euro 64.397 migliaia con un decremento pari ad Euro 33.469 migliaia e sono composti da saldi contabili debitori verso istituti di credito e dalla quota a breve dei mutui.

La tabella che segue mostra la ripartizione delle linee di credito del Gruppo utilizzate e disponibili ed i relativi tassi applicati alla data del 31 dicembre 2016.

Istituto di credito	Tipologia di Linea di credito	Affidamento al 31/12/2016	Tasso al 31/12/2016	Utilizzo al 31/12/2016
Banca di Credito Cooperativo delle Prealpi	Crediti per cassa	5.000	n.d.	-
Banca di Credito Cooperativo delle Prealpi	Mutui	757	2,10%	757
Banca Europea per gli Investimenti Mutui		24.500	0,76%	24.500
Banca Europea per gli Investimenti	Mutui	10.000	0,52%	10.000
Banca Monte dei Paschi di Siena	Crediti per cassa	10. 000	n.d.	-
Banca Monte dei Paschi di Siena	Crediti di firma	20.0 00	0,30%	10.980
Banca Nazionale del Lavoro	Crediti per cassa	48.953	n.d.	-
Banca Nazionale del Lavoro	Crediti di firma	11.047	0,30%	1.052
Banca Popolare dell'Emilia Romagna	Crediti per cassa	10.000	n.d.	-
Banca Popolare di Vicenza	Crediti per cassa	45.000	n.d.	-
Banca Popolare Friuladria	Crediti per cassa	11.000	n.d.	-
Banca Popolare Friuladria	Crediti di firma	2.000	n.d.	-
Banca Sella	Crediti per cassa	5.000	n.d.	-
Banco BPM	Crediti per cassa	17.000	n.d.	-
Banco BPM	Crediti di firma	12.485	0,40%	3.137
Banco di Brescia	Crediti per cassa	30.000	0,01%	20.000
Banco di Desio e della Brianza	Crediti per cassa	5.00 0	n.d.	-
BNP Paribas Lease Group	Derivati finanziari	10.000	n.d.	377
Cassa di Risparmio del Veneto	Crediti per cassa	13.00 0	n.d.	-
Credito Emiliano	Crediti per cassa	25.000	0,00%	25.000
Intesa SanPaolo	Crediti per cassa	40.000	0,30%	-
Intesa SanPaolo	Derivati finanziari	7.000	n.d.	3.416
Large Corporate One	Mutui	8.571	0,75%	8.571
Unicredit	Crediti per cassa	48.705	0,00%	10.000
Unicredit	Crediti di firma	42.000	0,30%	13.342
Banca Monte dei Paschi di Siena	Crediti di firma	556	0,30%	556
Banca Nazionale del Lavoro	Crediti di firma	1.000	0,30%	30
Banco BPM	Crediti di firma	515	0,30%	515
Unicredit	Crediti per cassa	1.804	n.d.	-
Unicredit	Crediti di firma	10.800	0,30%	7.158
Unicredit	Derivati finanziari	15.000	n.d.	2.744
Veneto Banca	Crediti di firma	200	0,40%	200
Banca Popolare di Bergamo	Crediti di firma	50	n.d.	-
Banca Monte dei Paschi di Siena	Crediti di firma	33	n.d.	-
Cassa di Risparmio del Veneto	Crediti di firma	213	0,40%	213
Banca Popolare di Vicenza	Crediti per cassa	500	n.d.	-
Unicredit	Crediti per cassa	1.100	n.d.	-
Unicredit	Crediti di firma	1.410	n.d.	-
Banca Popolare Friuladria	Crediti di firma	2.000	0,40%	1.996
BNP Paribas Lease Group	Crediti per cassa	427	n.d.	110
Intesa SanPaolo	Crediti di firma	1.100	n.d.	-
		498.727		144.654

Nota: il totale degli utilizzi non corrisponde al totale debiti v/banche in quanto l'utilizzo della linea rilascio fideiussioni non determina l'accensione di debiti bancari

Nel corso dell'esercizio 2016 gli affidamenti richiesti dal Gruppo sono passati da Euro 513.055 migliaia ad Euro 498.727 migliaia con una diminuzione di Euro 14.328 migliaia, in coerenza con la diminuzione degli utilizzi di Euro 29.038 migliaia.

23. Debiti commerciali

La tabella che segue evidenzia la composizione della voce al termine di ogni esrcizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Debiti vs/ fornitori	25.100	43.078
Debiti vs/ fornitori per fatture da ricevere	77.952	79.744
Debiti commerciali	103.052	122.823

I debiti commerciali passano da Euro 122.823 migliaia ad Euro 103.052 migliaia con un decremento pari ad Euro 19.771 migliaia. La variazione è principalmente spiegata dalla diminuzione del costo di acquisto del gas naturale correlato all'andamento del paniere dei prezzi a cui la materia prima è indicizzata.

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24. Debiti tributari

La tabella che segue evidenzia la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Debiti IRAP	1.029	176
Debiti IRES	202	221
Debiti tributari	1.231	397

I debiti tributari passano da Euro 397 migliaia ad Euro 1.231 migliaia con un incremento pari ad Euro 834 migliaia ed includono i debiti maturati alla fine dell'esercizio 2016 per IRAP, ed il debito IRES relativo alle società che non aderiscono al consolidato fiscale in capo ad Asco Holding S.p.A..

25. Altre passività correnti

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Anticipi da clienti	2.519	1.821
Debiti per consolidato fiscale	6.382	3.020
Debiti verso enti previdenziali	1.451	1.441
Debiti verso il personale	4.679	4.419
Debiti per IVA	2.650	2.643
Debiti vs Erario per ritenute alla fonte	936	951
Risconti passivi annuali	627	1.102
Ratei passivi annuali	368	1.059
Debiti UTF e Addizionale Regionale/Provinciale	6.500	2.881
Altri debiti	7.579	23.986
Altre passività correnti	33.691	43.324

Le altre passività correnti passano da Euro 43.324 migliaia ad Euro 33.691 migliaia con un decremento di Euro 9.633 migliaia.

Anticipi da clienti

Gli anticipi da clienti rappresentano gli importi versati dagli utenti a titolo di contributo per le opere di lottizzazione e allacciamento e di realizzazione di centrali termiche in corso alla data di chiusura del 31 dicembre 2016.

____________________________________________________________________________________________

Debiti per consolidato fiscale

La voce include il debito maturato nei confronti della società controllante Asco Holding S.p.A., nell'ambito dei contratti di consolidato fiscale nazionale sottoscritti dalle società del Gruppo con Asco Holding S.p.A.. Il saldo corrisponde al debito IRES maturato al 31 dicembre 2016 e presenta un incremento di Euro 3.362 migliaia rispetto al 31 dicembre 2015.

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Debiti Previdenziali

I debiti previdenziali includono i debiti relativi agli oneri maturati verso istituti previdenziali relativamente a rapporti di lavoro di dipendenti e amministratori maturati al 31 dicembre 2016 non liquidati alla stessa data.

Debiti verso il personale

I debiti verso il personale includono i debiti per ferie non godute, mensilità e premi maturati al 31 dicembre 2016 non liquidati alla stessa data l'incremento per Euro 260 migliaia è principalmente spiegato dai debiti maturati al 31 dicembre 2016 relativi ai piani di incentivazione.

Debiti IVA

I debiti verso l'erario per IVA rappresentano i debiti maturati per le liquidazioni IVA dell'ultimo periodo dell'esercizio 2016 al netto degli acconti versati.

Risconti passivi annuali

La variazione della voce altri risconti passivi è principalmente riconducibile alla riclassifica dagli altri debiti dei risconti sui ricavi su cogenerazione/fornitura calore.

Ratei passivi annuali

I ratei passivi sono principalmente riferiti ai canoni demaniali ed ai canoni riconosciuti agli enti locali concedenti, per le proroghe delle concessioni di distribuzione del gas metano in attesa della celebrazione delle gare di attribuzione per ambito.

Debiti UTF e Addizionale Regionale/Provinciale

Sono relativi ai debiti verso gli uffici tecnici di finanza e per le accise e le addizionali sul gas naturale, il saldo è legato alla tempistica di fatturazione dei consumi del gas agli utenti, alla quale si contrappongono i versamenti mensili effettuati dalla società di vendita con riferimento ai valori del periodo precedente. Alla data del 31 dicembre 2016 il Gruppo ha maturato debiti per Euro 6.500 migliaia.

Altri debiti

Gli altri debiti, sono diminuiti per Euro 16.407 migliaia e sono principalmente relativi a debiti l'AEEGSI (Euro 5.365 migliaia) relativi alle componenti tariffarie del vettoriamento del gas delle società di distribuzione, da debiti per oneri obbligatori del personale maturati al 31 dicembre 2.016 ( Euro 1.101 migliaia) e da debiti verso l'Erario per il canone RAI addebitato delle bollette degli utenti domestici (Euro 605 migliaia).

Benefici basati su strumenti finanziari

Il Gruppo riconosce benefici addizionali ad alcuni dipendenti che ricoprono posizioni di primo piano, attraverso piani di

compensi basati in parte su strumenti finanziari (cd. "piano di incentivazione a lungo termine 2015-2017"). In particolare, i piani adottati dal Gruppo prevedono l'attribuzione di diritti che comportano il riconoscimento a favore dei beneficiari di una corresponsione di carattere straordinario legata al raggiungimento di obiettivi prefissati.

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26. Passività finanziarie correnti

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Debiti finanziari entro 12 mesi	3.552	3.641
Debiti verso società di leasing entro 12 mesi	93	67
Passività finanziarie correnti	3.645	3.708

Le passività finanziare correnti passano da Euro 3.708 migliaia ad Euro 3.645 migliaia con un decremento di Euro 63 migliaia dovuto principalmente al saldo del conto corrente di corrispondenza verso la società a controllo congiunto ASM SET S.r.l. per Euro 3.412 migliaia al netto dell' indennizzo per Euro 2.838 migliaia , definito nel mese di febbraio 2016, spettante ad Ascopiave S.p.A. da parte di Veritas S.p.A., contrattualizzato in sede di acquisizione del 49% di Veritas Energia S.p.A., a garanzia dei crediti commerciali della società acquisita nel febbraio 2014.

Il debito verso società di leasing corrisponde alla quota correte del debito verso società di Leasing relativo all'acquisizione di impianti di cogenerazione come già descritto nel paragrafo "Passività finanziarie non correnti" di questa Relazione Finanziaria Annuale.

27. Passività correnti su strumenti finanziari derivati

La tabella che segue mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Passività su derivati materia prima	29	252
Passività correnti su strumenti finanziari derivati	29	252

Le passività su derivati sono rappresentate dal fair value dei seguenti derivati su commodity in essere al 31 dicembre 2016, la cui manifestazione finanziaria sarà ripartita tra il 2016 ed il 2017:

# Ref.	Counterparty	Type of instrument	Underlying Commodity	Trade date	Effective date	Expiry date	Position	Notional	MtM (€/000)
1 377846650 2 20695952	Unicredit BNP Paribas		Commodity Swap TTF Quarter Ahead Commodity Swap TTF Quarter Ahead	17-apr-16 4-nov-16	1-ott-16 1-gen-17	31-dic-16 31-mar-17	Long/Buy Long/Buy	41.940 MWh 11.467 MWh	23 5
Totali								11.467	29

NOTE DI COMMENTO ALLE PRINCIPALI VOCI DI CONTO ECONOMICO CONSOLIDATO

________________________________________________________________________________________________

Ricavi

28. Ricavi

La seguente tabella evidenzia la composizione della voce in base alle categorie di attività nei periodi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi da trasporto del gas	28.968	26.752
Ricavi da vendita gas	379.730	472.974
Ricavi da vendita energia elettrica	58.691	61.188
Ricavi per servizi di allacciamento	276	1.133
Ricavi da servizi di fornitura calore	66	13
Ricavi da servizi di distribuzione	4.866	3.563
Ricavi da servizi generali a società del gruppo	1.330	1.157
Ricavi per contributi AEEG	17.066	8.871
Altri ricavi	6.696	6.003
Ricavi	497.689	581.655

Al termine dell'esercizio 2016 i ricavi conseguiti dal Gruppo Ascopiave ammontano ad Euro 497.689 migliaia, in diminuzione rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente di Euro 83.966 migliaia.

I ricavi di vendita del gas naturale, attestandosi ad Euro 379.730 migliaia, rilevano un decremento pari ad Euro 93.244 migliaia rispetto all'esercizio 2015. Il decremento è principalmente spiegato dalla flessione dei prezzi di vendita unitari nonché dalla diminuzione dei volumi di gas naturale consumati dai clienti finali (-18,3 milioni di metri cubi); nel corso dell'esercizio 2016 sono stati infatti commercializzati 800,3 milioni di metri cubi a fronte degli 818,6 milioni dell'esercizio a confronto.

Al termine dell'esercizio risultano iscritti ricavi per la cessione di gas naturale a grossisti o al punto di scambio virtuale (c.d. PSV) per complessivi Euro 50.623 migliaia. Gli stessi sono principalmente relativi ai metri cubi di gas naturale di importazione russa. Le cessioni sono finalizzate alle attività di redenzione del rischio di approvvigionamento ed efficientamento del prezzo di acquisto della materia prima. Si segnala che l'attività di shipping del gas naturale non era svolta dal Gruppo nel corso dei primi nove mesi dell'esercizio 2015 ove tali quantitativi erano gestiti nell'ambito del contratto quadro sottoscritto per l'esercizio termico 2014-2015 con lo shipper di riferimento del Gruppo.

Il servizio di trasporto del gas naturale su rete di distribuzione ha conseguito ricavi pari ad Euro 28.968 migliaia, in aumento rispetto all'esercizio precedente di Euro 2.216 migliaia, interessando il vettoriamento di 801,7 milioni di metri cubi (+13,2 milioni rispetto all'esercizio 2015).

Il Vincolo dei ricavi totali è determinato, per ciascun anno, in funzione del numero di punti di riconsegna attivi effettivamente serviti nell'anno di riferimento dall'impresa, nonché della tariffa di riferimento, i cui valori sono fissati e pubblicati dall'AEEGSI entro il 15 dicembre dell'anno precedente a quello di entrata in vigore. Si segnala che nel mese di settembre infatti CSEA ha comunicato alle società del Gruppo i risultati preliminari di perequazione per l'anno 2015. Da tale comunicazione è emerso, per le società consolidate con il metodo integrale, un differenziale positivo rispetto al valore degli importi di perequazione iscritti nel bilancio 2015 di complessivi Euro 1.174 migliaia; tale importo è stato rilevato contabilmente nell'esercizio 2016.

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Al termine dell'esercizio i ricavi conseguiti dalla vendita di energia elettrica risultano pari ad Euro 58.691 migliaia, rilevando una diminuzione rispetto all'esercizio precedente pari ad Euro 2.497 migliaia. I gigawattora commercializzati nel corso dell'esercizio di riferimento risultano pari a 339,9 milioni, in diminuzione di 18,8 rispetto all'esercizio di confronto.

I ricavi conseguiti da servizi di allacciamento alla rete di distribuzione risultano pari ad Euro 276 migliaia, in diminuzione di Euro 857 migliaia rispetto all'esercizio 2015. Si segnala che i ricavi conseguiti dalle società di distribuzione del Gruppo risultano integralmente iscritti tra le passività non correnti e rilasciati a conto economico in base alla vita utile degli impianti realizzati.

I ricavi conseguiti da servizi svolti da distributori, attestandosi ad Euro 4.866 migliaia, registrano un incremento pari ad Euro 1.303 migliaia rispetto all'esercizio precedente. Si segnala che la variazione è principalmente spiegata dalla riclassifica dei ricavi iscritti dalle società di vendita per il riaddebito dei costi di allacciamento che nell'esercizio a confronto risultavano iscritti nella voce "Ricavi per servizi di allacciamento".

I contributi erogati dall'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas e il Servizio Idrico si attestano al termine dell'esercizio ad Euro 17.066 migliaia rilevando un incremento pari ad Euro 8.195 migliaia rispetto all'esercizio di confronto. I contributi sono riconosciuti per il conseguimento degli obiettivi fissati dall'Autorità stessa in materia di risparmio energetico e pubblicati mediante delibera che definisce gli obblighi specifici di risparmio di energia primaria a carico dei distributori obbligati. I contributi iscritti al 31 dicembre 2016 sono conteggiati valorizzando i quantitativi di titoli di efficienza energetica maturati rispetto all'obiettivo 2016 (periodo regolamentare giugno 2016-maggio 2017). Si segnala che il contributo unitario utilizzato per la quantificazione economica dell'adempimento è pari al fair value del contributo previsionale comunicato dal GSE per l'obiettivo 2016 (periodo regolamentare giugno 2016 - maggio 2017) misurato al 31 dicembre 2016 e pari ad Euro 166,7, fonte STX (Euro 106,0 al 31 dicembre 2015).

La voce altri ricavi passa da Euro 6.003 migliaia dell'esercizio 2015, ad Euro 6.696 migliaia dell'esercizio di riferimento, rilevando un incremento pari ad Euro 693 migliaia. Si segnala che nella voce risultano iscritti Euro 396 migliaia derivanti dal perfezionamento degli accordi contrattuali assunti con Veritas S.p.A. per l'acquisizione della partecipata Veritas Energia S.p.A., che prevedevano un indennizzo a carico della parte venditrice per i crediti commerciali presenti alla data del closing e non incassati entro i due anni successivi.

Costi

29. Costo acquisto gas

La seguente tabella riporta i costi relativi all'acquisto della materia prima gas negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Costi acquisto materia prima gas	231.029	325.936
Costi acquisto materia prima gas	231.029	325.936

Al termine dell'esercizio i costi sostenuti per gli approvvigionamenti di gas naturale risultano pari ad Euro 231.029 migliaia, rilevando un decremento rispetto all'esercizio precedente pari ad Euro 94.907 migliaia. La diminuzione dei costi sostenuti è in parte spiegata dall'andamento del paniere dei prezzi a cui la materia prima è indicizzata nonché dai minori consumi registrati nel corso del periodo di riferimento. L'attività di approvvigionamento della materia prima destinata al mercato finale ha interessato infatti l'acquisto di 800,3 milioni di metri cubi evidenziando una diminuzione dei metri cubi consumati pari a 18,3 milioni. Alla riduzione del costo di acquisto ha inoltre contribuito, in misura significativa, la contabilizzazione, nell'esercizio 2016, della compensazione spettante al Gruppo, quantificata in 11.122 migliaia di Euro, per l'adesione al meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine negli anni 2014-2016 previsto dalla delibera AEEGSI 447/2013/R/gas.

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Si segnala che al termine dell'esercizio risultano rimanenze di gas naturale in stoccaggio per complessivi Euro 1.945 migliaia rispetto ad Euro 1.980 migliaia del 31 dicembre 2015.

La contabilizzazione degli effetti economici dei contratti derivati di copertura maturati nel corso dell'esercizio di riferimento ha determinato l'iscrizione di costi per complessivi Euro 34 migliaia che hanno incrementato la voce di pari importo.

Si segnala altresì che nel corso dell'esercizio le quantità di gas naturale più significative per la fornitura della clientela finale sono fornite al Gruppo Ascopiave dalla società Eni Gas & Power S.p.A..

30. Costi acquisto altre materie prime

La seguente tabella riporta i costi relativi all'acquisto di altre materie prime negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Acquisti di energia elettrica	16.894	18.824
Acquisti di altri materiali	1.991	1.671
Costi acquisto altre materie prime	18.887	20.495

Al termine dell'esercizio i costi sostenuti per l'acquisto di altre materie prime rilevano un decremento pari ad Euro 1.608 migliaia spiegato dai minori costi sostenuti per gli approvvigionamenti di energia elettrica.

I costi sostenuti per l'acquisto di energia elettrica registrano una diminuzione pari ad Euro 1.930 migliaia, passando da Euro 18.824 migliaia, ad Euro 16.894 migliaia dell'esercizio di riferimento. Il decremento è principalmente spiegato dai minori gigawattora commercializzati (-18,8) che al termine dell'esercizio 2016 si attestano a 339,9.

I costi iscritti nella voce acquisti di altri materiali rilevano un incremento pari ad Euro 320 migliaia, passando da Euro 1.671 migliaia dell'esercizio 2015, ad Euro 1.991 migliaia dell'esercizio di riferimento. La voce accoglie prevalentemente i costi relativi all'acquisto dei materiali atti alla realizzazione degli impianti di distribuzione del gas naturale.

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31. Costi per servizi

La seguente tabella riporta il dettaglio dei costi per servizi negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Costi di vettoriamento su reti secondarie	73.821	85.777
Costi di lettura contatori	675	755
Spese invio bollette	563	461
Spese postali e telegrafiche	1.164	1.483
Manutenzioni e riparazioni	2.253	2.672
Servizi di consulenza	4.982	4.131
Servizi commerciali e pubblicità	2.061	2.173
Utenze varie	1.436	1.729
Compensi ad amministratori e sindaci	1.303	1.086
Assicurazioni	1.182	1.016
Spese per il personale	999	836
Altre spese di gestione	6.533	6.283
Costi per godimento beni di terzi	9.902	10.531
Servizi di stoccaggio	629	218
Costi per servizi	107.503	119.151

I costi per servizi sostenuti nel corso dell'esercizio 2016 rilevano un decremento pari ad Euro 11.648 migliaia, passando da Euro 119.151 migliaia del 2015, ad Euro 107.503 migliaia dell'esercizio di riferimento. Il decremento è principalmente spiegato dai minori costi sostenuti per il vettoriamento del gas naturale su reti secondarie e primarie (- 11.956 migliaia di Euro), per utenze (-293 migliaia di Euro) e per costi per godimento beni di terzi (-629 migliaia di Euro). Tali decrementi sono stati parzialmente compensati dall'aumento dei costi sostenuti per servizi di consulenza (+851 migliaia di Euro), per il servizio di trasporto dell'energia elettrica (+523 migliaia di Euro), per altre spese di gestione (+250 migliaia di Euro) e per servizi di stoccaggio (+411 migliaia di Euro).

I minori costi sostenuti per il vettoriamento su reti secondarie sono principalmente spiegati dalla diminuzione dei consumi di gas naturale registrata nel corso dell'esercizio di riferimento (-18,3 milioni di metri cubi) nonché dai minori quantitativi di energia elettrica commercializzata (-18,8 gigawattora). Il decremento è stati parzialmente compensato dai maggiori costi unitari sostenuti per il trasposto dell'energia elettrica.

I costi sostenuti per servizi di consulenza passano da Euro 4.131 migliaia del 2015, ad Euro 4.982 migliaia dell'esercizio di riferimento. L'incremento è principalmente spiegato dai costi sostenuti per la costituzione della società AP Reti Gas S.p.A. che sono risultati pari ad Euro 560 migliaia.

I costi sostenuti per altre spese di gestione registrano un aumento pari ad Euro 250 migliaia principalmente spiegato dai maggiori costi sostenuti per commissioni bancarie e postali, per 153 migliaia, e dall'aumento dei costi per servizi di pulizia, per Euro 64 migliaia.

I costi sostenuti per godimento beni di terzi hanno evidenziato una diminuzione pari ad Euro 629 migliaia rispetto all'esercizio precedente. La voce accoglie principalmente i canoni corrisposti agli Enti Locali per la gestione delle concessioni di distribuzione del gas naturale.

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32. Costi del personale

La seguente tabella riporta il dettaglio dei costi del personale negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Salari e stipendi	21.040	18.607
Oneri sociali	6.294	5.926
Trattamento di fine rapporto	1.375	1.291
Altri costi	28	164
Totale costo del personale	28.737	25.987
Costo del personale capitalizzato	(4.504)	(4.414)
Costi del personale	24.233	21.573

Il costo del personale è espresso al netto dei costi capitalizzati dalle società di distribuzione del gas naturale a fronte di incrementi di immobilizzazioni immateriali per lavori eseguiti in economia, gli stessi sono direttamente imputati alla realizzazione delle infrastrutture atte alla distribuzione del gas naturale ed iscritti nell'attivo patrimoniale.

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I costi del personale passano da Euro 25.987 migliaia dell'esercizio 2015 ad Euro 28.737 migliaia dell'esercizio di riferimento, rilevando un incremento pari ad Euro 2.750 migliaia.

L'incremento, comprensivo dei relativi oneri sociali è determinato per Euro 1.452 migliaia dalla contabilizzazione dei compensi legati ai piani di incentivazione a lungo termine nonché dagli aumenti retributivi corrisposti nel corso dell'esercizio di riferimento e dovuti a riconoscimenti individuali ed a trascinamenti contrattuali.

In osservanza dell'IFRS 2 il costo dei piani di incentivazione a lungo termine ha trovato contropartita tra le riserve di patrimonio netto per Euro 923 migliaia per la quota da corrispondersi in azioni e tra i fondi di quiescenza per Euro 529 migliaia per la parte in contanti.

Gli importi contabilizzati in relazione ai piani di incentivazione a lungo termine si riferiscono ai primi due anni del triennio 2015-2017, periodo definito dai piani per la maturazione del premio. Alla data di approvazione del progetto del Bilancio 2015 infatti, i parametri assunti per il calcolo degli importi prospetticamente in corso di maturazione non risultavano disponibili per il calcolo dell'onere maturato.

Il residuo incremento è determinato dagli aumenti retributivi corrisposti nel corso dell'esercizio di riferimento e dovuti a riconoscimenti individuali ed a trascinamenti contrattuali.

Il costo del personale capitalizzato ha registrato un incremento pari ad Euro 89 migliaia passando da Euro 4.414 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 4.504 migliaia del 2016 diminuendo il costo complessivo del personale di pari importo.

La tabella di seguito riportata evidenzia il numero medio di dipendenti del Gruppo per categoria negli esercizi a confronto:

Descrizione	31/12/2016	31/12/2015	Variazione
Dirigenti (medio)	17	17	0
Impiegati (medio)	362	357	5
Operai (medio)	103	105	-2
Totale personale dipendente	482	478	4

33. Altri costi di gestione

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri costi di gestione negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Accantonamento rischi su crediti	2.891	4.004
Altri accantonamenti	0	532
Contributi associativi e AEEG	697	646
Minusvalenze	886	454
Sopravvenienze caratteristiche	819	1.353
Altre imposte	948	969
Altri costi	681	865
Costi per appalti	641	522
Titoli di efficienza energetica	16.705	8.766
Altri costi di gestione	24.269	18.110

Gli altri costi di gestione, passando da Euro 18.110 migliaia del 2015, ad Euro 24.269 migliaia dell'esercizio di riferimento, rilevano un incremento pari ad Euro 6.159 migliaia. Lo stesso è principalmente determinato dal maggior costo iscritto per l'acquisto dei titoli di efficienza energetica (+7.939 migliaia di Euro), il quale è stato parzialmente compensato dalla diminuzione degli accantonamenti per rischi su crediti (-1.113 migliaia di Euro) reso possibile dall'adeguata capienza del fondo svalutazione crediti.

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La voce minusvalenze registra una variazione pari ad Euro 432 migliaia rispetto all'esercizio 2015. La voce accoglie il valore netto contabile delle immobilizzazioni che sono state oggetto di dismissione nel corso dell'esercizio di riferimento.

I costi iscritti al 31 dicembre 2016 per l'acquisto dei titoli di efficienza energetica sono conteggiati valorizzando i quantitativi di titoli maturati rispetto all'obiettivo 2016 (periodo regolamentare giugno 2016-maggio 2017). Il costo unitario è pari al fair value dei prezzi registrati nel mercato di riferimento, calcolato al 31 dicembre 2016, è stimato pari ad Euro 191,4, fonte STX (Euro 105,7 alla data del 31 dicembre 2015).

34. Altri proventi operativi

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri proventi operativi negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Altri proventi	596	591
Altri proventi	596	591

Al termine dell'esercizio 2016 gli altri proventi operativi rilevano un incremento pari ad Euro 5 migliaia, passando da Euro 591 migliaia del 2015, ad Euro 596 migliaia. Nel 2016 la voce accoglie principalmente plusvalenze realizzate dalla cessione di beni durevoli.

35. Ammortamenti e svalutazioni

La seguente tabella riporta il dettaglio degli ammortamenti negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Immobilizzazioni immateriali	17.830	17.509
Immobilizzazioni materiali	2.397	2.521
Ammortamenti e svalutazioni	20.227	20.029

Gli ammortamenti registrano un incremento pari ad Euro 198 migliaia, passando da Euro 20.029 migliaia dell'esercizio 2015, ad Euro 20.227 migliaia dell'esercizio di riferimento.

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Proventi e oneri finanziari

36. Proventi e oneri finanziari

La seguente tabella riporta il dettaglio dei proventi ed oneri finanziari negli esercizi considerati:

	Esercizio 2016	Esercizio 2015
(migliaia di Euro)
Interessi attivi bancari e postali	11	309
Altri interessi attivi	232	489
Altri proventi finanziari	4	5
Proventi finanziari	247	803
Interessi passivi bancari	90	516
Interessi passivi su mutui	511	621
Altri oneri finanziari	190	184
Oneri finanziari	791	1.321
Quota utile/(perdita) società contabilizzate con i	1.157	1.491
Quota risultato da società controllo congiunto	6.593	5.958
Quota utile/(perdita) società contabilizzate con i	7.750	7.449
Totale (oneri)/proventi finanziari netti	7.206	6.931

Al termine dell'esercizio di riferimento il saldo tra oneri e proventi finanziari evidenzia un risultato negativo pari ad Euro 544 migliaia, in aumento rispetto all'esercizio precedente per Euro 26 migliaia.

La variazione è dovuta all'effetto combinato della mancata effettuazione nel corso dell'esercizio 2016 delle operazioni di arbitraggio sui tassi di interesse, che avevano caratterizzato invece l'esercizio 2015, della riduzione dei tassi di interesse applicati dagli istituti di credito alle linee di credito e del miglioramento della situazione finanziaria del Gruppo, che ha consentito un minor utilizzo delle linee stesse.

La voce Valutazione imprese collegate con il metodo del patrimonio netto risulta pari ad Euro 1.157 migliaia ed accoglie il rilascio di parte del fondo rischi per la copertura del deficit patrimoniale della collegata Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione a seguito del risultato positivo conseguito nell'esercizio come spiegato nel paragrafo "Partecipazioni" delle presenti note esplicative. La voce rileva un decremento rispetto all'esercizio precedente pari ad Euro 334 migliaia.

La voce "Quota risultato da società controllo congiunto" accoglie i risultati economici maturati dalle società soggette a controllo congiunto nel corso dell'esercizio di riferimento; gli stessi registrano un incremento pari ad Euro 635 migliaia, attestandosi ad Euro 6.593 migliaia.

Imposte

37. Imposte dell' esercizio

La tabella che segue mostra la composizione delle imposte sul reddito negli esercizi considerati, distinguendo la componente corrente da quella differita ed anticipata:

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(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Imposte correnti IRES	20.870	17.953
Imposte correnti IRAP	2.714	3.232
Imposte (anticipate)/differite	(1.182)	(2.666)
Imposte del periodo	22.401	18.519

Le imposte maturate passano da Euro 18.519 migliaia del 2015 ad Euro 22.401 migliaia dell'esercizio di riferimento, rilevando un incremento pari ad Euro 3.882 migliaia. L'aumento registrato è principalmente spiegato dal maggior risultato conseguito nel corso dell'esercizio.

Nella tabella seguente si evidenzia la ripartizione delle imposte IRES negli esercizi considerati:

(Migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
IRES	983	850
Addizionale IRES
Oneri/(proventi) da adesione al consolidato fiscale	19.887	17.102
Imposte correnti IRES	20.870	17.953

La tabella seguente mostra l'incidenza delle imposte sul reddito sul risultato ante imposte negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile ante imposte	79.343	63.881
Imposte del periodo	22.401	18.519
Incidenza sul risultato ante imposte	28,2%	29,0%

Il tax-rate registrato al 31dicembre 2016 risulta pari al 28,2% e registra una variazione in diminuzione rispetto al 31 dicembre dell'esercizio precedente pari allo 0,8%.

Componenti non ricorrenti

Ai sensi della comunicazione CONSOB n.15519/2005 si segnala che nella voce "Costi di acquisto della materia prima gas" risultano iscritti Euro 11.122 migliaia riconosciuti alla controllata Ascotrade S.p.A. dall'Autorità per l'energia elettrica il gas e il servizio idrico in relazione alla consuntivazione del meccanismo APR. Si segnala inoltre che i ricavi conseguiti da Ap Reti Gas S.p.A. per il servizio di distribuzione del gas naturale hanno beneficiato dell'effetto positivo,

pari a Euro 1.173 migliaia, derivante dal differenziale tra stime preliminari e valutazione consuntiva del vincolo dei ricavi 2015. Tali componenti reddituali non sono ricorrenti ed entrambi sono descritti nel paragrafo "Altri fatti di rilievo" di questa relazione.

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Transazioni derivanti da operazioni atipiche e/o inusuali

Ai sensi della Comunicazione Consob N. DEM/6064296 del 28 luglio 2006, si precisa che nel corso dell'esercizio 2016 non sono state effettuate operazioni atipiche e/o inusuali.

ALTRE NOTE DI COMMENTO ALLA RELAZIONE FINANZIARIA ANNUALE 2016

Impegni e rischi

Garanzie prestate

Il Gruppo ha erogato le seguenti garanzie al 31 dicembre 2016:

Garanzie in carico alle società rientranti nell'area di consolidamento:

(Migliaia di Euro)	31 dicembre 2016	31 dicembre 2015
Patronage su linee di credito	6.400	6.400
Patronage su contratti di locazione finanziaria	0	956
Fidejussioni su linee di credito	231	1.653
Su esecuzione lavori	903	943
Su accordi di incentivazione all'esodo di cui all'art. 4, legge n. 92/2012	43	119
Ad uffici UTF regioni per imposte sul gas	4.157	6.232
Ad uffici UTF e regioni per imposte sull' energia elettrica	119	669
Su concessione distribuzione	3.414	2.789
Su contratti di vettoriamento	12.841	8.778
Su contratto di trasporto di energia elettrica	16.751	13.849
Su contratti di acquisto gas	22	556
Su contratti di acquisto energia elettrica	2.000	2.000
Su concorso a premi	0	19
Su servizio di stoccaggio del gas naturale	410	110
Totale	47.290	45.072

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L'incremento delle garanzie rilasciate è principalmente collegato con la maggior copertura richiesta dall'operatore nazionale che si occupa di distribuzione di energia elettrica, oltre dalle maggiori fideiussioni rilasciate a favore delle società di vettoriamento del gas, esterne al Gruppo.

Garanzie in carico alle società a controllo congiunto e società collegate valutate con il metodo del patrimonio netto:

(Migliaia di Euro)	31 dicembre 2016	31 dicembre 2015
Patronage su linee di credito	26.665	34.333
Su esecuzione lavori	8	8
Su accordi di incentivazione all'esodo di cui all'art. 4, legge n. 92/2012495		0
Ad uffici UTF e regioni per imposte sul gas	928	928
Ad uffici UTF e regioni per imposte sull' energia elettrica	68	79
Su concessione distribuzione	180	180
Su contratti di vettoriamento	1.128	671
Su contratto di trasporto di energia elettrica	216	406
Su contratti di locazione	114	114
Totale	29.801	36.719

I patronage su linee di credito e su contratti di acquisto del gas rilasciate a favore della collegata Sinergie Italiane S.r.l.

in liquidazione ammontano al 31 dicembre 2016 ad Euro 26.665 migliaia (Euro 34.400 migliaia al 31 dicembre 2015).

Fattori di rischio ed incertezza

Informazioni relative agli accordi non risultanti dallo stato patrimoniale

Ai sensi dell'art. 2427, primo comma, punto 22-ter del Codice Civile, introdotto con Decreto Legislativo 173 il 23 novembre 2008, si segnala che la società non presenta accordi non risultanti dallo stato patrimoniale.

Gestione del rischio finanziario: obiettivi e criteri

Il finanziamento delle attività operative del Gruppo avviene principalmente mediante il ricorso a finanziamenti bancari, leasing finanziari, contratti di noleggio con l'opzione d'acquisto e depositi bancari a vista ed a breve termine. Il ricorso a tali forme di finanziamento, essendo prevalentemente a tasso variabile, espone il Gruppo al rischio legato alle fluttuazioni dei tassi d'interesse, che determinano poi possibili variazioni sugli oneri finanziari.

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L'attività operativa mette, invece, di fronte il Gruppo a possibili rischi di credito con le controparti.

Il Gruppo è, inoltre, soggetto al rischio di liquidità poiché le risorse finanziarie disponibili potrebbero non essere sufficienti a far fronte alle proprie obbligazioni finanziarie, nei termini e nelle scadenze prospettate.

Il Consiglio di Amministrazione riesamina e concorda le politiche per gestire detti rischi, di seguito descritti.

Rischio di tasso d'interesse

Essendo il ciclo d'affari caratterizzato da una certa stagionalità, il Gruppo mira a gestire le necessità di liquidità per mezzo di linee di affidamento temporanee e finanziamenti a breve termine a tasso variabile.

Il Gruppo gestisce anche finanziamenti a medio lungo termine con primari istituti di credito, regolati a tasso variabile, con un debito residuo al 31 dicembre 2016 pari ad Euro 43.828 migliaia e scadenze comprese tra il 1° gennaio 2017 ed il 5 febbraio 2026.

I finanziamenti a medio - lungo termine sono principalmente rappresentati dal mutuo erogato nel mese di agosto 2013 dalla Banca Europea per gli Investimenti, con un debito residuo al 31 dicembre 2016 di Euro 34.500 migliaia, e dal finanziamento erogato nel 2011 da Unicredit S.p.A., con un debito residuo al termine del 2016 di Euro 8.571 migliaia, oggetto di un'operazione di cartolarizzazione da parte dell'istituto erogante, entrambi soggetti a covenants che risultano rispettati.

Per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo n. 18 "Finanziamenti a medio e lungo termine".

Analisi di sensitività al rischio di tasso

La seguente tabella illustra gli impatti sull'utile ante-imposte del Gruppo della possibile variazione dei tassi di interesse in un intervallo ragionevolmente possibile.

	gennaio	febbraio	marzo	aprile	maggio	giugno	luglio	agosto	settembre	ottobre	novembre dicembre
Posizione Finanziaria Netta 2016	(120.610) (94.608)		(70.635)	(42.423)	(64.081)	(46.639)	(69.473)	(76.740)	(62.985)	(77.462)	(96.334)	(94.119)
T asso medio attivo	0,01%	0,01%	0,01%	0,01%	0,02%	0,01%	0,01%	0,01%	0,01%	0,01%	0,00%	0,01%
T asso medio passivo	0,63%	0,66%	0,71%	0,67%	0,58%	0,62%	0,63%	0,61%	0,55%	0,44%	0,36%	0,34%
T asso medio attivo maggiorato di 200 basis point	2,01%	2,01%	2,01%	2,01%	2,02%	2,01%	2,01%	2,01%	2,01%	2,01%	2,00%	2,01%
T asso medio passivo maggiorato di 200 basis point	2,63%	2,66%	2,71%	2,67%	2,58%	2,62%	2,63%	2,61%	2,55%	2,44%	2,36%	2,34%
T asso medio attivo diminuito di 50 basis point	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%
T asso medio passivo diminuito di 50 basis point	0,13%	0,16%	0,21%	0,17%	0,08%	0,12%	0,13%	0,11%	0,05%	0,00%	0,00%	0,00%
PFN ricalcolata con maggiorazione di 200 basis point	(120.815) (94.759)		(70.755)	(42.492)	(64.190)	(46.716)	(69.591)	(76.870)	(63.088)	(77.594)	(96.492)	(94.279)
PFN ricalcolata con diminuzione di 50 basis point	(120.559) (94.571)		(70.605)	(42.405)	(64.054)	(46.620)	(69.444)	(76.707)	(62.959)	(77.429)	(96.294)	(94.079)	Totale
Effetto sul risultato ante-imposte con maggiorazione di 200 basis points	(205)	(150)	(120)	(70)	(109)	(77)	(118)	(130)	(104)	(132)	(158)	(160)	(1.532)
Effetto sul risultato ante-imposte con riduzione di 50 basis points	51	38	30	17	27	19	30	33	26	33	40	40	383

L'analisi di sensitività, ottenuta simulando una variazione sui tassi di interesse applicati alle linee di credito del Gruppo pari a 50 basis points in diminuzione (con il limite minimo di zero basis points), e pari a 200 basis points in aumento, mantenendo costanti tutte le altre variabili, porta a stimare un effetto sul risultato prima delle imposte compreso tra un peggioramento di Euro 1.532 migliaia (2015: Euro 2.205 migliaia) ed un miglioramento di Euro 383 migliaia (2015: Euro 551 migliaia).

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Rischio di credito

L'attività operativa mette di fronte il Gruppo ai possibili rischi di credito causati dal mancato rispetto dei vincoli commerciali con le controparti.

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Il Gruppo monitora costantemente tale tipologia di rischio attraverso un'adeguata procedura di gestione del credito, agevolata in tal senso anche dalla parcellizzazione di una componente significativa dei crediti verso clienti. La politica è quella di svalutare integralmente i crediti che presentano un'anzianità superiore all'esercizio (cioè che sono scaduti da oltre un anno) e comunque tutti i crediti in essere nei confronti dei clienti falliti o sottoposti a procedura concorsuale, e applicare invece ai crediti più recenti delle percentuali di svalutazione determinate dall'analisi storica di incassi ed insoluti, verificando la capienza del fondo svalutazione crediti, affinché risulti in grado di coprire integralmente tutti i crediti aventi un ageing superiore ai 12 mesi e parte di quelli scaduti tra 6 e 12 mesi.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità rappresenta l'incapacità del Gruppo di far fronte alle proprie obbligazioni finanziarie, nei termini e nelle scadenze prospettate, con le risorse finanziarie disponibili, a causa dell'impossibilità di reperire nuovi fondi o liquidare attività sul mercato, determinando un impatto sul risultato economico nel caso in cui il Gruppo sia costretto a sostenere costi addizionali per fronteggiare i propri impegni, o una situazione di insolvibilità con conseguente rischio per l'attività aziendale.

Il Gruppo persegue costantemente il mantenimento del massimo equilibrio e flessibilità tra fonti di finanziamento ed impieghi, minimizzando tale rischio. I due principali fattori che influenzano la liquidità del Gruppo sono da una parte le risorse generate o assorbite dalle attività operative o d'investimento, dall'altra le caratteristiche di scadenza e di rinnovo del debito.

Rischio di prezzo delle materie prime

La società è esposta al rischio di oscillazione del costo della materia prima dovuto al disallineamento tra i panieri di indicizzazione delle tariffe di vendita dell'energia e i panieri di indicizzazione del costo di acquisto, che possono essere tra di loro differenti.

Al fine di ridurre l'esposizione al rischio sopra descritto, la società ha sottoscritto contratti di approvvigionamento che prevedono la copertura quasi integrale delle clausole di indicizzazione del costo nel portafoglio di acquisto della materia prima e delle clausole di indicizzazione del prezzo nel portafoglio di vendita, oltre a contratti derivati di copertura finalizzati all'allineamento delle diverse formule di acquisto/vendita.

Il rischio rimane pertanto legato all'eventuale missmatching in termini volumetrici, tra le quantità consuntivate sottese alle varie formule di indicizzazione e le relative quantità stimate a budget sulla base delle quali è stato strutturato il portafoglio in acquisto.

Policy per la gestione ed il controllo dei rischi

Dal mese di settembre 2015 il Gruppo applica le Policy di "Gestione e Controllo dei Rischi Energetici e Finanziari", perseguendo l'obiettivo del contenimento della volatilità indotta dai rischi energetici sulla marginalità complessiva e della stabilizzazione dei flussi di cassa, oltre al mantenimento dell'equilibrio tra fonti di finanziamento ed impieghi e al contenimento del costo del funding.

In accordo con quanto previsto dalle Policy, il Gruppo potrà fare ricorso all'utilizzo di strumenti derivati con finalità di copertura, al fine di ridurre o contenere il rischio in oggetto, seguendo quanto previsto dalla procedura "Adempimenti Regolamento EMIR", che definisce i criteri e le regole con cui il Gruppo Ascopiave risponde agli obblighi imposti dal

Regolamento UE n. 648/2012 – European Market Infrastructure Regulation, avente ad oggetto le tecniche di attenuazione del rischio collegate con l'utilizzo di strumenti derivati di copertura, richieste per rendere tale operatività il più trasparente possibile al mercato.

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Gestione del rischio di prezzo e modalità di rappresentazione contabile

Il Gruppo risulta esposto al rischio di prezzo delle commodity relativamente alla propria operatività nei business del gas e dell'energia elettrica; obiettivo generale delle attività di gestione del rischio è quello di ridurre gli impatti sul Conto Economico aziendale generati dagli acquisti e dalle vendita in portafoglio per effetto della variazione dei prezzi di mercato

L'esposizione al rischio è attualmente definita in termini di gap volumetrico tra le diverse formule di indicizzazione dei contratti in portafoglio tenendo pertanto in considerazione eventuali situazioni di natural hedging all'interno del portafoglio; nell'ambito delle attività di risk management il Gruppo ricorre all'utilizzo di strumenti finanziari derivati e nello specifico attraverso la stipula di operazioni di Swap, con l'obiettivo di ridurre l'esposizione complessiva del portafoglio, attraverso una riduzione dei gap rilevati tra le diverse formule.

Gli strumenti derivati che possono essere stipulati dal Gruppo sono rappresentati da Commodity Swap sul prezzo del gas e/o da Contract For Difference sul prezzo dell'energia elettrica, che prevedono lo scambio periodico di un differenziale tra un prezzo fisso ed un prezzo variabile indicizzato ad un determinato benchmark di mercato.

Si rileva che alla data del 31 dicembre 2016 gli strumenti derivati in essere, dettagliati nei paragrafi n. 6 "Attività non correnti su strumenti finanziari derivati", n. 14 "Attività correnti su strumenti finanziari derivati" e n. 27 "Passività correnti su strumenti finanziari derivati" ed il cui mark to market ammonta complessivamente ad Euro +1.760 migliaia, presentano una situazione di efficacia prospettica e retrospettica.

Rischi specifici dei settori di attività in cui opera il Gruppo

Regolamentazione

Il Gruppo Ascopiave svolge attività nel settore del gas soggette a regolamentazione. Le direttive e i provvedimenti normativi emanati in materia dall'Unione Europea e dal Governo italiano e le decisioni dell'Autorità per l'energia elettrica, il gas ed il sistema idrico possono avere un impatto rilevante sull'operatività, i risultati economici e l'equilibrio finanziario. Futuri cambiamenti nelle politiche normative adottate dall'Unione Europea o a livello nazionale potrebbero avere ripercussioni non previste sul quadro normativo di riferimento e, di conseguenza, sull'attività e sui risultati del Gruppo.

Stagionalità dell'attività

Il consumo di gas varia in modo considerevole su base stagionale, con una maggiore richiesta nel periodo invernale in relazione ai maggiori consumi per uso riscaldamento. La stagionalità influenza l'andamento dei ricavi di vendita di gas e i costi di approvvigionamento, mentre gli altri costi di gestione sono fissi e sostenuti dal Gruppo in modo omogeneo nel corso dell'anno. La stagionalità dell'attività svolta influenza anche l'andamento della posizione finanziaria netta del Gruppo, in quanto i cicli di fatturazione attiva e passiva non sono tra loro allineati e dipendono anch'essi dall'andamento dei volumi di gas venduti e acquistati in corso d'anno. Pertanto, i dati e le informazioni contenute nei prospetti contabili intermedi non consentono di trarre immediatamente indicazioni rappresentative dell'andamento complessivo dell'anno.

Gestione del Capitale

L'obiettivo primario della gestione del capitale del Gruppo è garantire che sia mantenuto un solido rating creditizio e adeguati livelli dell'indicatore di capitale. Il Gruppo può adeguare i dividendi pagati agli azionisti, rimborsare il capitale o emettere nuove azioni.

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Il Gruppo verifica il proprio capitale rapportando la posizione finanziaria netta totale al Patrimonio netto.

Il Gruppo include nel debito netto finanziamenti onerosi, ed altri debiti finanziari, al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Posizione finanziaria netta a breve	59.220	69.786
Posizione finanziaria netta a medio-lungo	34.899	44.250
Posizione finanziaria netta	94.119	114.037
Capitale sociale	234.412	234.412
Azioni proprie	(17.521)	(17.521)
Riserve	173.684	160.233
Utile netto non distribuito	53.635	43.014
Patrimonio netto Totale	444.209	420.137
Totale fonti di finanziamento	538.328	534.173
Rapporto posizione finanziaria netta/Patrimonio netto	0,21	0,27

Il rapporto PFN/patrimonio netto rilevato al 31 dicembre 2016 risulta pari a 0,21, evidenziando un decremento rispetto a quanto rilevato al 31 dicembre 2015, quando era risultato pari a 0,27.

L'andamento di tale indicatore è collegato all'effetto combinato della variazione della Posizione Finanziaria Netta, migliorata di Euro 19.918 migliaia nel corso del 2016, e del Patrimonio Netto, che ha subito un incremento di Euro 24.072 migliaia rispetto al 31 dicembre 2015, pur in presenza di una significativa distribuzione dei dividendi ai soci pari ad Euro 33.347 migliaia (euro 33.332 migliaia nell'esercizio 2015).

Rappresentazione delle attività e passività finanziarie per categorie

Il dettaglio delle attività e passività finanziarie per categorie e il relativo fair value (IFRS 13) alla data di riferimento del 31 dicembre 2016 e del 31 dicembre 2015 risultano essere le seguenti:

Gruppo Ascopiave

							31.12.2016
(migliaia di Euro)	A	B	C	D	E	F	Totale	Fair value

Altre attività non correnti				13.566			13.566	13.566
Attività finanziarie non correnti							0	0
Attività non correnti su strumenti finanziari derivati		485					485	485
Crediti commerciali e altre attività correnti				185.174			185.174	185.174
Attività finanziarie correnti				0			0	0
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti				8.822			8.822	8.822
Attività correnti su strumenti finanziari derivati		1.304					1.304	1.304

Finanziamenti a medio e lungo termine						34.541	34.541	34.541
Altre passività non correnti						12.052	12.052	12.052
Passività finanziarie non correnti						357	357	357
Debiti verso banche e finanziamenti						64.397	64.397	64.397
Debiti commerciali e altre passività correnti						133.598	133.598	133.598
Passività finanziarie correnti						3.645	3.645	3.645
Passività correnti su strumenti finanziari derivati		29					29	29

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							31.12.2015
(migliaia di Euro)	A	B	C	D	E	F	Totale	Fair value

Altre attività non correnti				15.366			15.366	15.366
Attività finanziarie non correnti				0			0	0
Crediti commerciali e altre attività correnti				210.217			210.217	210.217
Attività finanziarie correnti				3.487			3.487	3.487
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti				28.301			28.301	28.301

Finanziamenti a medio e lungo termine						43.829	43.829	43.829
Altre passività non correnti						12.054	12.054	12.054
Passività finanziarie non correnti						422	422	422
Debiti verso banche e finanziamenti						97.866	97.866	97.866
Debiti commerciali e altre passività correnti						163.224	163.224	163.224
Passività finanziarie correnti						3.708	3.708	3.708
Passività correnti su strumenti finanziari derivati		252					252	252

Legenda

A - Attività e passività al fair value rilevato direttamene a conto economico

B - Attività e passività al fair value rilevato direttamene a Patrimonio netto (inclusi derivati di copertura)

C - Investimenti posseduti fino a scadenza

D - Attività per finanziamenti concessi e crediti (incluse disponibilità liquide)

E - Attività disponibili per la vendita

F - Passività finanziarie rilevate al costo ammortizzato

Compensi alla Società di revisione

Ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti Consob, evidenziamo i corrispettivi di competenza dell'esercizio 2016 per i servizi di revisione e per quelli diversi dalla revisione resi alla stessa società di revisione.

Tipologia di servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Compensi (migliaia di Euro)
	PricewaterhouseCoopers S.p.A.	Ascopiave S.p.A.	127
Revisione contabile	PricewaterhouseCoopers S.p.A.	società controllate	187
	PricewaterhouseCoopers S.p.A.	Ascopiave S.p.A.	20
Revisione legale conti annuali separati	PricewaterhouseCoopers S.p.A.	società controllate	24
	PricewaterhouseCoopers S.p.A.	Ascopiave S.p.A.	5
Altri Servizi	PricewaterhouseCoopers S.p.A.	società controllate	0
Totale			363

Informativa di settore

L'informativa di settore è fornita con riferimento ai settori di attività in cui il Gruppo opera. I settori di attività sono stati identificati quali segmenti primari di attività. I criteri applicati per l'identificazione dei segmenti primari di attività sono stati ispirati dalle modalità attraverso le quali il management gestisce il Gruppo ed attribuisce le responsabilità gestionali.

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Ai fini delle informazioni richieste dallo IFRS 8 "Informativa di settore Segmenti operativi" la società ha individuato nei segmenti di distribuzione e vendita di gas ed energia elettrica i settori di attività oggetto di informativa.

L'informativa per settori geografici non viene fornita in quanto il Gruppo non gestisce alcuna attività al di fuori del territorio nazionale.

Le tabelle seguenti prese ntano le informazioni sui ricavi, sui risultati economici e sugli aggregati patrimoniali riguardanti i segmenti di business del Gruppo dell'esercizio 2016 e dell'esercizio 2015.

Esercizio 2016 (Migliaia di Euro)	Distribuzione gas	Vendita gas	Vendita energia	Altro	Elisioni	Totale
			elettrica
Ricavi netti a clienti terzi	37.558	399.279	59.044	1.808		497.689
Ricavi intragruppo tra segmenti	51.431	5.452	31.546	18.797	(107.226)	$\bf{0}$
Ricavi del segmento	88,989	404.731	90.590	20.605	(107.226)	497.689
Risultato operativo prima degli ammortamenti	37.535	52.596	4.943	(2.684)	(27)	92.363
Ammortamenti	16.708	2.599	$\bf{0}$	920		20.227
Risultato operativo	20.828	49.997	4.943	(3.605)	(27)	72,137
Risultato ante imposte	23.361	55,550	4.943	(4.511)		79.343
Attività	398.344	240.157	7.858	156.882	(69.938)	733.304
Passività	(81.859)	(145.657)	(11.579)	(119.939)	69.938	(289.095)

Esercizio 2015	Distribuzione	Vendita gas	Vendita	Altro	Elisioni.	Totale
(Migliaia di Euro)	gas		energia
			elettrica
Ricavi netti a clienti terzi	29.087	491.025	61.542	0		581.655
Ricavi intragruppo tra segmenti	56.389	6.470	31.267	0	(94.126)	$\bf{0}$
Ricavi del segmento	85,476	497.496	92.809	0	(94.126)	581.655
Risultato operativo prima degli ammortamenti	35.306	38.505	3.209	0	(40)	76.980
Ammortamenti	17.489	2.541	$\bf{0}$	0		20.029
Risultato operativo	17.817	35,964	3.209	0	(40)	56,950
Risultato ante imposte	19.764	40.909	3.209	$\bf{0}$		63.881
Attività	526.996	292.749	18.234	0	(55.524)	782.454
Passività	(266.192)	(139.219)	(12.430)	0	55.524	(362.317)

Si segnala che i dati riportati in tabella sono stati riesposti a seguito dell'applicazione di una diversa metodologia di attribuzione alle SBU .

Utile per azione

Come richiesto dal principio contabile IAS 33, si forniscono le informazioni sui dati utilizzati per il calcolo dell'utile per azione e diluito.

L'utile per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della Società per il numero delle azioni, al netto delle azioni proprie.

Ai fini del calcolo dell'utile base per azione si precisa che al numeratore è stato utilizzato il risultato economico dell'esercizio dedotto della quota attribuibile a terzi.

Si segnala che non esistono dividendi privilegiati, conversione di azioni privilegiate e altri effetti simili che debbano rettificare il risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di capitale.

L'utile diluito per azione risulta pari a quello per azione in quanto non esistono azioni ordinarie che potrebbero avere effetto diluitivo e non esistono azioni o warrant che potrebbero avere il medesimo effetto.

Di seguito sono esposti il risultato ed il numero delle azioni ordinarie utilizzati ai fini del calcolo dell'utile per azione base, determinati secondo la metodologia prevista dal principio contabile IAS 33:

(migliaia di Euro)	Valore al 31 dicembre 2016	Valore al 31 dicembre 2015
Utile netto attribuibile agli azionisti della Capogruppo	53.635	43.014
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie comprensivo delle azioni proprie, ai fini dell'utile per azione	234.411.575	234.411.575
Numero medio ponderato di azioni proprie	12.100.873	12.148.044
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie escluso le azioni proprie, ai fini dell'utile netto per azione	222.310.702	222.263.532
Utile netto per azione (in Euro)	0,241	0,194

Rapporti con parti correlate

Il dettaglio dei rapporti con parti correlate nel periodo considerato è riepilogato nella seguente tabella:

	Crediti	Altri	Debiti		Costi
(migliaia di Euro)	commerciali	crediti	commerciali	Altri debiti	Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro
Società controllanti
ASCO HOLDING S.P.A.	36	4.925	0	7.738	0	0	20.982	0	61	0
Totale controllanti	36	4.925	0	7.738	0	0	20.982	0	61	0
Società controllate dalla controllante
ASCO TLC S.P.A.	110	0	0	0	0	533	0	0	121	347
SEVEN CENTER S.R.L. Totale società controllate dalla	40	0	69	0	2	248	6	0	37	0
controllante	150	0	69	0	2	781	6	0	158	347
Società collegate e a controllo congiunto
Estenergy S.p.A.	36	0	75	0	0	0	0	0	0	0
ASM SET S.R.L.	1.659	21	19	3.412	20	48	9	6.521	443	57
Unigas Distribuzione S.r.l.	31	0	2.533	0	0	9.056	0	100	62	1
SINERGIE ITALIANE in liquidazione S.R.L.	13	8.193	0	0	58.151	27	0	0	66	0
Totale collegate/controllo congiunto	1.739	8.214	2.627	3.412	58.171	9.131	9	6.621	572	58
Totale	1.925	13.139	2.697	11.150	58.173	9.913	20.997	6.621	790	405

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Ascopiave S.p.A., AP Reti Gas S.p.A., Ascotrade S.p.A., AP Reti Gas Rovigo S.r.l., Edigas Distribuzione S.r.l., Pasubio Servizi S.r.l., Blue Meta S.p.A. e Veritas Energia S.p.A. aderiscono al consolidamento dei rapporti tributari in capo alla controllante Asco Holding S.p.A., evidenziati tra le altre attività e passività correnti.

Relativamente alle società a controllo congiunto:

Estenergy S.p.A.:
o I ricavi per servizi sono relativi a servizi di vettoriamento del gas da Ascopiave S.p.A e in seguito AP Reti Gas S.p.A.;
ASM Set S.r.l. :
o Gli altri crediti: sono relativi ai contratti di conto corrente infragruppo con Ascopiave S.p.A..;
o I costi per beni sono relativi all'acquisto di Gas con AP Reti Gas Rovigo S.r.l.;
o I costi per beni sono relativi all'acquisto di Energia Elettrica con Veritas Energia S.p.A.;
o I costi per servizi sono relativi a servizi amministrativi forniti ad Ascopiave S.p.A.;
o Gli altri costi sono relativi ad interessi passivi sul conto corrente di corrispondenza con Ascopiave S.p.A.;
o I ricavi per servizi sono relativi a ricavi di trasporto del gas e servizi di distribuzione con AP Reti Gas Rovigo S.r.l..;
o Gli altri ricavi sono relativi a interessi maturati sul conto corrente di corrispondenza con Ascopiave S.p.A..
Unigas Distribuzione S.r.l.;
o I costi per servizi sono relativi a costi di trasporto del gas e servizi di distribuzione con Blue Meta S.p.A.;
o I ricavi per beni sono relativi a vendita di gas con Blue Meta S.p.A..

I costi per servizi verso la consociata Asco TLC S.p.A. si riferiscono al canone di noleggio dei server. I ricavi verso la stessa consociata derivano dal contratto di fornitura gas ed energia elettrica e dai contratti di servizio stipulati tra le

parti.

I ricavi verso la controllante Asco Holding S.p.a. derivano dai contratti di servizio stipulati tra le parti relativi prevalentemente ai servizi amministrativi.

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I costi per beni verso Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione sono relativi all'acquisto di gas naturale effettuati da Ascotrade S.p.A. mentre i costi ed i ricavi per servizi sono relativi a prestazioni per contratti di servizio stipulati tra le parti e a rifatturazione di consulenza.

Si segnala inoltre che i patronage su linee di credito e su contratti di acquisto del gas rilasciate a favore della collegata Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione ammontano al 31 dicembre 2016 ad Euro26.665 migliaia (Euro 34.400 migliaia al 31 dicembre 2015).

I costi per servizi verso la consociata Seven Center S.r.l si riferiscono principalmente a servizi di manutenzione della rete di distribuzione del gas naturale.

Si precisa che:

i rapporti economici intercorsi tra le società del Gruppo e le società controllate e consociate avvengono a prezzi di mercato e sono eliminate nel processo di consolidamento;
le operazioni poste in essere dalle società del Gruppo con parti correlate rientrano nella normale attività di gestione e sono regolate a prezzi di mercato;
con riferimento a quanto previsto dall'art.150, 1° comma del D.Lgs. n.58 del 24 febbraio 1998, non sono state effettuate operazioni in potenziale conflitto di interesse con società del Gruppo, da parte dei membri del consiglio di amministrazione.

In data 24 novembre 2010, il Consiglio di Amministrazione ha approvato la Procedura per operazioni con parti correlate (la "Procedura"). La Procedura disciplina le operazioni con parti correlate realizzate dalla Società, direttamente o per il tramite di società controllate, secondo quanto previsto dal Regolamento adottato ai sensi dell'art. 2391-bis cod. civ. dalla Commissione Nazionale per le Società e la Borsa (CONSOB) con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010, come successivamente modificato.

La Procedura è entrata in vigore in data 1 gennaio 2011 e ha sostituito il precedente regolamento in materia di operazioni con parti correlate, approvato dal Consiglio di Amministrazione della Società in data 11 settembre 2006 (successivamente modificato).

Per i contenuti della Procedura si rimanda al documento disponibile sul sito internet dell'Emittente, all'indirizzo seguente: http://www.gruppoascopiave.it/wp-content/uploads/2015/01/Procedura-per-le-operazioni-con-parti-correlate-GruppoAscopiave-20101124.pdf.

Ai fini dell'attuazione della Procedura, viene effettuata periodicamente una mappatura delle cd. Parti Correlate, in relazione alle quali sono applicabili i contenuti e i presidi di controllo previsti nel documento. Gli Amministratori sono inoltre chiamati a dichiarare, qualora sussistenti, eventuali interessi in conflitto rispetto al compimento delle operazioni in esame.

Schemi di bilancio esposti in base alla delibera Consob 15519/2006

Di seguito gli schemi di bilancio con evidenza degli effetti dei rapporti con le parti correlate esposti in base alla delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006:

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Situazione patrimoniale-finanziaria consolidata

					di cui correlate					di cui correlate
(migliaia di Euro)		31.12.2016	A	B	C	D Totale	%	31.12.2015	A B	C	D Totale	%

ATTIVITA'
Attivita non correnti
Avviamento	(1)	80.758	0	0	0	0 0	0,0%	80.758	0	0 0	0 0	0,0%
Altre immobillizzazioni immateriali	(2)	316.905	0	0	0	0 0	0,0%	316.659	0	0 0	0 0	0,0%
Immobilizzazioni materiali	(3)	32.364	0	0	0	0 0	0,0%	34.987	0	0 0	0 0	0,0%
Partecipazioni	(4)	68.738	0		0 68.737	0 68.737 100,0%		68.078	0	0 68.078	0 68.078 100,0%
Altre attività non correnti	(5)	13.566	0		0 8.193	0 8.193	60,4%	15.366	0	0 0	0 0	0,0%
Attività finanziarie non correnti	(6)		0	0	0	0 0	0,0%	0	0	0 0	0 0	0,0%
Attività non correnti su strumenti finanz.derivati	(6)	485	0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Crediti per imposte anticipate	(7)	9.758	0	0	0	0 0	0,0%	11.333	0	0 0	0 0	0,0%
Attivita non correnti		522.574	0		0 76.930	0 76.930	14,7%	527.182	0	0 68.078	0 68.078	12,9%

Attività correnti			0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Rimanenze	(8)	4.311	0	0	0	0 0	0,0%	3.577	0	0 0	0 0	0,0%
Crediti commerciali	(9)	148.079	36	150	1.739	0 1.925	1,3%	172.022	65 184	1.871	0 2.120	1,2%
Altre attività correnti	(10)	47.207	4.925	0	0	0 4.925	10,4%	46.518	52 9.900	0	0 9.952	21,4%
Attività finanziarie correnti	(11)	0	0	0	0	0 0	0,0%	3.487	0	0 0	0 0	0,0%
Crediti tributari	(12)	1.007	0	0	0	0 0	0,0%	1.368	0	0 0	0 0	0,0%
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(13)	8.822	0	0	0	0 0	0,0%	28.301	0	0 0	0 0	0,0%
Attività correnti su strumenti finanziari derivati	(13)	1.304	0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Attività correnti		210.730	4.961	150	1.739	0 6.850	3,3%	255.272	117 10.084	1.871	0 12.072	4,7%
Attività		733.304	4.961		150 78.669	0 83.780	11,4%	782.454	117 10.084	69.948	0 80.149	10,2%
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO			0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Patrimonio netto Totale			0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Capitale sociale		234.412	0	0	0	0 0	0,0%	234.412	0	0 0	0 0	0,0%
Azioni proprie		(17.521)	(0)	(0)	(0)	(0) (0)	0,0%	(17.521)	(0) (0)	(0)	(0) (0)	0,0%
Riserve		221.164	0	0	0	0 0	0,0%	198.374	0	0 0	0 0	0,0%
Patrimonio netto di Gruppo		438.055	0	0	0	0 0	0,0%	415.264	0	0 0	0 0	0,0%
Patrimonio Netto di Terzi		6.154	0	0	0	0 0	0,0%	4.873	0	0 0	0 0	0,0%
Patrimonio netto Totale	(14)	444.209	0	0	0	0 0	0,0%	420.137	0	0 0	0 0	0,0%
Passività non correnti			0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Fondi rischi ed oneri	(15)	6.992	0	0	0	0 0	0,0%	7.360	0	0 0	0 0	0,0%
Trattamento di fine rapporto	(16)	4.077	0	0	0	0 0	0,0%	3.864	0	0 0	0 0	0,0%
Finanziamenti a medio e lungo termine	(17)	34.541	0	0	0	0 0	0,0%	43.829	0	0 0	0 0	0,0%
Altre passività non correnti	(18)	20.267	0	0	0	0 0	0,0%	18.903	0	0 0	0 0	0,0%
Passività finanziarie non correnti	(19)	357	0	0	0	0 0	0,0%	422	0	0 0	0 0	0,0%
Debiti per imposte differite	(20)	16.814	0	0	0	0 0	0,0%	19.571	0	0 0	0 0	0,0%
Passività non correnti		83.050	0	0	0	0 0	0,0%	93.948	0	0 0	0 0	0,0%
Passività correnti			0	0	0	0 0	0,0%		0	0 0	0 0	0,0%
Debiti verso banche e finanziamenti	(21)	64.397	0	0	0	0 0	0,0%	97.866	0	0 0	0 0	0,0%
Debiti commerciali	(22)	103.052	0	69	2.627	0 2.697	2,6%	122.823	0 131	3.025	0 3.156	2,6%
Debiti tributari	(23)	1.231	0	0	0	0 0	0,0%	397	0	0 0	0 0	0,0%
Altre passività correnti	(24)	33.691	7.738	0	0	0 7.738	23,0%	43.324	0	0 0	0 0	0,0%
Passività finanziarie correnti	(25)	3.645	0		0 3.412	0 3.412	93,6%	3.708	0	0 249	0 249	6,7%
Passività correnti su strumenti finanziari derivati	(26)	29	0	0	0	0 0	0,0%	252	0	0 0	0 0	0,0%
Passività correnti		206.045	7.738	69	6.040	0 13.847	6,7%	268.370	0 131	3.274	0 3.405	1,3%
Passività		289.095	7.738	69	6.040	0 13.847	4,8%	362.317	0 131	3.274	0 3.405	0,9%
Passività e patrimonio netto		733.304	7.738	69	6.040	0 13.847	1,9%	782.454	0 131	3.274	0 3.405	0,4%

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Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società consociate

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

Conto economico complessivo

	Esercizio				di cui correlate				Esercizio			di cui correlate
(migliaia di Euro) Note	2016		A	B	C	D	Totale	%	2015	A	B	C	D	Totale	%
Ricavi	(26)	497.689	61	505	7.247	0	7.813	1,6%	581.655	68	498	7.066	0	7.632	1,3%
Totale costi operativi		405.325	0	790	67.302	1.628	69.720	17,2%	504.675	0	872	88.760	1.426	91.058	18,0%
Costi acquisto materia prima gas	(27)	231.029	0	0	58.165	0	58.165	25,2%	325.936	0	0	79.417	0	79.417	24,4%
Costi acquisto altre materie prime	(28)	18.887	0	2	6	0	8	0,0%	20.495	0	8	0	0	8	0,0%
Costi per servizi	(29)	107.503	0	781	9.131	568	10.481	9,7%	119.151	0	841	9.280	563	10.685	9,0%
Costi del personale	(30)	24.233	0	0	0	1.060	1.060	4,4%	21.573	0	0	0	863	863	4,0%
Altri costi di gestione	(31)	24.269	0	6	0	0	6	0,0%	18.110	0	23	62	0	85	0,5%
Altri proventi	(32)	596	0	0	0	0	0	0,0%	591	0	0	0	0	0	0,0%
Ammortamenti e svalutazioni	(33)	20.227	0	0	0	0	0	0,0%	20.029	0	0	0	0	0	0,0%
Risultato operativo		72.137	61	(284)	(60.055)	(1.628)	(61.907)	-85,8%	56.950	68	374	81.694	1.426	83.426	-146,5%
Proventi finanziari	(34)	247	0	0	3	0	3	1,1%	803	0	0	10	0	10	1,2%
Oneri finanziari	(34)	791	0	0	9	0	9	1,1%	1.321	0	0	5	0	5	0,4%
Quota utile/(perdita) società contabilizzate con il metodo del
patrimonio netto Utile ante imposte	(34)	7.750 79.343	0 61	(12) (296)	0 (60.061)	(0) (1.628)	(12) (61.925)	-0,2% -78,0%	7.449 63.881	(0) 68	(10) 383	(0) 81.689	(0) 1.426	(10) 83.431	-0,1% -130,6%
Imposte del periodo	(35)	22.401	20.981	0	0	0	20.981	93,7%	18.519	17.102	0	0	0	17.102	92,4%
Risultato del periodo		56.942	(20.920)	(296)	(60.061)	(1.628)	(82.906)	-145,6%	45.362	17.034	383	81.689	1.426	100.533	-221,6%
Risultato netto del periodo		56.942	(20.920)	(296)	(60.061)	(1.628)	(82.906)	-145,6%	45.362	17.034	383	81.689	1.426	100.533	-221,6%
Risultato del periodo di Gruppo		53.635	0	0	0	0	0	0,0%	43.014	0	0	0	0	0	0,0%
Risultato del periodo di Terzi		3.307	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	2.349	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
Altre componenti del Conto Economico Complessivo		(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
1. componenti che saranno in futuro riclassificate nel conto economico Fair value derivati, variazione del periodo al netto dell'effetto fiscale		(0) 1.786	(0) (0)	(0) (0)	(0) (0)	(0) (0)	(0) (0)	0,0% 0,0%	(0) (194)	(0) (0)	(0) (0)	(0) (0)	(0) (0)	(0) (0)	0,0% 0,0%
2. componenti che non saranno riclassificate nel conto economico			(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
(Perdita)/Utile attuariale su piani a benefici definiti		(10)	(14)	(0)	(0)	(0)	(14)	136,6%	190	(14)	(0)	(0)	(0)	(14)	-7,1%
Risultato del conto economico complessivo		58.718	(20.934)	(296)	(60.061)	(1.628)	(82.920)	-141,2%	45.358	17.048	383	81.689	1.426	100.547	-221,7%
Risultato netto complessivo del gruppo		55.213	(20.934)	(296)	(60.061)	(1.628)	(82.920)	-150,2%		43.027 (17.030)	(366)			(81.672) (1.408) (100.529)	-233,6%
Risultato netto complessivo di terzi		3.503	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	2.331	(18)	(18)	(18)	(18)	(18)	-0,8%

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Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società consociate

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

Rendiconto Finanziario consolidato

(migliaia di Euro)	Esercizio							Esercizio
				di cui correlate							di cui correlate
Utile netto del periodo di gruppo	2016 53.635	A	B	C		D Totale	%	2015 43.014	A	B	C		D Totale	%
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa
Rettif.per raccordare l'utile netto alle disponibilità liquide
Risultato di pertinenza di terzi	3.307					0	0%	2.349					0	0%
						0							0
Ammortamenti	20.227						0%	20.029						0%
Svalutazione dei crediti	2.891					0	0%	4.004					0	0%
Variazione del trattamento di fine rapporto	214					0	0%	(104)					0	0%
Attività/passività correnti su strumenti finanziari	(2.012)					0	0%	252					0	0%
Variazione netta altri fondi	789					0	0%	123					0	0%
Valutaz.impr.collegate e a controllo congiunto con il metodo patr.netto	(7.750)	0		(6.593)		(6.593)	85%	(7.449)	0		(5.994) 0 (5.994)			80%
Accantonamento fondo rischi	0					0	0%	232					0
Minusvalenze/(Plusvalenze) su cessione immobilizzazioni	0					0	0%	454					0
Interessi passivi pagati	(579)					0	0%	(1.240)					0	0%
Imposte pagate	(20.420)					0	0%	(13.535)					0	0%
Interessi passivi di competenza	678					0	0%	1.211					0	0%
Imposte di competenza	22.401					0	0%	18.519					0	0%
Variazioni nelle attività e passività:
Rimanenze di magazzino	(734)					0	0%	(1.095)					0	0%
Crediti commerciali		20.947 (4.925)	(52)			(9.900) 0 (14.877)	-71%	(28.221)	(55)	(91)	(50) 0		(196)	1%
Altre attività correnti	(689)	0	0		0 0	0	0%	27.454	3.717	(52)	(9.900) 0 (6.234)			-23%
Debiti commerciali	(19.770)	0	0		0 0	0	0%	(13.356)	0	(512)	(1.890) 0 (2.402)			18%
Altre passività correnti	(9.763)	0	0	3.163 0		3.163	-32%		13.019 (1.028)	0			0 0 (1.028)	-8%
Altre attività non correnti	2.361	0		0 (8.193) 0		(8.193)	-347%	1.730	0	0	24.030		24.030	1389%
Altre passività non correnti	2.728	0	0		0 0	0	0%	1.859					0	0%
Totale rettifiche e variazioni		14.827 (4.925)		(52) (21.522) 0 (26.499)			-179%	26.235	2.635	(655)	6.196 0		8.177	31%
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa		68.461 (4.925)		(52) (21.522) 0 (26.499)			-39%	69.249	2.635	(655)	6.196 0		8.177	12%
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni immateriali	(19.674)					0	0%	(21.112)					0	0%
Realizzo di immobilizzazioni immateriali	1.574					0	0%	114					0	0%
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(1.164)					0	0%	(901)					0	0%
Realizzo di immobilizzazioni materiali	2					0	0%	6					0	0%
Altri movimenti di patrimonio netto	914					0	0%	365					0	0%
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento	(18.348)	0	0		0 0	0	0%	(21.527)	0	0		0 0		0%
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria
Variazione passività finanziarie non correnti	(64)	0	0		0 0	0	0%	(67)					0	0%
Variaz.netta debiti verso banche e finanziamenti a breve	(71.256)					0	0%	(155.112)					0	0%
Variazione netta attività, passività finanziarie correnti	2.863	0	0		0 0	0	0%	8.106	0	0	7.530 0		7.530	93%
Accensioni finanziamenti e mutui	151.000					0	0%	146.500					0	0%
Rimborsi finanziamenti e mutui	(122.500)					0	0%	(88.000)					0	0%
Dividendi distribuiti a azionisti Ascopiave S.p.A.	(33.347)					0	0%	(33.332)					0	0%
Dividendi distribuiti ad azionisti terzi	(2.222)					0	0%	(1.768)					0	0%
Dividendi società a controllo congiunto	5.934			5.934		5.934	100%	3.369			3.369		3.369	100%
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria	(69.593)	0	0	5.934 0		5.934	-9%	(120.304)	0	0	10.899 0		10.899	-9%
Variazione delle disponibilità liquide	(19.479)					0	0%	(72.582)					0	0%
Disponibilità correnti periodo precedente	28.301					0	0%	100.882					0	0%
Disponibilità correnti periodo corrente	8.822					0	0%	28.301					0	0%
Totale Rendiconto
	(0)					0	0%	(0)					0	0%

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Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società consociate

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

Indebitamento finanziario netto consolidato

	di cui correlate						di cui correlate
(migliaia di Euro)	31.12.2016	A B C	D	Totale	%	31.12.2015	A B	C	D Totale	%
A Cassa		19 0 0	0 0	0	0,0%		15 0 0	0 0	0	0,0%
B Altre disponibilità liquide	8.803 0 0		0 0	0	0,0%	28.286 0 0		0 0	0	0,0%
C Titoli detenuti per la negoziazione		0 0	0 0	0	0,0%		0 0	0 0	0	0,0%
D Liquidità (A) + (B) + (C)	8.822 0 0		0 0	0	0,0%	28.301 0 0		0 0	0	0,0%
E Crediti finanziari correnti		0 0 0	0 0	0	0,0%	3.487 0 0		0 0	0	0,0%
F Debiti bancari correnti	(55.110) 0 0		0 0	0	0,0%	(88.238) 0 0		0 0	0	0,0%
G Parte corrente dell'indebitamento non corrente	(9.287) 0 0		0 0	0	0,0%	(9.628) 0 0		0 0	0	0,0%
H Altri debiti finanziari correnti		(3.645) 0 0 (3.412) 0		(3.412) 93,6%					(3.708) 0 0 (249) 0 (249)	6,7%
I Indebitamento finanziario corrente (F) + (G) + (H)		(68.042) 0 0 (3.412) 0		(3.412)	5,0%	(101.574) 0 0 (249) 0 (249)				0,2%
J Indebitamento finanziario corrente netto (I) - (E) - (D)		(59.220) 0 0 (3.412) 0		(3.412)	5,8%	(69.786) 0 0 (249) 0 (249)				0,4%
K Debiti bancari non correnti	(34.541) 0 0		0 0	0	0,0%	(43.829) 0 0		0 0	0	0,0%
L Obbligazioni emesse/Crediti finanziari non correnti		0 0	0 0	0	0,0%		0 0 0	0 0	0	0,0%
M Altri debiti non correnti	(357) 0 0		0 0	0	0,0%	(422) 0 0		0 0	0	0,0%
N Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	(34.899) 0 0		0 0	0	0,0%	(44.250) 0 0		0 0	0	0,0%
O Indebitamento finanziario netto (J) + (N)		(94.119) 0 0 (3.412) 0		(3.412)	3,6%	(114.037) 0 0 (249) 0 (249)				0,2%

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Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società consociate

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

I valori riportati nelle tabelle precedenti sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

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Gruppo A - Società controllanti:

Asco Holding S.p.A.

Gruppo B - Società controllate dalla controllante:

Asco TLC S.p.A.
Seven Center S.r.l.

Gruppo C – Società a controllo congiunto e collegate:

Estenergy S.p.A.
ASM Set S.r.l.
Unigas Distribuzione S.r.l.
Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione (collegata)

Gruppo D - Altre parti correlate:

Consiglio di Amministrazione
Sindaci
Dirigenti strategici

Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio 2016

Il Gruppo Aeb-Gelsia e Ascopiave sottoscrivono una lettera di intenti per lo sviluppo di una futura operazione di aggregazione industriale

In data 31 gennaio 2017, nell'ambito del percorso di possibile aggregazione industriale previsto nella lettera di intenti sottoscritta tra il Gruppo Aeb-Gelsia e Ascopiave in data 12 Luglio 2016, le Parti hanno condiviso di prorogare i termini del periodo di esclusiva nelle trattative al 30 Aprile 2017.

Ascopiave si aggiudica la gara per l'acquisto del pacchetto azionario di Pasubio Group S.p.A., società attiva nella distribuzione di gas naturale in 22 comuni del Veneto con oltre 88.000 utenti serviti

In data 2 febbraio 2017 si è tenuta l'udienza avanti al Consiglio di Stato per la trattazione dell'appello presentato dal concorrente secondo classificato contro l'ordinanza del TAR Veneto del 7 dicembre 2016. All'esito della stessa, il Collegio ha confermato l'Ordinanza cautelare n. 644/2016 del TAR Veneto, così respingendo l'appello presentato dall'altro concorrente, volto ad ottenere la sospensione dell'efficacia degli atti di gara in attesa della decisione di merito sul ricorso principale, rimessa allo stesso TAR Veneto (alla stato, non si ha notizia in ordine alla fissazione, da parte del Tribunale, dell'udienza conclusiva del procedimento giudiziale).

Ascopiave S.p.A., in caso di perfezionamento dell'operazione, finanzierà l'acquisizione mediate ricorso all'indebitamento finanziario.

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Verifica dell' Agenzia delle Entrate

In data 15 febbraio 2017 il reparto dell'Agenzia delle Entrate – Direzione Provinciale di Treviso ha iniziato le attività di verifica presso Ascopiave S.p.A. nell'ambito delle attività di controllo dei contribuenti di medie dimensioni. Le attività sono relative all'annualità 2014 per le imposte dirette e per l'imposta sul valore aggiunto. Ad oggi le attività sono ancora in corso di svolgimento, l'esito della verifica sarà apprezzabile al termine dell'attività di verifica in base alle indicazioni del processo verbale di contestazione.

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Fatti di rilievo intervenuti dopo l'approvazione del progetto di bilancio

Non si segnalano fatti di rilievo intervenuti dopo l'approvazione del progetto di bilancio.

Obiettivi e politiche del Gruppo

Per quanto riguarda il segmento della distribuzione del gas naturale, il Gruppo intende valorizzare il proprio portafoglio di concessioni puntando a riconfermarsi nella gestione del servizio negli ambiti territoriali minimi in cui vanta una presenza significativa, e di espandersi in altri ambiti, con l'obiettivo di incrementare la propria quota di mercato e rafforzare la propria leadership locale.

Per quanto riguardo il segmento della vendita di gas, il Gruppo intende attuare le necessarie azioni per salvaguardare i livelli di redditività attuali in un contesto di mercato che si profila in mutamento, attraverso una politica commerciale incentrata sulla proposizione di formule di pricing differenziato e sul miglioramento della qualità del servizio. In questo segmento il Gruppo intende perseguire degli obiettivi di crescita della quota di mercato sia attraverso l'acquisizione diretta di nuova clientela, sia attraverso operazioni straordinarie di acquisizione aziendale e/o di partnership.

Dati di sintesi al 31 dicembre 2016 delle società a controllo congiunto consolidate con il metodo del patrimonio netto

Estenergy S.p.A.

Il Gruppo ha una partecipazione del 48,999% in Estenergy S.p.A., un'entità a controllo congiunto attiva nella vendita di gas naturale ed energia elettrica presso utenti finali e grossisti.

La partecipazione del Gruppo in Estenergy S.p.A. è contabilizzata nel bilancio consolidato con il metodo del patrimonio netto. Di seguito sono riassunti i dati economico-finanziari relativi alla società, basati sul bilancio predisposto in accordo con gli IFRS, e la riconciliazione con il valore contabile della partecipazione nel bilancio consolidato:

Stato Patrimoniale- dati riassuntivi

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Attività correnti	56.707	61.728
di cui
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.014	2.751
Attivita non correnti	71.240	73.452
Passività correnti	31.905	38.647
di cui
Passività finanziarie correnti	11	18
Passività non correnti	5.280	5.974
	90.762	90.560
Quota detenuta dal gruppo	48,999%	48,999%
Valore di carico della partecipazione	44.472	44.373

Prospetto dell'utile/(perdita) d'esercizio (dati riassuntivi);

Conto Economico - dati riassuntivi (migliaia di Euro) Esercizio 2016 Esercizio 2015

Ricavi	125.199	146.235
Totale costi operativi	110.725	134.502
Margine operativo Lordo	14.474	11.733
Ammortamenti e svalutazioni	1.780	1.934
Risultato operativo	12.694	9.799
Proventi finanziari	329	3.951
Oneri finanziari	10	75
Utile ante imposte	13.013	13.674
Imposte dell'esercizio	3.872	5.206
Risultato netto del periodo	9.141	8.468
Quota detenuta dal gruppo	48,999%	48,999%
Utile netto dell'esercizio di competenza del gruppo	4.479	4.149

Unigas Distribuzione S.r.l.

Il Gruppo ha una partecipazione del 48,86% in Unigas Distribuzione S.r.l., un'entità a controllo congiunto attiva nella distribuzione del gas naturale.

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La partecipazione del Gruppo in Unigas Distribuzione S.r.l. è contabilizzata nel bilancio consolidato con il metodo del patrimonio netto. Di seguito sono riassunti i dati economico-finanziari relativi alla società, basati sul bilancio predisposto in accordo con gli IFRS, e la riconciliazione con il valore contabile della partecipazione nel bilancio consolidato:

Stato Patrimoniale- dati riassuntivi

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Attività correnti	18.467	14.848
di cui
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.335	3.322
Attivita non correnti	46.993	46.146
Passività correnti	21.933	18.764
di cui
Passività finanziarie correnti	0	0
Passività non correnti	1.070	929
	42.457	41.302
Quota detenuta dal gruppo	48,860%	48,860%
Valore di carico della partecipazione	20.745	20.180

Prospetto dell'utile/(perdita) d'esercizio (dati riassuntivi);

Conto Economico - dati riassuntivi

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi	18.065	16.570
Totale costi operativi	12.417	11.273
Margine operativo Lordo	5.648	5.298
Ammortamenti e svalutazioni	2.527	2.431
Risultato operativo	3.121	2.867
Proventi finanziari	4	15
Oneri finanziari	72	80
Utile ante imposte	3.053	2.802
Imposte dell'esercizio	519	775
Risultato netto del periodo	2.533	2.027
Quota detenuta dal gruppo	48,86%	48,86%
Utile netto dell'esercizio di competenza del gruppo	1.238	990

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Asm Set S.r.l.

Il Gruppo ha una partecipazione del 49% in Asm Set S.r.l., un'entità a controllo congiunto attiva nella vendita di gas naturale ed energia elettrica presso utenti finali e grossisti.

La partecipazione del Gruppo in Asm Set S.r.l. è contabilizzata nel bilancio consolidato con il metodo del patrimonio netto. Di seguito sono riassunti i dati economico-finanziari relativi alla società, basati sul bilancio predisposto in accordo con gli IFRS, e la riconciliazione con il valore contabile della partecipazione nel bilancio consolidato:

Stato Patrimoniale- dati riassuntivi

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Attività correnti	10.084	10.707
di cui
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1.006	4.375
Attivita non correnti	5.319	5.538
Passività correnti	7.263	8.058
di cui
Passività finanziarie correnti	0	0
Passività non correnti	957	995
	7.183	7.192
Quota detenuta dal gruppo	49,000%	49,000%
Valore di carico della partecipazione	3.520	3.524

Prospetto dell'utile/(perdita) d'esercizio (dati riassuntivi);

Conto Economico - dati riassuntivi

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi	25.676	28.697
Totale costi operativi	22.853	25.994
Margine operativo Lordo	2.823	2.703
Ammortamenti e svalutazioni	204	207
Risultato operativo	2.620	2.496
Proventi finanziari	30	38
Oneri finanziari	10	20
Utile ante imposte	2.640	2.514
Imposte dell'esercizio	852	845
Risultato netto del periodo	1.788	1.670
Quota detenuta dal gruppo	49,00%	49,00%
Utile netto dell'esercizio di competenza del gruppo	876	818

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Il bilancio è stato autorizzato alla pubblicazione, da effettuarsi nei termini di Legge, dal Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. nella riunione del 14 marzo 2017. Il Consiglio di Amministrazione ha autorizzato il Presidente ad apportare al bilancio quelle modifiche che risultassero necessarie od opportune per il perfezionamento della forma del documento nel periodo di tempo intercorrente tra il 14 marzo 2017 e la data di approvazione da parte dell'Assemblea degli azionisti.

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Pieve di Soligo, 14 marzo 2017

Il Presidente del Consiglio di Amministrazione Fulvio Zugno

Relazione finanziaria annuale al 31 dicembre 2016

Premessa 3
Situazione Patrimoniale-Finanziaria al 31 dicembre 2016 ed al 31 dicembre 2015 4
Conto economico complessivo dell'esercizio 2016 e dell'esercizio 2015 5
Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto al 31 dicembre 2016 ed al 31 dicembre 2015 6
Rendiconto finanziario per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2016 e al 31 dicembre 2015 7
PRINCIPI CONTABILI IAS/IFRS ADOTTATI NELLA REDAZIONE DEL BILANCIO AL
31 DICEMBRE 2015 8
Criteri di valutazione 13
INFORMATIVA SU ATTIVITÀ DI DIREZIONE E COORDINAMENTO 21
Attività non correnti 23
Attività correnti 28
Patrimonio netto 30
Passività non correnti 32
Passività correnti 37
NOTE ESPLICATIVE DI COMMENTO ALLE PRINCIPALI VOCI DEL CONTO
ECONOMICO 41
Ricavi 41
Costi operativi 41
Conferimento in AP Reti Gas S.p.A. della gestione del servizio della distribuzione e misura di gas naturale, operativa
dal 1° luglio 2016 45
ALTRE NOTE DI COMMENTO 48
Componenti non ricorrenti 48
Informativa su parti correlate 48
Schemi di bilancio esposti in base alla delibera Consob 15519/2006 51
Utile per azione 54
Compensi alla Società di Revisione 55
Impegni e rischi 55
Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio 2016 58
Fatti di rilievo intervenuti dopo l' approvazione del progetto di bilancio 58
Contenziosi 58
Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti 65

Premessa

In conformità a quanto consentito dal D.lgs. 2 febbraio 2007, n. 32, con il quale si è provveduto al recepimento nel nostro ordinamento della Direttiva Comunitaria 2003/51/CE, la Società si avvale della possibilità di redigere la Relazione sulla Gestione della Capogruppo Ascopiave S.p.A. e la Relazione sulla Gestione consolidata in un unico documento, inserito all'interno del fascicolo del Bilancio consolidato.

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Pertanto, la Relazione sulla Gestione consolidata contiene anche tutte le informazioni previste dall'articolo 2428 del Codice Civile, con riferimento al bilancio di esercizio di Ascopiave S.p.A..

ASCOPIAVE S.p.A.

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(Euro)		31.12.2016	31.12.2015
ATTIVITA'
Attivita non correnti
Avviamento	(1)	-	20.433.126
Altre immobillizzazioni immateriali	(2)	248.388	267.494.985
Immobilizzazioni materiali	(3)	29.296.954	33.891.193
Partecipazioni	(4)	481.777.734	183.037.099
Altre attività non correnti	(5)	4.461.934	4.534.382
Crediti per imposte anticipate	(6)	1.858.435	8.298.269
Attivita non correnti		517.643.445	517.689.053
Attività correnti
Rimanenze	(7)	-	1.731.340
Crediti commerciali	(8)	7.411.698	28.439.336
Altre attività correnti	(9)	9.067.385	35.209.431
Attività finanziarie correnti	(10)	2.533.893	20.973.338
Crediti tributari	(11)	756.578	375.864
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(12)	4.511.059	9.389.611
Attività correnti		24.280.614	96.118.920
Attività		541.924.059	613.807.973
Patrimonio netto Totale Capitale sociale		234.411.575	234.411.575

Azioni proprie		(17.521.332)	(17.521.332)
Riserve		143.656.208	142.516.363
Risultato dell'esercizio		33.699.756	33.547.021
Patrimonio netto Totale	(13)	394.246.207	392.953.628
Passività non correnti
Fondi rischi ed oneri	(14)	643.021	550.000
Trattamento di fine rapporto	(15)	252.802	1.171.798
Finanziamenti a medio e lungo termine	(16)	34.541.407	43.828.512
Altre passività non correnti	(17)	44.279	5.533.825
Passività finanziarie non correnti	(18)	-	421.677
Debiti per imposte differite	(19)	22.000
Passività non correnti
Passività correnti		35.503.511
Debiti verso banche e finanziamenti
Debiti commerciali	(20)	64.287.088
	(21)	1.779.494
Altre passività correnti	(22)	2.951.665
Passività finanziarie correnti	(23)	43.156.094
Passività correnti		112.174.342	12.231.658 63.737.471 97.622.233 15.516.232 31.282.466 12.695.944 157.116.875
Passività		147.677.852	220.854.346

Situazione Patrimoniale-Finanziaria al 31 dicembre 2016 ed al 31 dicembre 2015

Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo " Rapporti con parti correlate " di questa relazione finanziaria

Conto economico complessivo dell'esercizio 2016 e dell'esercizio 2015

(Euro)		Esercizio 2016	Esercizio 2015
Ricavi	(24)	56.371.726	32.588.153
Distribuzione dividendi da società partecipate		30.922.835	23.842.374
Altri ricavi		25.448.891	8.745.779
Totale costi operativi		31.495.004	13.446.666
Costi acquisto altre materie prime	(25)	22.105	4.999
Costi per servizi	(26)	9.215.579	6.752.995
Costi del personale	(27)	7.646.739	5.962.935
Altri costi di gestione	(28)	14.666.468	762.694
Altri proventi	(29)	55.887	36.957
Ammortamenti e svalutazioni	(30)	1.778.538	1.730.277
Risultato operativo		23.098.184	17.411.210
Proventi finanziari	(31)	100.231	797.722
Oneri finanziari	(31)	832.885	1.293.035
Utile / (Perdita) ante imposte		22.365.531	16.915.897
Imposte dell'esecizio	(32)	4.550.339	2.525.795
Risultato dell'esercizio		26.915.870	19.441.693
Risultato netto da attività cessate/in dismissione	(33)	6.783.886	14.105.329
Risultato netto dell'esercizio		33.699.756	33.547.021
Altre componenti del Conto Economico Complessivo Componenti che non saranno riclassificate nel conto economico
(Perdita) / Utile attuariale su piani a benefici definiti		16.494	(67.806)
Risultato del conto economico complessivo		33.716.250	33.479.215

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Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo " Rapporti con parti correlate " di questa relazione finanziaria

Prospetto delle variazioni nelle voci di patrimonio netto al 31 dicembre 2016 ed al 31 dicembre 2015

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(Euro)	Capitale sociale	Riserva legale	Azioni proprie	Altre riserve	Riserve differenze attuariali IAS 19	Risultato dell'esercizio
Saldo al 1° gennaio 2016	234.411.575	46.882.315	(17.521.332)	95.695.586	(61.537)	33.547.021	392.953.628
Risultato dell'esercizio						33.699.756	33.699.756
Attualizzazione TFR IAS 19 del periodo					16.494		16.494
Totale risultato conto economico complessivo				(0)	16.494	33.699.756	33.716.250
Destinazione risultato 2015				33.547.021		(33.547.021)	(0)
Distribuzione dividendi				(33.346.605)			(33.346.605)

Piani incentivazione a lungo termine				922.934			922.934
Saldo al 31 dicembre 2016	234.411.575	46.882.315	(17.521.332)	96.818.935	(45.043)	33.699.756	394.246.207

(Euro)	Capitale sociale	Riserva legale	Azioni proprie	Altre riserve	Riserva per rimisurazione piani per benefici dipendenti IAS 19	Risultato dell'esercizio	Totale Patrimonio netto
Saldo al 1° gennaio 2015	234.411.575	46.882.315	(17.659.718)	85.325.906	(129.344)	43.628.329	392.459.063
Destinazione risultato				43.628.329		(43.628.329)	-
Distribuzione dividendi				(33.332.158)			(33.332.158)
Attualizzazione tfr ias 19					67.806		67.806
Piani incentivazione a lungo termine			138.387	73.508			211.895
Risultato dell'esercizio						33.547.021	33.547.021
Saldo al 31 dicembre 2015	234.411.575	46.882.315	(17.521.331)	95.695.586	(61.537)	33.547.021	392.953.628

FLUSSO DI CASSA DELL'ATTIVITA' OPERATIVA	31.12.2016	31.12.2015
Utile netto dell'esercizio	33.699.756	33.547.021
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa
Rettif.per raccordare l'utile lordo alle disponibilità liquide	270.791	15.173.432
Ammortamenti	1.778.538	15.614.231
Variazione del trattamento di fine rapporto	(9.061)	(2.437)
Variazione netta altri fondi	575.584	306.328
Minusvalenze/(Plusvalenze su cessione immobilizzazioni)		428.696
Interessi passivi pagati	(847.735)	(1.337.561)
Interessi passivi di competenza	832.885	1.293.035
Imposte pagate	(6.609.759)	(6.698.896)
Imposte di competenza	4.550.339	5.570.035
Variazioni nelle attività e passività:	9.177.178	714.890
Rimanenze di magazzino	31.273	249.203
Crediti verso clienti	(63.727)	(5.258.215)
Altre attività correnti	(4.681.458)	(4.930.219)
Debiti commerciali	(4.313.242)	(3.918.552)
Altre passività correnti	(2.153.233)	12.868.288
Altre attività non correnti	(404.198)	(54.524)
Altre passività non correnti	6.800	1.758.909
Flusso di cassa derivante da attività cessate	20.754.964
Totale rettifiche e variazioni	9.447.970	15.888.322
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa	43.147.726	49.435.343
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni immateriali	0	(18.424.102)
Realizzo di immobilizzazioni immateriali	10.032	0
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(80.967)	(700.470)
Realizzo di immobilizzazioni materiali	1.884	0
Cessioni/(Acquisizioni) di partecipazioni e acconti	(200.000)	0
Flusso di cassa assorbito da attività cessate	(20.754.964)	0
Altri movimenti di patrimonio netto	0	73.508
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento	(21.024.015)	(19.051.064)
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria
Variaz.netta finanziamenti verso banche a breve	(42.622.249)	(96.737.349)
Variazione netta attività e passività finanziarie correnti	48.966.591	37.098.148
Acquisto azioni proprie		138.387
Dividendi distribuiti a azionisti	(33.346.605)	(33.332.158)
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria	(27.002.263)	(92.832.971)
Variazione delle disponibilità liquide	(4.878.552)	(62.448.692)
Disponibilità Correnti dell'esercizio Precedente	9.389.611	71.838.303
Disponibilità Correnti dell'esercizio Corrente	4.511.059	9.389.611

Rendiconto finanziario per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2016 e al 31 dicembre 2015

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Ai sensi della delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con le parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema riportato al paragrafo " Rapporti con parti correlate " di questa relazione finanziaria

PRINCIPI CONTABILI IAS/IFRS ADOTTATI NELLA REDAZIONE DEL BILANCIO AL 31 DICEMBRE 2015

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Criteri di redazione ed espressione di conformità agli IFRS

Il Bilancio di Ascopiave S.p.A. al 31 dicembre 2016 è elaborato in conformità con gli IFRS, intendendosi per tali tutti gli "International Financial Reporting Standards", tutti gli "International Accounting Standards" (IAS), tutte le interpretazioni dell'"International Financial Reporting Committee" (IFRIC), precedentemente denominate "Standing Interpretations Committee" (SIC) che, alla data di chiusura del bilancio, siano state oggetto di omologazione da parte dell'Unione Europea secondo la procedura prevista dal Regolamento (CE) n. 1606/2002 dal Parlamento Europeo e dal Consiglio Europeo del 19 luglio 2002, nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art.9 del Decreto Legislativo n. 38/2005.

Il bilancio è redatto nella prospettiva della continuità aziendale applicando il metodo del costo storico, tenendo conto ove appropriato delle rettifiche di valore, con l'eccezione delle voci di bilancio che secondo gli IFRS devono essere rilevate al fair value, come indicato nei criteri di valutazione.

I principi contabili adottati sono omogenei a quelli utilizzati nella redazione del bilancio al 31 dicembre 2015, ad eccezione di quanto descritto nel successivo paragrafo Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016. A fini comparativi i prospetti presentano il confronto con i dati patrimoniali del bilancio al 31 dicembre 2015.

La revisione legale del Bilancio è affidata a PricewatherhouseCoopers S.p.A., società incaricata della revisione legale dei conti delle principali società del Gruppo.

Il presente Bilancio è redatto in euro, la moneta corrente nell'economia in cui la Società opera, ed è costituito dalla Situazione Patrimoniale-Finanziaria, dal Conto Economico complessivo, dal Prospetto delle Variazioni nelle voci del Patrimonio Netto, dal Rendiconto Finanziario e dalle Note Esplicative. Tutti i valori riportati nei precisati schemi e nelle note esplicative sono espressi in migliaia di euro, salvo ove diversamente indicato.

Il presente Bilancio al 31 dicembre 2016 è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione della Società in data 14 marzo 2017.

Schemi di bilancio

In merito alle modalità di presentazione degli schemi di bilancio, per la Situazione Patrimoniale-Finanziaria è stato adottato il criterio di distinzione "corrente/non corrente", per il Conto Economico complessivo lo schema scalare con la classificazione dei costi per natura.

Si dà nota che, a seguito del conferimento del ramo d'azienda "distribuzione gas" alla società partecipata AP Reti Gas SpA, con decorrenza 1 luglio 2016 la società Ascopiave S.p.A. ha mutato la propria operatività divenendo nella sostanza una holding di partecipazioni. Al fine di garantire una rappresentazione maggiormente chiara delle performance aziendali, ed in ossequio al disposto dello IAS1.86, la società ha optato per uno schema di conto economico in cui i proventi derivanti dagli investimenti partecipativi, quali in particolare i dividendi, sono esposti tra le componenti del risultato operativo, ovvero tra i ricavi. Medesima struttura di conto economico è stata adottata per i valori comparati dell'esercizio 2015 che pertanto risultano riesposti rispetto al bilancio precedente.

Si dà nota inoltre che il conto economico per l'esercizio 2016 presenta la voce corrispondente al "Risultato netto della attività cessate/in dismissione" conseguente il conferimento del ramo d'azienda "distribuzione gas" già descritto. Ai fini comparativi, il conto economico 2015 risulta quindi riesposto ed accoglie nella medesima voce, il risultato dell'esercizio precedente relativo alle attività cessate. Per un dettaglio dei ricavi e dei costi che compongono il risultato netto dell'attività cessate, si rimanda alla apposita nota esplicativa.

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Il prospetto delle variazioni nelle voci di Patrimonio Netto adottato presenta i saldi di apertura e di chiusura di ciascuna voce del Patrimonio Netto riconciliandoli attraverso l'utile o la perdita di esercizio, le eventuali operazioni con gli azionisti e le altre variazioni del Patrimonio Netto.

Lo schema di Rendiconto Finanziario è definito secondo il metodo "indiretto", rettificando l'utile di esercizio delle componenti di natura non monetaria. Si ritiene che tali schemi rappresentino adeguatamente la situazione economica, patrimoniale e finanziaria.

Nome e sede legale dell'impresa che redige il bilancio consolidato

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2016

Annual Improvements to IFRSs 2010-2012 Cycle e Annual Improvements to IFRSs 2012-2014 Cycle

IAS 19 – Benefici ai dipendenti

IFRS 11 – Accordi a controllo congiunto

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IAS 16 - Immobili, impianti e macchinari e allo IAS 38 - Attività immateriali.

IAS 27 – Bilancio separato

IAS 1 – Presentazione del bilancio

Modifiche all' IFRS 10, IFRS 12 e allo IAS 28: Entità d'investimento: applicazione della deroga al consolidamento

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

IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti

Da un'analisi preliminare sui principali contratti di vendita in essere, non ci si aspetta un impatto significativo derivante dall'applicazione del nuovo principio contabile sul riconoscimento dei ricavi.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni gia' emessi ma non ancora in vigore

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IFRS 14 - Regulatory Deferral Accounts

IFRS 16 - Leases

IFRS 10 – Bilancio consolidato e IAS 28 – Partecipazioni in società collegate e joint ventures.

IAS 12 – Iscrizione delle imposte anticipate sulle perdite non realizzate.

IAS 7 - Disclosure initiative

IFRS 15 – Ricavi da contratti con i clienti

IFRS 2 – Classificazione e valutazione delle transazioni basate su azioni

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IFRIC 22 - Operazioni in valuta estera e anticipi

IAS 40 – Trasferimenti di investimenti immobiliari

Amendments to IFRS 4 - Regarding the implementation of IFRS 9 Financial Instruments

In settembre 2016 lo IASB ha pubblicato l' Amendments to IFRS 4: Regarding the implementation of IFRS 9 Financial Instruments, volto a risolvere le problematiche derivanti dall'applicazione dell'IFRS 9, il nuovo standard sugli strumenti finanziari, prima dell'implementazione dello standard che sostituirà l'IFRS 4, in corso di sviluppo da parte dello IASB. Tale emendamento è applicabile a partire dal 1° gennaio 2018.

Annual Improvements 2014-2016

Utilizzo di stime

La redazione del bilancio richiede da parte degli amministratori l'effettuazione di stime contabili basate su giudizi complessi e/o soggettivi, su esperienze passate e assunzioni considerate di volta in volta ragionevoli e realistiche sulla base delle informazioni conosciute al momento della stima. L'utilizzo di queste stime ha effetto sui valori delle attività e delle passività del bilancio, nonché, sull'ammontare dei ricavi e dei costi e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali nell'esercizio di riferimento. Se nel futuro tali stime e assunzioni, che sono basate sulla miglior valutazione da parte della direzione, dovessero differire dalle circostanze effettive, sarebbero modificate in modo appropriato nel periodo in cui le circostanze stesse si presentano.

Le stime sono utilizzate per rilevare:

riduzioni durevoli di valore di attività non finanziarie: il Gruppo verifica, ad ogni data di bilancio, se ci sono indicatori di riduzioni durevoli di valore per tutte le attività non finanziarie. In particolare l'avviamento viene sottoposto a verifica circa eventuali perdite di valore con periodicità almeno annuale ed in corso d'anno se tali indicatori esistono; detta verifica richiede una stima del valore d'uso dell'unità generatrice di flussi finanziari cui è

attribuito l'avviamento, a sua volta basata sulla stima dei flussi finanziari attesi dall'unità e sulla loro attualizzazione in base a un tasso di sconto adeguato.

gli accantonamenti per rischi su crediti l'obsolescenza di magazzino, le vite utili delle immobilizzazioni immateriali e materiali ed i relativi ammortamenti.

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i benefici ai dipendenti ed i piani per pagamenti basati su opzioni su azioni (c.d. phantom stock option).
le imposte gli accantonamenti per rischi ed oneri.

Le stime e le ipotesi sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi immediatamente a Conto Economico. Nell'applicare i principi contabili di Gruppo, gli Amministratori hanno assunto decisioni basate sulle citate valutazioni discrezionali con un effetto significativo sui valori iscritti a bilancio. Tuttavia, l'incertezza circa tali ipotesi e stime potrebbe determinare esiti che richiederanno, in futuro, un aggiustamento significativo al valore contabile di tali attività e/o passività.

Criteri di valutazione

Esponiamo di seguito i principi contabili adottati da Ascopiave S.p.A.:

Ai fini di tali analisi di recuperabilità, l'avviamento acquisito con aggregazioni aziendali è allocato, dalla data di acquisizione, a ciascuna delle unità (o gruppi di unità) generatrici di flussi finanziari che si ritiene beneficeranno degli effetti sinergici dell'acquisizione, a prescindere dall'allocazione di altre attività o passività a queste stesse unità (o gruppi di unità).

Tali unità generatrici di flussi finanziari:

rappresentano il livello più basso in cui l'avviamento è monitorato a fini di gestione interna;
non sono maggiori di un settore, come definito nello schema di segnalazione primario o secondario.

il concedente controlla o regolamenta i servizi forniti dall'operatore tramite l'infrastruttura e il relativo prezzo da applicare;

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il concedente controlla - attraverso la proprietà, la titolarità di benefici o in altro modo - qualsiasi interessenza residua significativa nell'infrastruttura al termine della concessione.

le liste clienti sono ammortizzate in quote costanti, in funzione della stima dei benefici che si manifesteranno negli esercizi futuri e determinati in sede di Purchase Price Allocation. In particolare, la vita utile associata alle liste clienti è stata determinata dagli Amministratori pari a dieci anni, in ragione del basso tasso di turnover della clientela, rappresentata soprattutto da utenti civili;
le concessioni per il servizio di distribuzione del gas naturale sono ammortizzate in quote costanti sulla base della durata del periodo concessorio o lungo la vita utile stimata. In particolare, il periodo di ammortamento delle concessioni acquisite dal Gruppo Ascopiave è pari a dodici anni in accordo con il quadro normativo di riferimento.

I terreni, sia liberi da costruzioni sia annessi a fabbricati civili e industriali, sono stati contabilizzati separatamente e non vengono ammortizzati in quanto elementi a vita utile illimitata.

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Le principali aliquote economico-tecniche utilizzate sono le seguenti:

Fabbricati	2%
Attrezzatura	8,5%-8,3%
Mobili e arredi	8,80%
Macchine elettroniche	16,20%
Hardware e software di base	20%
Autoveicoli, Autovetture e simili	20%

Le perdite di valore sono contabilizzate nel Conto Economico fra i costi per ammortamenti e svalutazioni. Tali perdite di valore sono ripristinate nel caso in cui vengano meno i motivi che le hanno generate.

Al momento della vendita o quando non sussistono benefici economici futuri attesi dall'uso di un bene, esso viene eliminato dal bilancio e l'eventuale perdita o utile (calcolata come differenza tra il valore di cessione ed il valore di carico) viene rilevata a Conto Economico nell'anno della suddetta eliminazione.

Partecipazioni: le partecipazioni iscritte in questa voce si riferiscono ad investimenti aventi natura durevole, che vengono classificate nelle seguenti categorie:

partecipazioni valutate al patrimonio netto;
altre partecipazioni

Partecipazioni valutate al patrimonio netto: tali partecipazioni si distinguono a loro volta in due categorie:

partecipazioni in imprese a controllo congiunto: le partecipazioni in imprese a controllo congiunto, nelle quali si esercita un controllo sull'entità unitamente ad altri soci, sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Il Conto Economico riflette la quota di pertinenza del risultato d'esercizio della società a controllo congiunto. Secondo il metodo del patrimonio netto le partecipazioni sono rilevate nella situazione patrimoniale-finanziaria al costo, rettificato per le variazioni successive all'acquisizione nelle attività nette, al netto di eventuali perdite di valore delle singole partecipazioni. L'eccedenza del costo di acquisizione rispetto alla percentuale spettante del valore corrente delle attività, passività e passività potenziali identificabili della società alla data di acquisizione è riconosciuto come avviamento. L'avviamento è incluso nel valore di carico dell'investimento ed è assoggettato a test di impairment.
partecipazione in imprese collegate: le partecipazioni in imprese collegate, nelle quali cioè si ha un'influenza notevole, sono valutate con il metodo del patrimonio netto. Il Conto Economico riflette la quota di pertinenza del risultato d'esercizio della società collegata. Nel caso in cui una società collegata rilevi rettifiche con diretta imputazione al patrimonio netto, si rileva la sua quota di pertinenza e si dà rappresentazione, ove applicabile, nel prospetto delle variazioni nel patrimonio netto.

Nel caso l'eventuale quota di pertinenza delle perdite della partecipata ecceda il valore contabile della partecipazione, e nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere ad obbligazioni legali o implicite della partecipata, o, comunque a coprirne le perdite, si procede ad azzerare il valore della partecipazione e la quota delle ulteriori perdite è

rilevata come fondo nel passivo. Qualora, successivamente, la perdita venga meno o si riduca, è rilevato a Conto Economico un ripristino di valore, nei limiti del costo.

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Altre partecipazioni: le partecipazioni in società diverse da quelle controllate, collegate e joint venture (generalmente con una quota di partecipazione inferiore al 20%) sono classificate tra le attività finanziarie non correnti e sono valutate al fair value, se determinabile, qualora non sia determinabile il relativo valore equo alla data di chiusura del bilancio essendo le relative azioni non quotate, sono valutate secondo il criterio del costo di acquisto o di sottoscrizione, dal quale vengono dedotti eventuali rimborsi di capitale, e che viene eventualmente rettificato per perdite di valore determinate con le stesse modalità precedentemente indicate per le attività materiali.

Altre Attività non correnti: sono iscritte al valore nominale eventualmente rettificato per perdite di valore, corrispondente al costo ammortizzato.

Attività Finanziarie: le attività finanziarie vengono classificate nelle seguenti categorie:

attività al fair value con contropartita il Conto Economico;
crediti e finanziamenti;
attività finanziarie detenute fino a scadenza;
attività finanziarie disponibili per la vendita.

Attività finanziarie al fair value con contropartita al Conto Economico: tale categoria include le attività finanziarie acquisite a scopo di negoziazione a breve termine, oltre agli strumenti derivati. Il fair value di tali strumenti viene determinato facendo riferimento al valore di mercato alla data di chiusura del periodo oggetto di rilevazione. Le variazioni di fair value degli strumenti appartenenti a tale categoria vengono immediatamente rilevate a Conto Economico. La classificazione tra corrente e non corrente riflette le attese degli amministratori circa la loro negoziazione.

Crediti e finanziamenti: in tale categoria sono inclusi i crediti non rappresentati da strumenti derivati e non quotate in un mercato attivo, dalle quali sono attesi pagamenti fissi o determinabili. Tali attività sono inizialmente rilevate al fair value e, successivamente, valutate al costo ammortizzato sulla base del metodo del tasso di interesse effettivo. Qualora vi sia un'obiettiva evidenza di indicatori di perdite di valore, il valore delle attività viene ridotto in misura tale da risultare pari al valore scontato dei flussi ottenibili in futuro: le perdite di valore determinate attraverso impairment test sono rilevate a conto economico. Qualora nei periodi successivi vengano meno le motivazioni delle precedenti svalutazioni, il valore delle attività viene ripristinato fino a concorrenza del valore che sarebbe derivato dall'applicazione del costo ammortizzato qualora non fosse stato effettuato l'impairment. Tali attività sono classificate come attività correnti, salvo che per le quote con scadenza superiore ai 12 mesi, che vengono incluse tra le attività non correnti.

Attività finanziarie detenute fino a scadenza: sono inclusi in tale categoria gli strumenti finanziari, diversi dagli strumenti derivati, aventi scadenza prefissata e per le quali si ha l'intenzione e la capacità di mantenerle in portafoglio sino alla scadenza stessa. Sono classificate tra le attività correnti quelle la cui scadenza contrattuale è prevista entro i 12 mesi successivi. Qualora vi sia un'obiettiva evidenza di indicatori di perdite di valore, il valore delle attività viene

ridotto in misura tale da risultare pari al valore scontato dei flussi ottenibili in futuro: le perdite di valore determinate attraverso impairment test sono rilevate a Conto Economico. Qualora nei periodi successivi vengano meno le motivazioni delle precedenti svalutazioni, il valore delle attività viene ripristinato fino a concorrenza del valore che sarebbe derivato dall'applicazione del costo ammortizzato se non fosse stato effettuato l'impairment.

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Attività finanziarie disponibili per la vendita: in tale categoria sono incluse le attività finanziarie, non rappresentate da strumenti derivati, designate appositamente come rientranti in tale voce o non classificate in nessuna delle precedenti voci. Tali attività sono valutate al fair value, quest'ultimo determinato facendo riferimento ai prezzi di mercato alla data di bilancio, o delle situazioni infrannuali, o attraverso tecniche e modelli di valutazione finanziaria, rilevandone le variazioni di valore con contropartita in una specifica riserva di patrimonio netto. La classificazione, quale attività corrente o non corrente, dipende dalle intenzioni del management e dalla reale negoziabilità del titolo stesso: sono rilevate tra le attività correnti quelle il cui realizzo è atteso nei successivi 12 mesi.

Rimanenze: le rimanenze di magazzino sono iscritte al minore tra il costo di acquisto e/o di produzione, determinato secondo il metodo del costo medio ponderato, ed il valore netto di presumibile realizzo o di sostituzione. Il valore netto di realizzo è determinato sulla base del prezzo stimato di vendita in normali condizioni di mercato, al netto dei costi diretti di vendita.

Crediti commerciali e altre attività correnti: i crediti commerciali e le altre attività correnti, la cui scadenza rientra nei normali termini commerciali, non sono attualizzati e sono valutati al costo ammortizzato al netto delle relative perdite di valore. Sono adeguati al loro presumibile valore di realizzo mediante l'iscrizione di un apposito fondo rettificativo, che viene costituito quando vi è una oggettiva evidenza che non si sarà in grado di incassare il credito per il valore originario. Gli accantonamenti a fondo svalutazione crediti sono contabilizzati a Conto Economico. Inoltre, vengono ceduti alcuni dei propri crediti commerciali attraverso operazioni di cessioni di credito ("factoring"). Le operazioni di factoring sono pro-solvendo.

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti: comprendono i valori di cassa, i depositi incassabili a vista, gli altri investimenti finanziari a breve termine. Sono iscritti al valore nominale.

sensi dell'articolo 2120 del Codice Civile maturato antecedentemente la riforma di tale istituto intervenuta nel 2007 (Legge Finanziaria del 27 dicembre 2006 n. 296), a seguito della quale per le società con più di 50 dipendenti per le quote maturate a far data dal 1° gennaio 2007, il TFR si configura come piano a contributi definiti.

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Le obbligazioni della Società sono determinate separatamente per ciascun piano, stimando il valore attuale dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato nell'esercizio corrente e in quelli precedenti. Questo calcolo è effettuato utilizzando il metodo della proiezione unitaria del credito. Le componenti dei benefici definiti sono rilevati come segue:

le componenti di rimisurazione delle passività, che comprendono gli utili e le perdite attuariali, sono rilevati immediatamente in Altri utili (perdite) complessivi;
i costi relativi alle prestazioni di servizio sono rilevati a Conto Economico;
gli oneri finanziari netti sulla passività a benefici definiti sono rilevati a Conto Economico.

Le componenti di rimisurazione riconosciute in Altri utili (perdite) complessivi non sono mai riclassificati a Conto Economico nei periodi successivi.

La Società ha, inoltre, sottoscritto piani retributivi basati in parte su azioni Ascopiave S.p.A. liquidati attraverso la consegna di azioni (piani di stock option piani di incentivazione a lungo termine) rilevate come passività e valutate al fair value alla fine di ogni periodo contabile e fino al momento della liquidazione(approvazione bilancio dell'esercizio 2017). Ogni variazione successiva del fair value è riconosciuta a Conto Economico.

La restante parte del piano è invece regolata sotto forma di opzioni regolabili solo per contanti. Il costo delle operazioni regolate per contanti è valutato inizialmente al valore equo alla data di assegnazione. In particolare, i piani adottati prevedono l'attribuzione di diritti che comportano il riconoscimento a favore dei beneficiari di una corresponsione di carattere straordinario legata al raggiungimento di obiettivi prefissati, e la cui regolazione finanziaria è basata, tra gli indicatori, sull'andamento del titolo azionario. Tale valore equo è spesato nel periodo fino alla maturazione con rilevazione di una passività corrispondente. La passività viene ricalcolata a ciascuna data di chiusura di bilancio fino alla data di regolamento compresa, con tutte le variazioni del valore equo riportate a Conto Economico.

Nel corso dell'esercizio 2015 sono stati liquidati i piani retributivi riferiti al precedente triennio, che hanno portato all'assegnazione di 99.078 azioni. Tenuto conto delle regole previste dal piano non vi sono state ulteriori assegnazioni nel periodo in quando i benefici matureranno alla conclusione del periodo. Tali piani retributivi sono contabilizzati in linea con quanto richiesto dall'IFRS 2.

Per maggiori dettagli sui compensi corrisposti nel corso dell'esercizio 2015, si rinvia alla "Sezione II" della Relazione sulla remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123 - ter del Decreto Legislativo n. 58/1998 (TUF).

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Gli accantonamenti sono rilevati quando:

è probabile l'esistenza di un'obbligazione attuale, legale o implicita, derivante da un evento passato;
è probabile che l'adempimento dell'obbligazione sia oneroso;
l'ammontare dell'obbligazione può essere stimato attendibilmente.

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Passività finanziarie: le passività finanziarie includono i finanziamenti a medio lungo termine iscritti inizialmente al valore equo, al netto dei costi di transazione eventualmente sostenuti e, successivamente, valutati al costo ammortizzato, calcolato tramite l'applicazione del tasso d'interesse effettivo, al netto dei rimborsi in linea capitale già effettuati.

Qualora venga violata una condizione di un contratto di finanziamento a lungo termine alla data o prima della data di riferimento del bilancio con l'effetto che la passività diventa un debito esigibile a richiesta, la passività viene classificata come corrente, anche se il finanziatore ha concordato, dopo la data di riferimento del bilancio e prima dell'autorizzazione alla pubblicazione del bilancio stesso, di non richiedere il pagamento come conseguenza della violazione. La passività viene classificata come corrente perché, alla data di riferimento del bilancio, l'entità non gode di un diritto incondizionato a differire il suo regolamento per almeno dodici mesi da quella data.

Altre passività finanziarie correnti: sono valutate al costo ammortizzato e sono eliminate quando sono estinte, ovvero quanto l'obbligazione specifica nel contratto è adempiuta, cancellata o scaduta.

Altre passività correnti: si riferiscono a rapporti di varia natura e sono iscritte al valore nominale, corrispondente al costo ammortizzato.

Gerarchia del fair value: le attività e le passività finanziarie valutate al fair value sono classificate in una gerarchia di tre livelli sulla base delle modalità di determinazione del fair value stesso, ovvero in base alla rilevanza delle informazioni (input) utilizzate nella determinazione del valore:

livello 1, strumenti finanziari il cui fair value è determinato sulla base di un prezzo quotato in un mercato attivo;
livello 2, strumenti finanziari il cui fair value è determinato mediante tecniche di valutazione che utilizzano parametri osservabili direttamente o indirettamente sul mercato. Sono classificati in questa categoria gli strumenti valutati sulla base di curve forward di mercato e i contratti differenziali a breve termine;
livello 3, strumenti finanziari il cui fair value è determinato con tecniche di valutazione che prendono a riferimento parametri non osservabili sul mercato, ovvero facendo esclusivamente ricorso a stime interne.

Ricavi e costi: i ricavi ed i costi sono esposti secondo il principio della competenza economica.

I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati nella misura in cui è possibile determinarne attendibilmente il valore (fair value) ed è probabile che i relativi benefici economici saranno fruiti, con il trasferimento dei rischi e dei vantaggi rilevanti tipici della proprietà o al compimento della prestazione. I ricavi sono iscritti al netto di resi, sconti, abbuoni e premi, nonché delle imposte direttamente connesse;

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Per quanto riguarda l'imposta sul reddito delle società (IRES) Ascopiave S.p.A. esercita per il triennio 2016 -2018, l'opzione per il regime del consolidato fiscale nazionale ai sensi degli artt. 117/129 del Testo Unico delle Imposte sul Reddito (T.U.I.R.). Tale opzione consente di determinare l'IRES su una base imponibile corrispondente alla somma algebrica degli imponibili positivi e negativi delle singole società che partecipano al consolidato. Asco Holding S.p.A. funge da società consolidante e determina un'unica base imponibile per il gruppo di società aderenti al consolidato fiscale nazionale.

La società aderente trasferisce alla società consolidante il reddito fiscale (reddito imponibile o perdita fiscale) rilevando a Conto Economico tra la voce imposte una voce "oneri di adesione al consolidato fiscale" o "proventi di adesione al consolidato fiscale" per un importo pari all'IRES corrente di competenza dell'esercizio (o alla perdita trasferita) che verrà versata o utilizzata dalla controllante Asco Holding S.p.A..

l'imposta differita attività collegata alle differenze temporanee deducibili derivi dalla rilevazione iniziale di un'attività o passività in una transazione che non è un'aggregazione aziendale e che, al tempo della transazione stessa, non influisce né sull'utile dell'esercizio calcolato ai fini di bilancio né sull'utile o sulla perdita calcolati ai fini fiscali;
con riferimento a differenze temporanee tassabili associate a partecipazioni in controllate, collegate e joint venture, le imposte differite attive sono rilevate solo nella misura in cui sia probabile che le differenze temporanee deducibili si riverseranno nell'immediato futuro e che vi siano adeguati utili fiscali a fronte dei quali le differenze temporanee possano essere utilizzate.

dividendi privilegiati, conversione di azioni privilegiate e altri effetti simili che debbano rettificare il risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di capitale. L'utile diluito per azione risulta pari a quello per azione in quanto non esistono azioni ordinarie che potrebbero avere effetto diluitivo e non esistono azioni o warrant che potrebbero avere il medesimo effetto.

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Impairment di attività: viene effettuato almeno una volta all'anno l'impairment sulle attività materiali e immateriali nel caso in cui abbiano vita indefinita o più spesso in presenza di eventi che facciano ritenere che il valore di iscrizione in bilancio non sia recuperabile. In particolare l'avviamento viene sottoposto a verifica circa eventuali perdite di valore con periodicità almeno annuale ed in corso d'anno se tali indicatori esistono; detta verifica richiede una stima del valore d'uso dell'unità generatrice di flussi finanziari cui è attribuito l'avviamento, a sua volta basata sulla stima dei flussi finanziari attesi dall'unità e sulla loro attualizzazione in base a un tasso di sconto adeguato.

Ammortamenti: gli ammortamenti sono calcolati in base alla vita utile stimata del bene o alla durata residua della concessione, la vita utile è determinata dagli amministratori, con l'ausilio di esperti tecnici al momento dell'iscrizione del bene nel bilancio; le valutazioni circa la durata della vita utile si basano sull'esperienza storica, sulle condizioni di mercato e sulle aspettative di eventi futuri che potrebbero incidere sulla vita utile stessa, compresi i cambiamenti tecnologici. La società valuta periodicamente i cambiamenti tecnologici e di settore, gli oneri di smantellamento/chiusura e il valore di recupero per aggiornare la residua vita utile. Tale aggiornamento periodico potrebbe comportare una variazione nel periodo di ammortamento e quindi anche della quota di ammortamento degli esercizi futuri.

Accantonamento per rischi: tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei precedenti esercizi facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse.

Accantonamento per rischi su crediti: il fondo rischi su crediti riflette le stime delle perdite connesse al portafoglio crediti della società. Sono stati effettuati accantonamenti a fronte di specifiche situazioni di insolvenza, nonché in relazione a perdite attese su crediti stimate in base all'esperienza passata con riferimento a crediti con analoga rischiosità creditizia.

Imposte differite attive: la contabilizzazione delle imposte anticipate differite attive è effettuata sulla base delle aspettative di un imponibile fiscale negli esercizi futuri. La valutazione degli imponibili attesi ai fini della contabilizzazione delle imposte anticipate dipende da fattori che possono variare nel tempo e determinare effetti significativi sulla recuperabilità dei crediti per imposte anticipate.

Benefici ai dipendenti: i calcoli delle spese e delle passività associate sono basati su ipotesi attuariali. Gli effetti derivanti da eventuali modifiche di tali ipotesi attuariali sono rilevati in una specifica riserva di Patrimonio netto.

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INFORMATIVA SU ATTIVITÀ DI DIREZIONE E COORDINAMENTO

Ascopiave S.p.A. non è soggetta ad attività di direzione e coordinamento da parte di Asco Holding S.p.A. in quanto opera in condizioni di autonomia societaria e imprenditoriale rispetto alla propria controllante. Asco Holding S.p.A. si avvale di alcuni servizi erogati da Ascopiave S.p.A. e da altre società da questa controllate, a condizioni di mercato, motivati da ragioni di opportunità organizzativa ed economica.

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NOTE ESPLICATIVE ALLE PRINCIPALI VOCI DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA

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Attività non correnti

1. Avviamento

La voce "Avviamento" presente nell'esercizio precedente è stata interamente oggetto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. per Euro 20.433 migliaia.

2. Altre immobilizzazioni immateriali

La tabella che segue mostra l'evoluzione del costo storico e degli ammortamenti accumulati delle altre immobilizzazioni immateriali negli esercizi considerati:

		31.12.2016		31.12.2015
(migliaia di Euro)	Costo storico	Fondo ammortamento	Valore netto contabile	Costo storico	Fondo ammortamento	Valore netto contabile
Diritti di brevetto industriale ed opere dell'ingegno	3.269	(3.020)	248	4.194	(3.665)	529
Concessioni, licenze, marchi e diritti	49	(49)	0	9.887	(4.050)	5.837
Altre immobillizzazioni immateriali	12	(12)	0	1.241	(762)	478
Immobil.materiali in regime di concessione IFRIC 12	0	0	0	456.371	(204.453)	251.918
Imm.materiali in corso in regime di conc.IFRIC 12	0	0	0	8.732	0	8.732
Altre immobillizzazioni immateriali	3.330	(3.081)	248	480.425	(212.930)	267.495

La tabella che segue evidenzia la movimentazione delle altre immobilizzazioni immateriali nell'esercizio considerato:

	31.12.2015		31.12.2015					31.12.2016
(migliaia di Euro)	Valore netto contabile	Conferimento	Valore netto contabile riesposto	Variazione dell'esercizio	Decremento	Ammortamenti dell'esercizio	Decremento fondi ammortamento	Valore netto contabile
Diritti di brevetto industriale ed opere dell'ingegno	529	(468)	62	310	10	113		248
Concessioni, licenze, marchi e diritti	5.837	(5.837)	0	0		0		0
Altre immobillizzazioni immateriali	478	(478)	0	0	0	0	0	0
Immobil.materiali in regime di concessione IFRIC 12	251.918	(251.918)	0	0		0		0
Imm.materiali in corso in regime di conc.IFRIC 12	8.732	(8.732)	0	0		0		0
Altre immobillizzazioni immateriali	267.495	(267.433)	62	310	10	113	0	248

La variazione registrata nel corso dell'esercizio 2016 dalle immobilizzazioni immateriali è principalmente spiegata dal conferimento, con effetto dal 1° luglio 2016, delle infrastrutture atte alla distribuzione del gas naturale alla controllata AP Reti Gas S.p.A.

Diritti di brevetto industriale e diritti di utilizzo di opere dell'ingegno

Nel corso dell'esercizio la voce "diritti di brevetto industriali e opere dell'ingegno", al netto del conferimento, non ha registrato variazioni nel significative e la quota di ammortamento è pari ad Euro 113 migliaia, la variazione è riconducibile ai minori valori trasferiti ad Ap Reti Gas S.p.A. rispetto ai valori iniziali previsti.

Concessioni, licenze, marchi e diritti simili

La voce accoglieva i costi riconosciuti agli enti concedenti (Comuni) e/o ai gestori uscenti a seguito dell'aggiudicazione e/o del rinnovo delle relative gare per l'affidamento del servizio di distribuzione del gas naturale. La stessa è stata integralmente conferita alla controllata.

Altre immobilizzazioni immateriali

La voce, al netto del conferimento, ha registrato una decremento pari ad Euro 452 migliaia. Il decremento è spiegato

dalla cessione dell'impianto di cogenerazione sito nel comune di Mirano alla controllata Veritas Energia S.p.A.. L'impianto assunto in leasing finanziario era iscritto al fair value, al netto dei contributi di spettanza del conduttore inclusa l'eventuale somma da pagare per l'esercizio dell'opzione di acquisto, tra le attività immateriali in contropartita al debito finanziario verso il locatore.

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Impianti e macchinari in regime di concessione

La voce accoglieva i costi sostenuti per la realizzazione degli impianti e della rete di distribuzione del gas naturale, degli allacciamenti alla stessa, nonché per la posa di gruppi di riduzione e di misuratori. La stessa è stata integralmente conferita alla controllata.

Immobilizzazioni immateriali in corso in regime di concessione

La voce accoglieva i costi sostenuti per la costruzione degli impianti e della rete di distribuzione del gas naturale realizzati parzialmente in economia e non ultimati al termine dell'esercizio. La stessa è stata integralmente conferita alla controllata.

3.Immobilizzazioni materiali

La tabella che segue mostra l'evoluzione del costo storico e degli ammortamenti accumulati delle immobilizzazioni materiali al termine degli esercizi considerati:

		31.12.2016		31.12.2015
(migliaia di Euro)	Costo storico	Fondo ammortamento	Valore netto contabile	Costo storico	Fondo ammortamento	Valore netto contabile
Terreni e fabbricati	36.438	(9.700)	26.738	36.091	(8.629)	27.462
Impianti e macchinari	1.612	(1.070)	542	4.567	(1.870)	2.697
Attrezzature industriali e commerciali	169	(136)	32	2.828	(2.332)	496
Altri beni	9.399	(7.924)	1.475	13.421	(10.773)	2.648
Immobilizzazioni materiali in corso ed acconti	509	0	509	588	0	588
Immobilizzazioni materiali	48.127	(18.830)	29.297	57.495	(23.604)	33.891

La tabella che segue evidenzia la movimentazione delle immobilizzazioni materiali intervenuta nel corso dell'esercizio considerato:

	31.12.2015		31.12.2015					31.12.2016
	Valore netto contabile	conferimento	Valore netto contabile riesposto	Variazione dell'esercizio	Decremento	Ammortamenti dell'esercizio	Decremento fondi ammortamento	Valore netto contabile
(migliaia di Euro)
Terreni e fabbricati	27.462	0	27.462	380		1.103		26.738
Impianti e macchinari	2.697	(2.095)	602	0	8	53	0	542
Attrezzature industriali e commerciali	496	(456)	39	13		20		32
Altri beni	2.648	(747)	1.901	63		489		1.475
Immobilizzazioni materiali in corso ed acconti	588	295	883	(372)	2	0		509
Immobilizzazioni materiali	33.891	(3.003)	30.888	84	10	1.665	0	29.297

Terreni e fabbricati

La voce comprende prevalentemente i fabbricati di proprietà relativi alla sede aziendale, agli uffici e magazzini periferici. Al termine dell'esercizio la voce ha evidenziato incrementi pari ad Euro 380 migliaia e la variazione è principalmente spiegata dai costi sostenuti per l'ammodernamento di sedi aziendali. Il conferimento realizzato non ha interessato la voce.

Impianti e macchinario

La voce, al netto del conferimento, ha registrato una decremento pari ad Euro 2.148 migliaia. Il decremento è spiegato

dalla cessione degli impianti di cogenerazione siti nel Veneziano alla controllata Veritas Energia S.p.A..

Attrezzature industriali e commerciali

La voce "Attrezzature industriali e commerciali", al netto del conferimento realizzato, ha registrato investimenti per Euro 13 migliaia.

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Altri beni

La voce "Altri beni" al netto del conferimento, ha registrato investimenti per Euro 63 migliaia. Gli investimenti realizzati nel corso dell'esercizio sono principalmente spiegati dai costi sostenuti per l'acquisto di hardware e telefonia.

Immobilizzazioni materiali in corso ed acconti

La voce include essenzialmente costi sostenuti per interventi di manutenzione straordinaria delle sedi aziendali e/o magazzini periferici. Nel corso dell'esercizio la voce ha registrato una variazione negativa pari ad Euro 372 migliaia in ragione della riclassifica delle immobilizzazioni che risultavano in corso al termine dell'esercizio 2015 ed i cui lavori sono stati completati nell'esercizio di riferimento.

4. Partecipazioni

Si riassume nella tabella seguente l'elenco delle partecipazioni detenute da Ascopiave S.p.A. alla data del 31 dicembre 2016:

Denominazione	Città o stato estero	Capitale sociale	Patrimonio netto Totale	Risultato dell'esercizio	%	Valore di bilancio
Società controllate
AP Reti Gas S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	1.000.000	306.402.830	7.687.405	100,00%	298.740.636
Ascotrade S.p.A.	Pieve di Soligo (TV)	1.000.000	40.708.984	25.043.993	89,00%	4.809.636
AP Reti Gas Rovigo S.r.l.	Rovigo (RO)	7.000.000	14.056.303	1.331.717	100,00%	14.964.474
Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A.	Cernusco sul Naviglio (MI)	1.000.000	10.306.004	1.163.338	100,00%	23.317.602
Pasubio Servizi S.r.l.	Schio (VI)	250.000	6.430.152	3.549.747	100,00%	23.053.908
Blue Meta S.p.A.	Bergamo (BG)	606.123	10.332.303	5.490.664	100,00%	35.322.544
Veritas Energia S.p.A.	Venezia	1.000.000	4.201.270	2.284.750	100,00%	5.713.503
Amgas Blu S.r.l.	Foggia (FG)	10.000	2.183.820	1.918.497	80,00%	11.364.738
Etra Energia S.r.l.	Cittadella (PD)	100.000	884.766	462.626	51,00%	357.000
		Capitale	Patrimonio	Risultato
Denominazione	Città o stato estero	sociale	netto Totale	dell'esercizio
Società a controllo congiunto
Estenergy S.p.A.	Trieste (TS)	1.718.096	23.505.114	10.373.812	48,999%	39.838.121
ASM Set S.r.l.	Rovigo (RO)	200.000	2.194.558	1.925.365	49,000%	3.333.229
Unigas Distribuzione S.r.l.	Nembro (BG)	3.700.000	41.172.852	2.727.879	48,860%	20.652.416
		Capitale	Patrimonio	Risultato
Denominazione	Città o stato estero	sociale	netto Totale	dell'esercizio
Società collegate
Sinergie Italiane Sr.l. in liquidazione	Milano (MI)	1.000.000	(12.184.357)	2.898.875	30,940%	309.400
		Capitale	Patrimonio	Risultato
Denominazione	Città o stato estero	sociale	netto Totale	dell'esercizio
Società collegate
B.Cred. Coop. Prealpi	Tarzo (TV)					528

Si segnala che il patrimonio netto ed il risultato di esercizio delle società controllate o a controllo congiunto rappresentati nelle tabelle sopra riportate sono relativi ai progetti di bilancio di esercizio chiusi al 31 dicembre 2016 ed approvati dai Consigli di Amministrazione delle società partecipate.

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La voce partecipazioni in imprese controllate ha registrato una variazione positiva nel corso dell'esercizio di riferimento per Euro 298.741 migliaia per effetto della costituzione della nuova società AP Reti Gas S.p.A. per Euro 200 migliaia e per effetto del conferimento alla stessa del ramo distribuzione gas per Euro 298.540 migliaia come spiegato nel paragrafo "Conferimento in AP Reti Gas S.p.A. della gestione del servizio della distribuzione e misura di gas naturale, operativa dal 1° luglio 2016" di questa nota.

Il raffronto tra il valore di iscrizione delle partecipazioni in imprese controllate e a controllo congiunto e la quota di pertinenza della Società fa emergere delle situazioni in cui il valore iscritto a bilancio risulta superiore al patrimonio netto complessivo della partecipata al 31 dicembre 2015.

Al fine della verifica annuale dell'eventuale riduzione di valore dei valori di iscrizione delle partecipazioni in imprese controllate e in imprese a controllo congiunto si è proceduto alla determinazione per ognuna del valore d'uso.

Il calcolo del valore d'uso è stato effettuato utilizzando la proiezione dei flussi di cassa contenuti nei piani economicofinanziari 2017-2019 delle singole controllate che sono stati approvati dal Consiglio d'Amministrazione del 21 febbraio 2017. A seguito delle risultanze del test di impairment sulle singole partecipazioni non si è proceduto ad iscrivere alcuna svalutazione.

I principali parametri adottati nella valutazione di riduzioni di valore, sia in termini di tassi di crescita per i periodi ulteriori a quelli espliciti dei piani sia in termini di tasso di sconto, sono coerenti a quelli considerati nei test di impairment degli avviamenti allocati alle CGU nel bilancio consolidato, a cui si rimanda per i maggiori dettagli.

5. Altre attività non correnti

Il dettaglio delle voci che compongono le Altre attività non correnti negli esercizi considerati, viene riassunto nella tabella che segue:

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Depositi cauzionali	499	95	377	472
Altri crediti	3.963	3.963	99	4.062
Altre attività non correnti	4.462	4.058	476	4.534

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 476 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione

Le Altre attività non correnti passano da Euro 4.058 migliaia dell'esercizio 2015 ad Euro 4.462 migliaia dell'esercizio 2016 registrando un incremento 404 migliaia di Euro.

La descrizione delle voci che compongono gli "Altri crediti" è riportata di seguito:

• il credito vantato nei confronti del comune di Creazzo, originariamente iscritto per Euro 2.141 migliaia, pari al valore netto contabile degli impianti di distribuzione consegnati nel giugno 2005 per la scadenza naturale della

concessione, che corrisponde, ai sensi del D.Lgs. "Letta", articolo 15 comma 5, al valore industriale della rete in base alla valutazione indicata in un'apposita perizia. Nel corso dell'esercizio 2014, il contenzioso giudiziale con il Comune circa il valore di indennizzo dell'impianto di distribuzione consegnato si è concluso con la sentenza del Tribunale di Vicenza che ha sancito in Euro 1.678 migliaia il valore del rimborso, comportando una svalutazione del credito per Euro 463 migliaia. La Società mantiene valide ragioni per ritenere di poter recuperare il minor riconoscimento del credito nei successivi stati della lite, che tuttavia non viene mantenuto iscritto e divenendo, per effetto della sentenza citata, un'attività potenziale.

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il credito vantato nei confronti del comune di Santorso, pari ad Euro 748 migliaia. Tale importo, corrisponde al valore netto contabile degli impianti di distribuzione consegnati nell'agosto 2007 al Comune stesso e la consegna delle infrastrutture è avvenuta in seguito al raggiungimento della scadenza naturale della concessione in data 31 dicembre 2006. Il valore del credito corrisponde a quanto è stato richiesto di retrocedere al Comune di Santorso, ai sensi del D.Lgs. "Letta", articolo 15 comma 5, a titolo di indennizzo del valore industriale della rete, in linea con le valutazione indicate in una apposita perizia.
il credito vantato nei confronti del comune di Costabissara, pari ad Euro 1.537 migliaia. Tale importo corrisponde al valore netto contabile degli impianti di distribuzione consegnati il 1° ottobre 2011 al Comune stesso, la consegna delle infrastrutture è avvenuta in seguito al raggiungimento della scadenza naturale della concessione. Il valore del credito corrisponde al valore contabile netto del bene ceduto che si ritiene inferiore al valore di ricostruzione a nuovo oggetto di richiesta all'Ente Locale.

Alla data del 31 dicembre 2016 risulta in essere un contenzioso giudiziale con i comuni menzionati, volto a definire il valore di indennizzo degli impianti di distribuzione consegnati. Si rinvia al paragrafo "Contenziosi " di questa relazione finanziaria annuale per maggiori dettagli.

6. Imposte anticipate

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Crediti per imposte anticipate	1.858	2.254	6.044	8.298
Crediti per imposte anticipate	1.858	2.254	6.044	8.298

Le imposte anticipate passano da Euro 2.254 migliaia, ad Euro 1.858 migliaia, con un decremento pari Euro 396 migliaia come riportato nella seguente tabella:

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 6.044 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione

La Società ha proceduto ad una piena contabilizzazione delle imposte anticipate relative a differenze temporanee tra valori fiscalmente rilevanti e valori di bilancio in quanto ritiene probabile che gli imponibili futuri possano assorbire tutte le differenze temporanee che le hanno generate. Nella determinazione delle imposte anticipate si è fatto riferimento all'aliquota IRES e, ove applicabile, all'aliquota IRAP vigenti al momento in cui si stima si riverseranno le differenze temporanee. In particolare sono state applicate l'aliquota IRES del 24% ed IRAP del 4,2% come previsto dalla legge di conversione 111 del 15 luglio 2011 all'articolo 23 comma 5 del decreto legge 98 del 6 luglio 2011.

Il valore complessivo delle differenze temporanee ed i relativi importi su cui sono state rilevate attività per imposte anticipate sono indicati di seguito:

	31 dicembre 2016			31 dicembre 2015
Descrizione	Differenze	Aliquota	Effetto totale	Differenze	Aliquota	Effetto totale
	temporanee	fiscale		temporanee	fiscale
Svalutazione crediti	464	24,0%	111	1.303	24,0%	314
Svalutazione magazzino	0	28,2%	0	33	28,2%	9
Accantonamenti fondo rischi	250	24,0%	60	550	24,0%	132
Ammortamenti eccedenti IRES	6.094	24,0%	1.462	18.714	24,0%	4.510
Ammortamenti eccedenti prec. Es. 2007oltre 2013	51	28,2%	14	11.399	28,2%	3.217
Altro	23	28,2%	6	408	28,2%	116
Piani di incentivasione	854	24,0%	205	0	28,2%	0
Totale Imposte anticipate			1.858			8.298

Attività correnti

7. Rimanenze

La tabella che segue mostra la composizione delle rimanenze alla fine degli esercizi considerati:

		31.12.2016			31.12.2015			Conferimento			31.12.2015
	Valore	F.do	Valore	Valore	F.do	Valore	Valore	F.do	Valore	Valore	F.do	Valore
(migliaia di Euro)	lordo	Svalutazione	netto	lordo	Svalutazione	netto	lordo	Svalutazione	netto	lordo	Svalutazione	netto
Combustibi e materiale a magazzino	0	0	0	31	0	31	1.734	(33)	1.701	1.765	(33)	1.731
Totale Rimanenze	0	0	0	31	0	31	1.734	(33)	1.701	1.765	(33)	1.731

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 1.701 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione

Al termine dell'esercizio non si rilevano rimanenze a magazzino.

8. Crediti commerciali

La tabella che segue mostra la composizione dei crediti commerciali e dei relativi fondi rettificativi al termine di ogni esercizio considerato:

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Crediti verso clienti	4.944	4.464	10.009	14.473
Crediti per fatture da emettere	2.468	3.164	11.082	14.246
Fondo svalutazione crediti		(280)		(280)
Crediti commerciali	7.412	7.348	21.091	28.439

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 21.091 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione.

I crediti commerciali sono esposti al netto degli acconti di fatturazione ricevuti ed al netto del fondo svalutazione crediti cumulato alla data di chiusura dell'esercizio e sono principalmente relativi alla fatturazione di servizi di varia natura che Ascopiave S.p.A. intrattiene con le altre società del Gruppo.

La voce crediti commerciali passa da Euro 7.348 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 7.412 migliaia dell'esercizio di riferimento, registrando incrementi pari ad Euro 64 migliaia.

I crediti verso i clienti sono interamente rappresentati da crediti iscritti nei confronti di debitori italiani.

Al termine dell'esercizio non sono state riscontrate posizioni in sofferenza che determinassero la necessità di effettuare

accantonamenti a fondo svalutazione crediti.

Si segnala, infine, che i crediti commerciali saranno esigibili entro l'esercizio successivo e non presentano saldi scaduti di ammontare significativo.

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9. Altre attività correnti

La tabella che segue mostra la composizione delle altre attività correnti al termine di ogni esercizio considerato:

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Crediti per consolidato fiscale	4.678	646	0	646
Risconti attivi annuali	144	398	255	653
Anticipi a fornitori	534	724	4.711	5.435
Ratei attivi annuali	0	136	0	136
Crediti verso Cassa Conguaglio Settore Elettrico		0	28.168	28.168
Credito IVA	766	3	0	3
Crediti UTF e Addizionale Regionale/Provinciale	82	0	85	85
Altri crediti	2.863	83	0	83
Altre attività correnti	9.067	1.990	33.219	35.209

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 33.219 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione.

Le Altre attività correnti rilevano un incremento pari ad Euro 7.067 migliaia, passando da Euro 1.990 migliaia dell'esercizio 2015, ad Euro 9.067 migliaia dell'esercizio 2016. L'incremento è principalmente spiegato dai maggiorni crediti IRES per il consolidato fiscale nazionale che si riferiscono a crediti verso la controllante Asco Holding S.p.A. avendo aderito a tale opzione.

Nella voce altri crediti sono contabilizzati i crediti verso imprese controllanti relativi alla quota azioni per piani incentivanti dei dipendenti.

10. Attività finanziarie correnti

La tabella che segue mostra la composizione delle attività finanziarie correnti al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti finanziari verso imprese controllate	2.534	17.849
Altre attività finanziarie correnti		3.124
Attività finanziarie correnti	2.534	20.973

Le attività finanziarie correnti ammontano ad Euro 2.534 migliaia registrando un decremento rispetto all'esercizio precedente pari ad Euro 18.439 migliaia. La voce accoglie principalmente i saldi attivi dei conti correnti intercompany mediante i quali la società gestisce la tesoreria di Gruppo, erogando i finanziamenti necessari alle società controllate e a controllo congiunto affinché possano adempiere ai propri fabbisogni finanziari.

La voce "Altre attività finanziarie correnti", che accoglieva il credito iscritto nei confronti del comune di San Vito di

Leguzzano è stato riscosso nei termini contrattualmente previsti.

Di seguito si riporta il dettaglio della composizione dei saldi attivi dei conti correnti con le società controllate ed a controllo congiunto nei due esercizi:

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(Migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
c/c intercompany Ascotrade S.p.A.		6.742
c/c intercompany AP Reti Gas Rovigo S.r.l.		335
c/c intercompany Edigas Es. Distribuzione Gas S.p.A.	261	623
c/c intercompany Veritas Energia S.p.A.	2.273	10.149
Crediti finanziari verso imprese controllate	2.534	17.849

La variazione, pari ad Euro 15.315 migliaia, è spiegata dalla diminuzione dei finanziamenti erogati alle società controllate e collegate i cui fabbisogni finanziari sono risultati inferiori rispetto all'esercizio precedente nella totalità delle società.

11. Crediti tributari

La tabella che segue mostra la composizione dei crediti tributari al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Crediti IRAP	621	241
Altri crediti tributari	135	135
Crediti tributari	757	376

I crediti tributari passano da Euro 376 migliaia dell'esercizio 2015 ad Euro 757 migliaia dell'esercizio 2016 rilevando un incremento pari ad Euro 381 migliaia.

12. Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

La tabella che segue mostra la composizione delle disponibilità liquide al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Depositi bancari e postali	4.506	9.380
Denaro e valori in cassa	5	10
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.511	9.390

La voce accoglie i conti correnti aperti presso gli istituti di credito e la disponibilità liquide presso le casse sociali. Le disponibilità liquide al termine dell'esercizio sono pari ad Euro 4.511 migliaia e registrano una diminuzione rispetto all'esercizio precedente pari ad Euro 4.879 migliaia. Per una migliore comprensione delle variazioni dei flussi di cassa intercorsi nell'esercizio si rimanda al rendiconto finanziario.

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Patrimonio netto

13. Patrimonio netto

La tabella che segue mostra la composizione del patrimonio netto al termine degli esercizi considerati:

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(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Capitale e riserve	360.546	359.407
Risultato netto dell'esercizio	33.700	33.547
Patrimonio netto Totale	394.246	392.954

Si evidenzia di seguito la composizione del patrimonio netto:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Capitale sociale	234.412	234.412
Riserva legale	46.882	46.882
Azioni proprie	(17.521)	(17.521)
Riserve e utili/(perdite) a nuovo	96.819	95.696
Riserva per attualizzazione Tfr ias 19	(45)	(62)
Risultato netto dell'esercizio	33.700	33.547
Patrimonio netto Totale	394.246	392.954

Il Patrimonio netto al 31 dicembre 2016 ammonta ad Euro 394.246 migliaia, in aumento di Euro 1.292 migliaia rispetto al 31 dicembre 2015. Si rinvia alla movimentazione del patrimonio netto per maggiori dettagli.

Nel corso dell'esercizio 2016 l'Assemblea degli Azionisti tenutasi in data 6 maggio ha deliberato la distribuzione di dividendi pari ad Euro 33.347 migliaia corrispondenti a 0,15 Euro per azione.

Il capitale sociale di Ascopiave S.p.A. al 31 dicembre 2016 si compone di 234.411.575 azioni del valore nominale di Euro 1,00 cadauna.

Si segnala, inoltre, che nel corso dell'esercizio 2016 non sono state acquistate azioni proprie

Le movimentazioni del capitale nell'esercizio 2016 sono riportate nelle tabelle sottostanti:

Riconciliazione tra il numero delle azioni in circolazione al 31.12.2016 ed il numero delle azioni in circolazione al 31.12.2015

(Numero di azioni)	31.12.2016	31.12.2015
Numero di azioni da capitale sociale	234.412	234.412
Numero di azioni proprie in portafoglio	(12.101)	(12.101)
Totale numero di azioni in circolazione	222.311	222.311

Valore delle azioni in circolazione (migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Azioni ordinarie	234.412	234.412
Azioni proprie in portafoglio	(17.521)	(17.521)
Totale valore delle azioni in circolazione	216.891	216.891

Utili (perdite) iscritti direttamente a patrimonio netto

Al 31 dicembre 2016 sono iscritte perdite a patrimonio netto per Euro 45 migliaia, con una variazione positiva di Euro 16 migliaia rispetto al 31 dicembre 2015.

Tale riserva accoglie gli utili e le perdite attuariali derivanti dalla valutazione dei piani a benefici definiti in essere, che non saranno mai riclassificati a Conto Economico.

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Con riferimento a quanto previsto dall'art. 2427-bis del Codice Civile si riportano di seguito i prospetti indicanti l'origine, la possibilità di utilizzazione e la distribuibilità delle voci del patrimonio netto:

Descrizione	Importo	Possibilità di	Quota	Riepilogo delle utilizzazioni effettuate nei tre esercizi precedenti
		utilizzazione	disponibile	Per copertura perdite	Per altre ragioni
Capitale	234.411.575 -		-

RISERVE DI CAPITALE
Riserva da sovrapprezzo azioni	50.171.613 A, B, C		50.171.613
Azioni proprie	17.521.332 -		-

RISERVE DI UTILE
Riserva legale	46.882.315 B		-
Riserva straordinaria da conferimento
Riserva libera
Altre riserve	46.602.280 A, B, C		46.602.280
Totale	126.134.876		96.773.893
Quota non disponibile
Residua quota disponibile			96.773.893

Legenda: "A" per aumento di capitale, "B" per copertura delle perdite, "C" per distribuzione ai soci

La riserva sovrapprezzo azioni risulta disponibile considerato che la riserva legale ha raggiunto un valore pari al quinto del capitale sociale, come previsto dalla normativa civilistica.

Passività non correnti

14. Fondi per rischi e oneri

La tabella che segue mostra la composizione dei fondi per rischi ed oneri al termine degli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Fondo di trattamento quiescienza e obblighi simili	393
Altri fondi rischi ed oneri	250	550
Fondi rischi ed oneri	643	550

L'incremento del fondo per rischi e oneri è spiegato dai fondi quiescenza dipendenti settore del gas e per piani di incentivazione dei dipendenti.

Gli altri accantonamenti sono relativi a liti in essere con dipendenti che hanno cessato il rapporto di lavoro con la Società.

15. Trattamento di fine rapporto

La tabella che segue mostra la movimentazione del trattamento fine rapporto nell'esercizio considerato:

(migliaia di Euro)
Trattamento di fine rapporto al 1 gennaio 2016	1.172
Conferimento	(916)
Liquidazioni	(600)
Costo relativo alle prestazioni di lavoro corrente	581
Perdita/(profitto) attuariale dell'esercizio	16
Trattamento di fine rapporto al 31 dicembre 2016	253

Nella tabella viene evidenziato il valore relativo al conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 916 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione

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Il tasso di sconto utilizzato per la misurazione della passività derivante dal Trattamento di fine rapporto è determinato con riferimento ai rendimenti di mercato per i titoli corporate di elevata qualità (con rating pari almeno a AA) per i quali le scadenze e gli ammontari corrispondono alle scadenze e agli ammontari dei pagamenti futuri previsti. Per tale piano, il tasso medio di sconto che riflette la stima delle scadenze e degli ammontari dei pagamenti futuri relativi al piano per il 2015 è pari al 1,49%.

Le principali altre ipotesi del modello sono:

tasso di mortalità: tavola di sopravvivenza IPS55
tassi di inabilità: tavole INPS anno 2000
tasso di rotazione del personale: 3,00%
tasso di probabilità annua di anticipazione del TFR: 2,00%
tasso di incremento delle retribuzioni: 1,50%
tasso di inflazione: 1,00%

L' analisi di sensitività sulla valutazione attuariale del fondo non ha evidenziato scostamenti di rilievo rispetto al valore iscritto in bilancio

Il costo corrente relativo alle prestazioni di lavoro è iscritto tra i costi del personale, mentre l'interest cost è registrato nella voce Proventi ed oneri finanziari.

16. Finanziamenti a medio-lungo termine

La tabella che segue mostra la composizione dei finanziamenti a medio lungo termine al termine degli esercizi considerati:

Ascopiave S.p.A.

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Mutui passivi Prealpi	684	757
Mutui passivi Banca Europea per gli Investimenti	31.000	34.500
Mutui passivi Unicredit Spa	2.857	8.571
Finanziamenti a medio e lungo termine	34.541	43.829
Quota corrente finanziamenti medio-lungo termine	9.287	9.628
Finanziamenti a medio-lungo termine	43.828	53.456

I finanziamenti a medio e lungo termine rilevano un decremento pari ad Euro 9.628 migliaia, spiegato dal pagamento delle rate pagate nel corso dell'esercizio.

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Il rimborso della prima tranche, il cui debito originario era di Euro 35.000 migliaia, avverrà mediante n. 14 rate residue semestrali con quota capitale costante tra il 27 febbraio 2017 e il 28 agosto 2023, con l'applicazione di un tasso di interesse pari all'Euribor 6 mesi maggiorato di uno spread di 95,5 punti base, mentre, quanto alla seconda, il cui debito originario era di Euro 10.000 migliaia, verrà rimborsata in 16 rate semestrali con quota capitale costante tra il 27 febbraio 2018 e il 27 agosto 2025, con l'applicazione di un tasso di interesse pari all'Euribor 6 mesi maggiorato di uno spread di 71,5 punti base oltre al costo annuo di 135 punti base relativo alla garanzia rilasciata da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A..

Il contratto di finanziamento prevede il rispetto dei seguenti covenants patrimoniali e finanziari applicati ai dati consolidati e da verificarsi alla chiusura del bilancio annuale e semestrale:

a) rapporto Ebitda / oneri finanziari netti superiore a 5;
b) rapporto indebitamento finanziario netto / Ebitda inferiore a 3,5.

Resta inoltre nella facoltà dell'istituto bancario la richiesta del rimborso anticipato del finanziamento rispetto alle date di scadenza previste dai piani di ammortamento nei seguenti casi:

a) riduzione dei costi del progetto al di sotto di quanto originariamente stabilito dal contratto;
b) rimborso anticipato di altri finanziamenti non BEI (senza considerare le linee rotative);
c) mutamento del controllo di Ascopiave S.p.A. o di AscoHolding S.p.A.;
d) mutamento normativo, che possa pregiudicare la capacità di Ascopiave S.p.A. di adempiere ai propri obblighi;

e) perdita delle concessioni, tale da portare la RAB consolidata al di sotto dei 300 milioni di Euro.

Al termine dell'esercizio 2016 i covenants previsti dal contratto risultavano rispettati in quanto:

a) il rapporto Ebitda / oneri finanziari netti era pari a 175,10, calcolato come rapporto tra l'Ebitda consolidato a tale data, pari ad Euro 95.255 migliaia, e gli oneri finanziari netti consolidati, pari ad Euro 544 migliaia;
b) il rapporto indebitamento finanziario netto / Ebitda era pari a 0,99, calcolato come rapporto tra l'indebitamento finanziario netto consolidato a tale data, pari ad Euro 94.002 migliaia, e l'Ebitda consolidato, pari ad Euro 95.255 migliaia.

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</indice<2,5<>

Valore del rapporto PFN/M.O.L.	Valore dello spread
Indice>2,5	125 punti base
2 <indice<2,5< td="">	90 punti base	90 punti base
Indice<2	75 punti base

Oltre alle condizioni previste per la quantificazioni del tasso di interesse da applicare al capitale finanziato, il mantenimento in essere del contratto di finanziamento è soggetto al rispetto delle seguenti condizioni finanziarie ed operative:

a) il valore dell'indice sopra descritto non può superare un valore pari a 3,5 (covenant modificato con atto notarile del 22 dicembre 2014, precedentemente tale limite era pari a 2,75);
b) il valore di R.A.B. (Regulatory Asset Base ovvero il Valore della Rete del Gas) non può essere inferiore ad Euro 270.000 migliaia;
c) la partecipazione di ASCOHOLDING S.p.A. detenuta in ASCOPIAVE S.p.A. non potrà scendere al di sotto del 51%.

A garanzia dell'adempimento delle obbligazioni collegate con il finanziamento, la Società ha ceduto ad Unicredit una quota del credito futuro derivante dal rimborso del valore residuo dei beni relativi alle Concessioni Distribuzione Gas.

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La tabella seguente mostra le scadenze per esercizio dei finanziamenti a medio-lungo termine:

Migliaia di Euro	31/12/2016
Esercizio 2017	9.287
Esercizio 2018	7.681
Esercizio 2019	4.826
Esercizio 2020	4.828
Oltre 31 dicembre 2020	17.207
Totale finanziamenti a medio-lungo termine	43.828

17. Altre passività non correnti

La tabella seguente mostra la composizione della voce al termine di ogni esercizio considerato:

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2016
Depositi cauzionali	7		306	306
Risconti passivi pluriennali	37	37	5.191	5.228
Altre passività non correnti	44	37	5.497	5.534

________________________________________________________________________________

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 5.496 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione.

Le altre passività non correnti passano da Euro 37 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 44 migliaia dell'esercizio di riferimento, registrando un incremento pari ad Euro 7 migliaia. La variazione è principalmente spiegata dall'incremento dei risconti passivi pluriennali rilevati al fine di sospendere i contributi pubblici e privati ricevuti per la realizzazione delle derivazioni d'utenza. Gli stessi sono riscontati e rilasciati a conto economico in correlazione con la vita utile dell'infrastruttura realizzata (45 anni) ed il valore iscritto tra le altre passività non correnti corrisponde al valore economico degli stessi che sarà rilasciato a decorrere dall'esercizio 2018.

18. Passività finanziarie non correnti

La tabella che segue evidenzia il saldo della voce la termine degli esercizi considerati

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Debiti verso società di leasing oltre 12 mesi			422	422
Passività finanziarie non correnti			422	422

La voce "Passività finanziarie non correnti" presente nell'esercizio precedente è relativa alla locazione finanziaria su alcuni impianti di cogenerazione la voce precedentemente oggetto di conferimento non è poi stato oggetto di trasferimento al 1 luglio 2016 ed è invece rientrata nella cessione degli impianti di cogenerazione ceduti alla società controllata Veritas Energia S.p.A. nel corso dell'esercizio 2016.

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19. Debiti per imposte differite

La tabella che segue evidenzia il saldo della voce la termine degli esercizi considerati

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Debiti per imposte differite	22	26	12.206	12.232
Debiti per imposte differite	22	26	12.206	12.232

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 12.206 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione.

Le imposte differite passano da Euro 26 migliaia, ad Euro 22 migliaia, registrando un decremento di Euro 4 migliaia.

La Società ha proceduto ad una piena contabilizzazione delle imposte differite relative a differenze temporanee tra valori fiscalmente rilevanti e valori di bilancio. Nella determinazione delle imposte differite si è fatto riferimento all'aliquota IRES (imposte sul reddito delle società) e, ove applicabile, all'aliquota IRAP vigenti al momento in cui si stima si riverseranno le differenze temporanee. In particolare sono state applicate l'aliquota IRES del 24% ed IRAP del 4,2% come previsto dalla legge di conversione 111 del 15 luglio 2011 all'articolo 23 comma 5 del decreto legge 98 del 6 luglio 2011.

Il valore complessivo delle differenze temporanee ed i relativi importi su cui sono state rilevate passività per imposte differite sono indicati di seguito:

		31 dicembre 2016			31 dicembre 2015
Descrizione	Differenze	Aliquota fiscale	Effetto totale	Differenze	Aliquota fiscale	Effetto totale
	temporanee			temporanee
Ammortamenti eccedenti IRES	61	24,0%	15	30.037	24,0%	7.209
Trattamento di fine rapporto	31	24,0%	7	31	24,0%	7
Ammortamenti eccedenti prec. Es. 2007		0 28,2%	0	9.872	28,2%	2.802
Ammortamenti eccedenti	0	28,2%	0	7.848	28,2%	2.213
Totale Imposte differite			22			12.232

Passività correnti

20. Debiti verso banche e quota corrente dei finanziamenti a medio-lungo termine

La tabella che segue mostra la composizione della voce debiti verso banche e finanziamenti al termine di ogni esercizio considerato:

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Debiti verso banche	55.000	87.995
Quota corrente dei finanziam.medio-lungo termine	9.287	9.628
Debiti verso banche e finanziamenti	64.287	97.622

Al termine dell'esercizio 2016 il debito bancario a breve è composto da saldi passivi di conto corrente aperti presso gli istituti di credito per Euro 55.000 migliaia e dalla quota a breve dei mutui per Euro 9.287 migliaia. Il decremento complessivo, pari ad Euro 33.335 migliaia, è principalmente spiegato dai minori utilizzi degli affidamenti disponibili.

La tabella che segue mostra la ripartizione delle linee di credito di Ascopiave S.p.A. utilizzate e disponibili e i relativi tassi applicati alla data del 31 dicembre 2016:

Istituto di credito	Tipologia di Linea di credito	Affidamento al 31/12/2016	Tasso al 31/12/2016	Utilizzo al 31/12/2016
Banca di Credito Cooperativo delle Prealpi	Crediti per cassa	5.000	n.d.	-
Banca di Credito Cooperativo delle Prealpi	Mutui	757	2,10%	757
Banca Europea per gli Investimenti	Mutui	24.500	0,76%	24.500
Banca Europea per gli Investimenti	Mutui	10.000	0,52%	10.000
Banca Monte dei Paschi di Siena	Crediti per cassa	10. 000	n.d.	-
Banca Monte dei Paschi di Siena	Crediti di firma	20.0 00	0,30%	10.980
Banca Nazionale del Lavoro	Crediti per cassa	48.953	n.d.	-
Banca Nazionale del Lavoro	Crediti di firma	11.047	0,30%	1.052
Banca Popolare dell'Emilia Romagna	Crediti per cassa	10.000	n.d.	-
Banca Popolare di Vicenza	Crediti per cassa	45.000	n.d.	-
Banca Popolare Friuladria	Crediti per cassa	11.000	n.d.	-
Banca Popolare Friuladria	Crediti di firma	2.000	n.d.	-
Banca Sella	Crediti per cassa	5.000	n.d.	-
Banco BPM	Crediti per cassa	17.000	n.d.	-
Banco BPM	Crediti di firma	12.485	0,40%	3.137
Banco di Brescia	Crediti per cassa	30.000	0,01%	20.000
Banco di Desio e della Brianza	Crediti per cassa	5.00 0	n.d.	-
BNP Paribas Lease Group	Derivati finanziari	10.000	n.d.	377
Cassa di Risparmio del Veneto	Crediti per cassa	13.00 0	n.d.	-
Credito Emiliano	Crediti per cassa	25.000	0,00%	25.000
Intesa SanPaolo	Crediti per cassa	40.000	0,30%	-
Intesa SanPaolo	Derivati finanziari	7.000	n.d.	3.416
Large Corporate One	Mutui	8.571	0,75%	8.571
Unicredit	Crediti per cassa	48.705	0,00%	10.000
Unicredit	Crediti di firma	42.000	0,30%	13.342
		462.019		131.133

21. Debiti commerciali

La tabella che segue mostra la composizione dei debiti commerciali al termine di ogni esercizio considerato:

		Riesposto
	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
(migliaia di Euro)
Debiti vs/ fornitori	657	2.064	885	2.949
Debiti vs/ fornitori per fatture da ricevere	1.123	4.017	8.550	12.567
Debiti commerciali	1.779	6.081	9.435	15.516

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 9.435 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione

I debiti commerciali passano da Euro 6.081 migliaia dell'esercizio precedente ad Euro 1.779 migliaia dell'esercizio di riferimento, rilevando un decremento pari ad Euro 4.302 migliaia. La diminuzione è principalmente spiegata dai minori saldi debitori iscritti nei confronti di fornitori per fatture da ricevere per Euro 2.895 migliaia e da fatture ricevute pari ad Euro 1.407 migliaia.

Si segnala che i debiti commerciali sono pagabili entro l'esercizio successivo.

22. Altre passività correnti

La tabella che segue mostra la composizione della voce "Altre passività correnti" al termine di ogni esercizio considerato:

		Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Anticipi da clienti			1.512	1.512
Debiti per consolidato fiscale		1.051		1.051
Debiti verso enti previdenziali	303	252	442	694
Debiti verso il personale	1.534	1.384	1.323	2.707
Debiti per IVA		1.054	0	1.054
Debiti vs Erario per ritenute alla fonte	374	263	309	572
Risconti passivi annuali	91	(0)	1.012	1.012
Ratei passivi annuali	247	135	517	652
Altri debiti	402	523	21.505	22.028
Altre passività correnti	2.952	4.663	26.620	31.282

Nella tabella esposta le voci della colonna di raffronto dell'esercizio precedente sono esposte al netto del conferimento del ramo distribuzione del gas naturale oggetto di conferimento in AP Reti Gas S.p.A. pari ad Euro 26.620 migliaia evidenziando così le variazioni patrimoniali collegate alla normale gestione

Al termine dell'esercizio considerato le altre passività correnti ammontano ad Euro 2.952 migliaia rilevando un decremento pari ad Euro 1.711 migliaia rispetto all'esercizio 2015. Il decremento è principalmente spiegato dalla variazione della voce debiti per consolidato fiscale e del debito IVA.

I "Debiti verso enti previdenziali" si riferiscono ai debiti per oneri contributivi di competenza dei mesi di novembre e dicembre versati nei primi mesi dell'esercizio 2017, mentre i "Debiti verso il personale" includono i debiti per ferie non godute, mensilità e premi maturati al 31 dicembre 2016 e non ancora liquidate alla stessa data.

23. Passività finanziarie correnti

La tabella che segue mostra la composizione della voce "Passività finanziarie correnti" al termine degli esercizi considerati:

	Riesposto
(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
Debiti finanziari entro 12 mesi	43.156	12.629		12.629
Debiti verso società di leasing entro 12 mesi			67	67
Passività finanziarie correnti	43.156	12.629	67	12.696

Le passività finanziarie correnti ammontano ad Euro 43.156 migliaia, in aumento di Euro 30.460 migliaia rispetto all'esercizio precedente principalmente in ragione dei saldi iscritti nei conti correnti intercompany in essere con le società controllate mediante i quali la società gestisce la tesoreria di Gruppo.

Le stesse sono rappresentate dai debiti finanziari iscritti nei confronti di Amgas Blu S.r.l. per Euro 13 migliaia, di AP Reti Gas S.p.A. per Euro 6.386 migliaia, di AP Reti Gas Rovigo S.r.l. per Euro 687 migliaia, Ascotrade S.p.A. per Euro 16.704 migliaia, di Asm Set S.r.l. per Euro 3.412 migliaia, di Blue Meta S.p.A. per Euro 8.266 migliaia, di Etra Energia S.r.l. per Euro 855 migliaia e di Pasubio Servizi S.r.l. per Euro 6.834 migliaia.

Come specificato nel paragrafo "Passività finanziarie non correnti" la diminuzione dei debiti verso la società di Leasing è dovuta alla cessione alla controllata Veritas Energia S.p.A. di alcuni impianti di cogenerazione in locazione

finanziaria piuttosto che al conferimento ad Ap reti gas S.p.A..

Posizione finanziaria netta

La tabella che segue mostra la composizione della posizione finanziaria netta così come richiesto dalla comunicazione Consob n. DEM/6064293 del 28 luglio 2006:

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(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	4.511	9.390
Attività finanziarie correnti	2.534	20.973
Passività finanziarie correnti	(43.156)	(12.629)
Debiti verso banche e finanziamenti	(64.287)	(97.622)
Debiti verso società di leasing entro 12 mesi		(67)
Posizione finanziaria netta a breve	(100.398)	(79.955)
Attività finanziarie non correnti
Finanziamenti a medio e lungo termine	(34.541)	(43.829)
Passività finanziarie non correnti		(422)
Posizione finanziaria netta a medio-lungo	(34.541)	(44.250)
Posizione finanziaria netta	(134.940)	(124.205)

La posizione finanziaria netta di Ascopiave S.p.A. rileva un incremento pari ad Euro 10.735 migliaia rispetto all'esercizio precedente, attestandosi ad Euro 134.940 migliaia.

Si evidenzia che nei finanziamenti bancari a breve termine non sono previsti covenants o negative pledges, mentre i finanziamenti erogati da UniCredit Banca S.p.A. e dalla Banca Europea per gli Investimenti sono sottoposti a covenants – da verificarsi sulla base delle risultanze del bilancio consolidato - descritti nel paragrafo "Finanziamenti a mediolungo termine" di questa relazione finanziaria annuale.

NOTE ESPLICATIVE DI COMMENTO ALLE PRINCIPALI VOCI DEL CONTO ECONOMICO

________________________________________________________________________________

Ricavi

24. Ricavi

La seguente tabella evidenzia i ricavi negli esercizi considerati:

(Migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Ricavi da servizi generali a società del Gruppo	9.057	8.592
Distribuzione dividendi da società controllate	30.923	23.842
Ricavi terzi	16.392	154
Ricavi	56.372	32.588

Al termine dell'esercizio i ricavi conseguiti ammontano ad Euro 56.372 migliaia, in aumento di Euro 23.784 migliaia rispetto all'esercizio precedente.

I ricavi conseguiti da servizi generali resi a società del Gruppo rilevano un incremento pari ad Euro 465 migliaia, passando da Euro 8.592 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 9.057 migliaia dell'esercizio di riferimento.

I ricavi conseguiti la distribuzione dei dividenti delle società partecipate rilevano un incremento pari ad Euro 7.081 migliaia, passando da Euro 23.842 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 30.923 migliaia dell'esercizio di riferimento.

La voce altri ricavi passa da Euro 154 migliaia dell'esercizio 2015 a 16.392 migliaia dell'esercizio di riferimento registrando incrementi per Euro 16.238 migliaia .

La variazione è principalmente spiegata dai ricavi iscritti a seguito della cessione di "Certificati di efficienza energetica TEE" alla società controllata AP Reti Gas S.p.A. vincolata al conseguimento degli obiettivi fissati dall'Autorità stessa in materia di risparmio energetico. Tali obbiettivi prima in carico ad Ascopiave S.p.A. sono traslati in Ap Reti Gas S.p.A. a seguito del conferimento del ramo distribuzione gas avvenuto in data 1 luglio 2016.

Costi operativi

25. Costi per acquisto materie prime

La seguente tabella riporta i costi relativi all'acquisto di materie prime negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Acquisti GPL e gasolio	2
Acquisti di altri materiali	21	5
Costi acquisto altre materie prime	22	5

I costi per l'acquisto di altre materie prime passano da Euro 5 migliaia dell'esercizio 2015 ad Euro 22 migliaia dell'esercizio 2016 registrando un incremento pari ad Euro 17 migliaia.

La voce accoglie principalmente i costi sostenuti per l'acquisto di materiale utilizzato nella realizzazione delle infrastrutture dedicate alla distribuzione del gas naturale nonché i costi sostenuti per l'acquisto di gas naturale ed energia elettrica necessari al funzionamento degli impianti di cogenerazione per i primi sei mesi dell'esercizio di riferimento.

26. Costi per servizi

La seguente tabella riporta il dettaglio dei costi per servizi negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Spese postali e telegrafiche	1.140	1.354
Manutenzioni e riparazioni	1.244	1.091
Servizi di consulenza	3.382	2.018
Servizi commerciali e pubblicità	122	106
Utenze varie	435	173
Compensi ad amministratori e sindaci	678	573
Assicurazioni	683	103
Spese per il personale	429	243
Altre spese di gestione	661	635
Costi per godimento beni di terzi	442	457
Costi per servizi	9.216	6.753

Al termine dell'esercizio i costi per servizi ammontano ad Euro 9.216 migliaia, rilevando un incremento rispetto all'esercizio precedente pari ad Euro 2.463 migliaia. L'incremento è principalmente spiegato dall'aumento dei costi delle consulenze ricevute, nonché dall'aumento dei costi assicurativi.

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L'aumento dei servizi di consulenza, pari ad Euro 1.364 migliaia, è principalmente spiegata dai maggiori costi sostenuti nel corso dell'esercizio per consulenze amministrative e legali (+1.028 migliaia di Euro), per consulenze informatiche (+265 migliaia di Euro), per ricerca e sviluppo (+66 migliaia di Euro) nonché per consulenze tecniche (+5 migliaia di Euro).

Le spese per il personale includono costi per viaggio e missione dei dipendenti, costi per il servizio mensa e costi per addestramento e formazione e rilevano un incrementi di Euro 186 migliaia rispetto all'esercizio precedente.

La voce costi per godimenti beni di terzi accoglie principalmente i costi relativi a diritti e licenze software e i costi per gli affitti delle sedi. Al termine dell'esercizio la voce registra una diminuzione pari ad Euro 15 migliaia.

27. Costo del personale

La seguente tabella riporta il dettaglio dei costi del personale negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Salari e stipendi	5.660	4.413
Oneri sociali	1.660	1.269
Trattamento di fine rapporto	323	290
Altri costi	12	8
Totale costo del personale	7.655	5.980
Costo del personale capitalizzato	(8)	(17)
Costi del personale	7.647	5.963

Il costo del personale è iscritto al netto dei costi capitalizzati a fronte di incrementi di immobilizzazioni immateriali per

lavori eseguiti parzialmente in economia direttamente imputati alla realizzazione di nuove infrastrutture atte alla distribuzione del gas naturale nel primo semestre dell'esercizio 2016.

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I costi del personale passano da Euro 5.980 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 7.655 migliaia dell'esercizio 2016 registrando un incremento pari ad Euro 1.675 migliaia. L'incremento, comprensivo dei relativi oneri sociali è determinato per Euro 745 migliaia dalla contabilizzazione dei compensi legati al piano di incentivazione a lungo termine nonché dagli aumenti retributivi corrisposti nel corso dell'esercizio di riferimento e dovuti a riconoscimenti individuali ed a trascinamenti contrattuali.

Il costo del personale capitalizzato ha registrato un decremento pari ad Euro 9 migliaia passando da Euro 17 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 8 migliaia del 2015 diminuendo il costo complessivo del personale di pari importo.

La tabella sotto riportata evidenzia il numero di dipendenti per categoria al termine dell'esercizio 2015 ed al termine dell'esercizio 2016:

Descrizione	Esercizio 2015	Conferimento ramo distribuzione gas	Esercizio 2016	Variazione
Dirigenti	13	(3)	9	(1)
Impiegati	167	(90)	79	2
Operai	79	(75)	4	0
Totale personale dipendente	259	(168)	92	1

La variazione del numero del personale dipendente è contraddistinta dal trasferimento di 168 risorse ad AP Reti Gas S.p.A. a seguito del conferimento del ramo distribuzione gas; inoltre si segnala che alcuni dipendenti della società sono titolari di piani di incentivazione pluriennali.

28. Altri costi operativi

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri costi operativi negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Altri accantonamenti		300
Contributi associativi e AEEGSI	138	128
Minusvalenze	5
Sopravvenienze caratteristiche	77	9
Altre imposte	172	108
Altri costi	216	207
Costi per appalti	43	10
Titoli di efficienza energetica	14.015
Altri costi di gestione	14.666	763

Gli altri costi operativi registrano incrementi per Euro 13.903 migliaia rispetto all'esercizio precedente principalmente in ragione dei costi iscritti per l'acquisto di titoli di efficienza energetica per la controllata AP Reti Gas S.p.A..

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29. Altri proventi operativi

La seguente tabella riporta il dettaglio degli altri proventi operativi negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Altri proventi	56	37
Altri proventi	56	37

Al termine dell'esercizio la voce risulta pari ad Euro 56 migliaia, rilevando incrementi per Euro 19 migliaia rispetto all'esercizio precedente.

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30. Ammortamenti e svalutazioni

La seguente tabella riporta il dettaglio degli ammortamenti negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Immobilizzazioni immateriali	113	69
Immobilizzazioni materiali	1.665	1.661
Ammortamenti e svalutazioni	1.779	1.730

Gli ammortamenti rilevati al termine dell'esercizio ammontano ad Euro 1.779 migliaia, in aumento rispetto all'esercizio precedente di Euro 49 migliaia.

31. Proventi ed oneri finanziari netti

La seguente tabella riporta il dettaglio dei proventi e degli oneri finanziari negli esercizi considerati:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Interessi attivi bancari e postali	10	291
Altri interessi attivi	89	507
Altri proventi finanziari	1	0
Proventi finanziari	100	798
Interessi passivi bancari	90	516
Interessi passivi su mutui	511	621
Altri oneri finanziari	232	156
Oneri finanziari	833	1.293
Totale oneri/(proventi) finanziari netti	733	495

La voce proventi ed oneri finanziari evidenzia un saldo negativo pari ad Euro 733 migliaia, La variazione è dovuta all'effetto combinato della mancata effettuazione nel corso dell'esercizio 2016 delle operazioni di arbitraggio sui tassi di interesse, che avevano caratterizzato invece l'esercizio 2015, della riduzione dei tassi di interesse applicati dagli istituti di credito alle linee di credito e del miglioramento della situazione finanziaria, che ha consentito un minor utilizzo delle linee stesse.

32. Imposte dell'esercizio

La tabella che segue mostra la composizione delle imposte sul reddito negli esercizi considerati, distinguendo la

componente corrente da quella differita ed anticipata:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Imposte correnti IRES	3.354	2.808
Imposte correnti IRAP	656	481
Imposte (anticipate)/differite	541	763
Imposte dell'esercizio	4.550	2.526

Le imposte dell'esercizio passano da Euro 2.526 migliaia dell'esercizio precedente, ad Euro 4.550 migliaia dell'esercizio di riferimento, registrando un incremento pari ad Euro 2.024 migliaia.

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Si segnala che in forza delle attività di conferimento l'importo delle imposte di esercizio è stato riclassificato per Euro 4.221 migliaia nel risultato netto da attività cessate. Il contributo delle imposte di periodo è perciò quantificato in Euro 329 migliaia.

La tabella che segue evidenzia l'incidenza delle imposte sul reddito:

(migliaia di Euro)	Esercizio 2016	Esercizio 2015
Utile ante imposte	22.366	16.916
Imposte dell'esercizio	4.550	2.526
Incidenza sul risultato ante imposte	20,3%	14,9%

Il tax-rate effettivo passa dal 14,9% dell'esercizio 2015 al 20,3% dell'esercizio di riferimento, rilevando un incremento pari al 5,4%.

33. Risultato netto dalle attività destinate alla dismissione

Il Risultato netto dalle attività destinate alla dismissione rappresenta la riclassifica delle voci di conto economico riconducibili alle attività e passività per le quali è stata prevista la dismissione dalla Società Ascopiave S.p.A. come previsto dagli IFRS, al 31 dicembre 2016 rappresentano la quota del ramo "Distribuzione gas " conferito ad AP Reti Gas S.p.a. come sotto evidenziato.

Conferimento in AP Reti Gas S.p.A. della gestione del servizio della distribuzione e misura di gas naturale, operativa dal 1° luglio 2016

In data 1 luglio 2016 Ascopiave S.p.A. ha conferito il ramo distribuzione gas in AP Reti Gas S.p.A., questa operazione ha consentito di dare attuazione alle disposizioni della delibera AEEGSI 296/15/R/com (articolo 17) in materia di separazione funzionale delle attività di distribuzione di gas naturale ed elettricità dalle attività corporate del Gruppo.

Al fine di rendere comparabile la situazione patrimoniale proposta al termine dell'esercizio 2016 con i saldi patrimoniali dell'esercizio precedente abbiamo riesposto gli stessi nettandoli degli effetti dovuti al conferimento, come se lo stesso avesse avuto applicazione alla data del 31 dicembre 2015.

Nella colonna "Conferimento" riportiamo il saldo contabile oggetto di cessione ad AP Reti Gas S.p.A. e nella colonna "Riesposto" riportiamo i saldi dello stato patrimoniale al 31 dicembre 2015 nettato dell'effetto del conferimento. Nello schema proposto riportiamo inoltre una voce nell'attivo e una voce nel passivo che sommano le variazioni intervenute nello stato patrimoniale permettendo di ottenere coerenza con i movimenti parziali.

I commenti delle variazioni delle poste dello stato patrimoniale intervenute nell'esercizio 2016 sono realizzati nella nota esplicativa confrontando i saldi riesposti dell'esercizio 2015 con quelli registrati alla data del 31 dicembre 2016.

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La tabella che segue evidenzia la composizione delle "Attività destinate alla dismissione" e delle "Passività destinate alla dismissione" al 31 dicembre 2015, in conformità agli IFRS riconducibili al ramo conferito in AP Reti Gas S.p.A.:

		31.12.2016	31.12.2015	Conferimento	31.12.2015
(Migliaia di Euro)					Riesposto

ATTIVITA'
Attivita non correnti
Avviamento	(1)	0	20.433	20.433	0
Altre immobillizzazioni immateriali	(2)	248	267.495	267.433	62
Immobilizzazioni materiali	(3)	29.297	33.891	3.303	30.588
Partecipazioni	(4)	481.778	183.037	0	183.037
Altre attività non correnti	(5)	4.462	4.534	477	4.058
Crediti per imposte anticipate	(6)	1.858	8.298	6.044	2.254
Attivita non correnti		517.643	517.689	297.690	219.999
Attività correnti
Rimanenze	(7)	0	1.731	1.701	30
Crediti commerciali	(8)	7.412	28.439	21.091	7.348
Altre attività correnti	(9)	9.067	35.209	33.220	1.990
Attività finanziarie correnti	(10)	2.534	20.973	0	20.973
Crediti tributari	(11)	757	376	0	376
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(12)	4.511	9.390	1	9.389
Attività correnti		24.281	96.119	56.013	40.105
Attivita destinate alla dismissione				353.703	353.703
Attività		541.924	613.808	0	613.808
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO Patrimonio netto Totale
Capitale sociale		234.412	234.412	0	234.412
Azioni proprie		17.521	17.521	0	17.521
Riserve		143.656	142.516	0	142.516
Risultato dell'esercizio		33.700	33.547	0	33.547
Patrimonio netto Totale	(13)	394.246	392.954	0	392.954
Passività non correnti
Fondi rischi ed oneri	(14)	643	550	0	550
Trattamento di fine rapporto	(15)	253	1.172	916	255
Finanziamenti a medio e lungo termine	(16)	34.541	43.829	0	43.829
Altre passività non correnti	(17)	44	5.534	5.496	37
Passività finanziarie non correnti	(18)	0	422	422	0
Debiti per imposte differite	(19)	22	12.232	12.206	26
Passività non correnti		35.504	63.737	19.040	44.697
Passività correnti
Debiti verso banche e finanziamenti	(20)	64.287	97.622	0	97.622
Debiti commerciali	(21)	1.779	15.516	9.435	6.081
Altre passività correnti	(22)	2.952	31.282	26.620	4.663
Passività finanziarie correnti	(23)	43.156	12.696	67	12.629
Passività correnti		112.174	157.117	36.122	120.995
Passività destinate alla dismissione				55.163	55.163
Passività		147.678	220.854	0	220.854
Passività e patrimonio netto		541.924	613.808	0	613.808

Incremento di valore della partecipazione 298.541

Il valore complessivo delle attività e passività conferite, riferite ai valori del 31 dicembre 2015 pari ad Euro 298.541 migliaia corrispondono all'incremento di valore della partecipazione in AP Reti Gas S.p.A.. avvenuto il 1 luglio 2016.

La tabella seguente evidenzia il risultato netto delle attività in dismissione e delle attività dismesse per gli esercizi chiusi al 31 dicembre 2015 e 31 dicembre 2016:

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(migliaia di Euro)	Esercizio 2015	Esercizio 2016*
Ricavi	66.780	35.370
Totale costi operativi	31.083	17.430
Costi acquisto altre materie prime	1.514	903
Costi per servizi	12.952	5.776
Costi del personale	5.307	2.582
Altri costi di gestione	11.731	8.288
Altri proventi	421	119
Ammortamenti e svalutazioni	13.736	6.935
Risultato operativo	21.961	11.005
Utile ante imposte	21.961	11.005
Imposte del periodo	8.096	4.221
Risultato netto da attività cessate/in dismissione	14.105	6.784

* La quota dell'esercizio 2016 si riferisce al primo semestre 2016 in quanto il conferimento ha avuto effetto dal 1° luglio 2016

Nella tabella seguente inoltre vengono esposti i valori al 30 giugno 2016 che sono stati trasferiti da Ascopiave S.p.A. ad AP Reti Gas S.p.A. e il cui differenziale rispetto ai valori di conferimento è stato oggetto di conguaglio monetario.

(Euro)		30-giu-16

ATTIVITA'
Attivita non correnti
Avviamento	(1)	20.433.126
Altre immobillizzazioni immateriali	(2)	267.003.366
Immobilizzazioni materiali	(3)	1.430.520
Partecipazioni	(4)
Altre attività non correnti	(5)	466.964
Crediti per imposte anticipate	(6)	5.793.202
Attività non correnti		295.127.177
Attività correnti
Rimanenze	(7)	3.819.049
Crediti commerciali	(8)	6.394.655
Altre attività correnti	(9)	41.028.220
Attività finanziarie correnti	(10)
Crediti tributari	(11)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(12)	7.625
Attività correnti		51.249.549
Totale attività trasferite		346.376.726
Passività non correnti
Fondi rischi ed oneri	(14)	268.630
Trattamento di fine rapporto	(15)	862.908
Finanziamenti a medio e lungo termine	(16)
Altre passività non correnti	(17)	5.479.702
Passività finanziarie non correnti	(18)
Debiti per imposte differite	(19)	10.872.168
Passività non correnti		17.483.408
Passività correnti
Debiti verso banche e finanziamenti	(20)
Debiti commerciali	(21)	16.674.082
Altre passività correnti	(22)	26.900.724
Passività finanziarie correnti	(23)
Passività correnti		43.574.806
Totale passività trasferite		61.058.214

ALTRE NOTE DI COMMENTO

Componenti non ricorrenti

Ai sensi della comunicazione CONSOB n.15519/2005 si segnala che non ci sono componenti economiche non ricorrenti rilevate nel bilancio chiuso al 31 dicembre 2016.

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Informativa su parti correlate

Si segnala che la Società è controllata da Asco Holding S.p.A. che detiene il 61,562% delle azioni.

Tutte le operazioni con le società del Gruppo fanno parte dell'ordinaria gestione dell'impresa e sono regolate a condizioni di mercato. Non vi sono altre operazioni effettuate nell'esercizio 2016 con società e entità riconducibili a Soci o amministratori della società o delle società controllanti e controllate.

Ascopiave S.p.A.

	31.12.2016
Società	Crediti	Altri crediti	Debiti	Altri debiti		Costi			Ricavi
	commerciali		commerciali		Beni	Servizi	Altro	Beni	Servizi	Altro
Società controllanti
ASCO HOLDING S.P.A.	36	4.678					1.514	0	61
Totale controllanti	36	4.678	0	0	0	0	1.514	0	61	0
Società controllate e sottoposte a controllo congiunto
Ascotrade S.p.a.	1.832	189	49	16.704	611	0	68	0	28.264	191
AP Reti Gas S.p.A.	95	0	3	0	0		0	0	0	0
Blue Meta S.p.A.	422	64	10	8.266	0	14	28	0	869	8
Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A.	193	280	9	0	0	38	2	0	377	4
Etraenergia S.r.l.	80	0	1	854	0		3	0	218	1
Pasubio Servizi S.r.l.	248	0	6	6.834	0	0	33	0	497	7
AP Reti Gas Rovigo S.r.l.	129	0	21	687	0	95	3	0	262	1
Unigas Distribuzione Gas S.r.l.	27	0	5	0	0	38	0	0	55	0
Veritas Energia S.r.l.	672	2.303	66	0	218	66	5	0	697	322
Estenergy S.p.A.		0		0	0	568	793	0	0	0
Amgas Blu S.r.l.	208	19	1	13	0		9	0	388	5
ASM SET S.R.L.	120	21	3	3.412	6		9	0	265	3
Unigas Distribuzione Gas S.r.l.	27	0	5	0	0	38	0	0	55	0
Totale società a controllo congiunto	4.053	2.877	178	36.770	835	857	953	0	31.945	542
Società collegate
ASCO TLC S.P.A.	85	0		0	0	533	0	0	116	57
SEVEN CENTER S.R.L.	40	0		0	0	97	2	0	37	0
Totale società collegate	85	0	0	0	0	533	0	0	116	57
Totale	4.175	7.555	178	36.770	835	1.390	2.467	0	32.122	599

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I rapporti con parti correlate che Ascopiave S.p.A. intrattiene con le altre società del Gruppo interessano principalmente le seguenti tipologie:

l'acquisto gas di gas naturale ed energia elettrica da Ascotrade S.p.A.;
l'acquisto di prestazioni di call center da Ascotrade S.p.A. effettuato al prezzo di mercato parametrizzato al numero chiamate;
al riaddebito di alcuni costi assicurativi da parte della controllante Asco Holding S.p.A.;
all'acquisto di alcuni servizi amministrativi, call center, gestione del credito;
la vendita di servizi di sportello, di gestione del personale, del servizio informatico, di gestione del servizio immobiliare, di archiviazione ottica, di servizi di staff come la qualità, la privacy e la sicurezza dei lavoratori;
la vendita del sevizio di contabilità e di gestione degli adempimenti normativi;
la vendita del servizio di amministrazione e finanza;
il riaddebito alle società del Gruppo dei servizi di contabilità e informatici, delle eventuali spese esterne sostenute;
l'accordo per la regolamentazione dei rapporti di tesoreria finalizzato a compensare le eccedenze e deficienze di cassa fra le imprese del gruppo.
l'accordo di adesione al consolidato di gruppo con la controllante Asco Holding S.p.A..

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Schemi di bilancio esposti in base alla delibera Consob 15519/2006

Di seguito gli schemi di bilancio con evidenza degli effetti dei rapporti con le parti correlate esposti in base alla delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006.

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Situazione patrimoniale-finanziaria

		Esercizio		Esercizio di cui correlate						di cui correlate
(migliaia di Euro)		2016	A	B	C D	Totale	%	2015	A	B	C D	Totale	%

ATTIVITA'
Attivita non correnti
Avviamento	(1)		0	0	0 0	0	0,0%	0	0	0	0 0	0	0,0%
Altre immobillizzazioni immateriali	(2)	248	0	0	0 0	0	0,0%	371	0	0	0 0	0	0,0%

Immobilizzazioni materiali	(3)	29.297	0	0	0 0	0	0,0%	30.883	0	0	0 0	0	0,0%
Partecipazioni	(4)	481.778	0	417.644	63.824 0	481.468	99,9%	183.037	0	118.903	63.824 0	182.727	99,8%
Altre attività non correnti	(5)	4.462	0	0	0 0	0	0,0%	4.058	0	0	0 0	0	0,0%
Attività finanziarie non correnti	(6)		0	0	0 0	0	0,0%		0	0	0 0	0	0,0%
Crediti per imposte anticipate	(7)	1.858	0	0	0 0	0	0,0%	2.254	0	0	0 0	0	0,0%
Attivita non correnti		517.643	0	417.644	63.824 0	481.468	93,0%	220.604	0	118.903	63.824 0	182.727	82,8%
Attività correnti			0	0	0 0	0	0,0%		0	0	0 0	0	0,0%
Rimanenze	(8)		0	0	0 0	0	0,0%	31	0	0	0 0	0	0,0%
Crediti commerciali	(9)	7.412	36	5.700	160 0	5.896	79,6%	7.348	65	159	354 0	577	7,9%
Altre attività correnti	(10)	9.067	4.678	0	21 0	4.699	51,8%	1.990	0	0	0 0	0	0,0%
Attività finanziarie correnti	(11)	2.534	0	261	2.273 0		2.534 100,0%	20.973	0	7.700	10.149 0	17.849	85,1%
Crediti tributari	(12)	757	0	0	0 0	0	0,0%	376	0	0	0 0	0	0,0%
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	(13)	4.511	0	0	0 0	0	0,0%	9.390	0	0	0 0	0	0,0%
Attività correnti		24.281	4.714	5.961	2.454 0	13.129	54,1%	40.108	65	7.859	10.503 0	18.426	45,9%
Attività		541.924	4.714	423.605	66.278 0	494.597	91,3%	613.808	65	126.763	74.326 0	201.154	32,8%
PASSIVITA' E PATRIMONIO NETTO			0	0	0 0	0	0,0%		0	0	0 0	0	0,0%
Patrimonio netto Totale			0	0	0 0	0	0,0%		0	0	0 0	0	0,0%
Capitale sociale		234.412	0	0	0 0	0	0,0%	234.412	0	0	0 0	0	0,0%
Azioni proprie		(17.521)	(0)	(0)	(0) (0)	(0)	0,0%	(17.521)	(0)	(0)	(0) (0)	(0)	0,0%
Riserve		177.356	0	0	0 0	0	0,0%	176.063	0	0	0 0	0	0,0%
Patrimonio netto Totale	(14)	394.246	0	0	0 0	0	0,0%	392.954	0	0	0 0	0	0,0%
Passività non correnti			0	0	0 0	0	0,0%		0	0	0 0	0	0,0%
Fondi rischi ed oneri	(15)	643	0	0	0 0	0	0,0%	550	0	0	0 0	0	0,0%
Trattamento di fine rapporto	(16)	253	0	0	0 0	0	0,0%	255	0	0	0 0	0	0,0%
Finanziamenti a medio e lungo termine	(17)	34.541	0	0	0 0	0	0,0%	43.829	0	0	0 0	0	0,0%
Altre passività non correnti	(18)	44	0	0	0 0	0	0,0%	37	0	0	0 0	0	0,0%
Passività finanziarie non correnti	(19)		0	0	0 0	0	0,0%	0	0	0	0 0	0	0,0%
Debiti per imposte differite	(20)	22	0	0	0 0	0	0,0%	26	0	0	0 0	0	0,0%
Passività non correnti		35.504	0	0	0 0	0	0,0%	44.697	0	0	0 0	0	0,0%
Passività correnti			0	0	0 0	0	0,0%		0	0	0 0	0	0,0%
Debiti verso banche e finanziamenti	(21)	64.287	0	0	0 0	0	0,0%	97.622	0	0	0 0	0	0,0%
Debiti commerciali	(22)	1.779	0	1.586	7 0	1.593	89,5%	6.081	0	13	0 0	13	0,2%
Altre passività correnti	(24)	2.952	0	0	0 0	0	0,0%	4.663	0	0	0 0	0	0,0%
Passività finanziarie correnti	(25)	43.156	0	39.744	3.412 0		43.156 100,0%	12.629	0	9.791	249 0	9.542	75,6%
Passività correnti		112.174	0	41.330	3.420 0	44.750	39,9%	120.995	0	9.804	249 0	9.555	7,9%
Passività		147.678	0	41.330	3.420 0	44.750	30,3%	220.854	0	9.804	249 0	9.555	4,3%
Passività e patrimonio netto		541.924	0	41.330	3.420 0	44.750	8,3%	613.808	0	9.804	249 0	9.555	1,6%

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società sottoposte al controllo delle controllanti

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

Conto economico complessivo

Ascopiave S.p.A.

	Esercizio			di cui correlate			Esercizio			di cui correlate
(migliaia di Euro) Note	2016	A	B	C	Totale	%	2015	A	B	C	Totale	%
Ricavi (26)	56.372	61	48.461	0	48.522	86,1%	32.828	68	52.660	0	52.728	160,6%
Totale costi operativi	31.495	0	1.729	1.361	3.091	9,8%	13.447	0	2.507	1.245	3.752	27,9%
Costi acquisto materia prima gas (27)	0	0	507	0	507	0,0%	0	0	0	0	0	0,0%
Costi acquisto altre materie prime (28)	22	0	328	0	328	1482,8%	5	0	476	0	476	9530,8%
Costi per servizi (29)	9.216	0	893	568	1.461	15,9%	6.753	0	1.946	563	2.510	37,2%
Costi del personale (30)	7.647	0	0	793	793	10,4%	5.963	0	0	682	682	11,4%
Altri costi di gestione (31)	14.666	0	2	0	2	0,0%	763	0	85	0	85	11,2%
Altri proventi (32)	56	0	0	0	0	0,0%	37	0	1	0	1	3,2%
Ammortamenti e svalutazioni (33)	1.779	0	0	0	0	0,0%	1.730	0	0	0	0	0,0%
Risultato operativo	23.098	61	46.732	(1.361)	45.431	196,7%	17.651	68	50.154	1.245	48.976	277,5%
Proventi finanziari (34)	100	0	85	0	85	85,0%	798	0	375	0	375	47,1%
Oneri finanziari (34)	833	0	169	0	169	20,2%	1.293	0	102	0	102	7,9%
Quota utile/(perdita) società contabilizzate con il metodo del patrimonio
netto (34)	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
Utile ante imposte	22.366	61	46.648	(1.361)	45.348	202,8%	17.156	68	50.427	1.245	49.250	287,1%
Imposte del periodo (35)	4.550	1.514	0	0	1.514	-33,3%	2.526	6.183	0	0	6.183	-244,8%
Risultato del periodo	26.916	(2.772)	46.648	(1.361)	42.515	158,0%	19.682	6.115	50.427	1.245	43.066	218,8%
Risultato netto del periodo	33.700	(2.772)	46.648	(1.361)	42.515	126,2%	33.787	6.115	50.427	1.245	43.066	127,5%
Risultato del periodo di Gruppo	33.700	0	0	0	0	0,0%	33.547	0	0	0	0	0,0%
Risultato del periodo di Terzi	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
Altre componenti del Conto Economico Complessivo	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
1. componenti che saranno in futuro riclassificate nel conto economico	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
Fair value derivati, variazione del periodo al netto dell'effetto fiscale		(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(194)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
2. componenti che non saranno riclassificate nel conto economico		(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(0)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
(Perdita)/Utile attuariale su piani a benefici definiti		(14)	(0)	(0)	(14)	0,0%	190	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%
Risultato del conto economico complessivo	33.700	(2.785)	46.648	(1.361)	42.502	126,1%	33.783	6.115	50.427	1.245	43.066	127,5%
Risultato netto complessivo del gruppo	33.717	(2.785)	46.648	(1.361)	42.502	126,1%	33.801	(6.098)	50.445	(1.228)	43.084	127,5%
Risultato netto complessivo di terzi	(18)	(0)	(0)	(0)	(0)	0,0%	(18)	(18)	(18)	(18)	(18)	102,1%

________________________________________________________________________________

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società sottoposte al controllo delle controllanti

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

Indebitamento finanziario netto

Posizione finanziaria netta

			di cui correlate					di cui correlate
(migliaia di Euro)	31.12.2016	A B	C	D Totale	%	31.12.2015	A B	C	D Totale		%
A Cassa	5	0 0	0	0 0	0,0%	10	0 0	0	0	0	0,0%
B Altre disponibilità liquide	4.506	0 0	0	0 0	0,0%	9.380	0 0	0	0	0	0,0%
C Titoli detenuti per la negoziazione		0 0	0	0 0	0,0%		0 0	0	0	0	0,0%
D Liquidità (A) + (B) + (C)	4.511	0 0	0	0 0	0,0%	9.390	0 0	0	0	0	0,0%
E Crediti finanziari correnti	2.534	0 2.534	0	0	2.534 100,0%	20.973	0 17.849		0		17.849 85,1%
F Debiti bancari correnti	(55.000)	0 0	0	0 0	0,0%	(87.995)	0 0	0	0	0	0,0%
G Parte corrente dell'indebitamento non corrente	(9.287)	0 0	0	0 0	0,0%	(9.628)	0 0	0	0	0	0,0%
H Altri debiti finanziari correnti	(43.156)	0 (39.744) (3.412)		0 (43.156) 100,0%		(12.696)	0 (9.542)	(249)	0		(9.791) 77,1%
I Indebitamento finanziario corrente (F) + (G) + (H)	(107.443)	0	0 (3.412)	0 (3.412)	3,2%	(110.318)	0 0	(249)	0	(249)	0,2%
J Indebitamento finanziario corrente netto (I) - (E) - (D)	(100.398)	0	0 (3.412)	0 (3.412)	3,4%	(79.955)	0 0	(249)	0	(249)	0,3%
K Debiti bancari non correnti	(34.541)	0 0	0	0 0	0,0%	(43.829)	0 0	0	0	0	0,0%
L Obbligazioni emesse/Crediti finanziari non correnti		0 0	0	0 0	0,0%		0 0	0	0	0	0,0%
M Altri debiti non correnti		0 0	0	0 0	0,0%	(422)	0 0	0	0	0	0,0%
N Indebitamento finanziario non corrente (K) + (L) + (M)	(34.541)	0 0	0	0 0	0,0%	(44.250)	0 0	0	0	0	0,0%
O Indebitamento finanziario netto (J) + (N)	(134.940)	0	0 (3.412)	0 (3.412)	2,5%	(124.205)	0 0	(249)	0	(249)	0,2%

____________________________________________________________________________________________

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società sottoposte al controllo delle controllanti

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

Rendiconto Finanziario

Ascopiave S.p.A.

RENDICONTO FINANZIARIO
(migliaia di Euro)	Esercizio				di cui correlate			Esercizio				di cui correlate
	2016	A	B	C	D	Totale	%	2015	A	B	C	D	Totale	%
Utile netto dell'esercizio	33.700							33.547
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa
Rettif.per raccordare l'utile netto alle disponibilità liquide	271							15.173
Ammortamenti	1.779					0	0%	15.614					0	0%
Variazione del trattamento di fine rapporto	(9)					0	0%	(2)					0	0%
Variazione netta altri fondi	576					0	0%	306					0	0%
Minusvalenze/(Plusvalenze) su cessione immobilizzazioni	0					0	0%	429					0	0%
Interessi passivi pagati	(848)					0	0%	(1.338)					0	0%
Imposte pagate	(6.610)					0	0%	(6.699)					0	0%
Interessi passivi di competenza	833					0	0%	1.293					0	0%
Imposte di competenza	4.550					0	0%	5.570					0	0%
Variazioni nelle attività e passività:	9.177							715					0	0%
Rimanenze di magazzino	31					0	0%	249					0	0%
Crediti verso clienti	(64)		28 (5.541)	194		(5.319)	8346%	(5.258)	(55)	(90)	(117)	(262)	(262)	5%
Altre attività correnti		(4.681) (4.678)	0	(21)		(4.699)	100%	(4.930)	813	0	0	813	813	-16%
Debiti commerciali	(4.313)		0 1.573	7		1.580	-37%	(3.919)	0	(516)	(17)	(533)	(533)	14%
Altre passività correnti	(2.153)	0	0	0		0	0%		12.868 (1.005)	0		0 (1.005)	(1.005)	-8%
Altre attività non correnti	(404)	0	0	0		0	0%	(55)	0	0	0	0	0	0%
Altre passività non correnti	7	0	0	0		0	0%	1.759	0	0	0	0	0	0%
Flusso di cassa derivante da attività cessate	20.755
Totale rettifiche e variazioni		9.448 (4.649) (3.968)		180		0 (8.437)	-89%	15.888	(247)	(607)	(134)	(987)	(987)	-6%
Flussi cassa generati/(utilizzati) dall'attività operativa		43.148 (4.649) (3.968)		180		0 (8.437)	-20%	49.435	(247)	(607)	(134)	(987)	(987)	-2%
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento
Investimenti in immobilizzazioni immateriali	0					0	0%	(18.424)					0	0%
Realizzo di immobilizzazioni immateriali	10.032					0	0%	0					0	0%
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(81)					0	0%	(700)					0	0%
Realizzo di immobilizzazioni materiali	2					0	0%	0					0	0%
Cessioni/(Acquisizioni) di partecipazioni e acconti	(200)					0	0%	0					0	0%
Altri movimenti di patrimonio netto	0					0	0%	74					0	0%
Flussi di cassa generati/(utilizzati) dall'attività di investimento	(21.024)	0	0	0	0	0	0%	(19.051)	0	0	0	0		0%
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria
Variaz.netta debiti verso banche e finanziamenti a breve	(42.622)					0	0%	(96.737)					0	0%
Variazione netta attività, passività finanziarie correnti	48.967		0 37.392	7.876		45.268	92%	37.098			0 (7.700) (10.398)		(18.098)	-49%
Acquisto azioni proprie	0					0		138					0	0%
Dividendi distribuiti a azionisti	(33.347)					0	0%	(33.332)					0	0%
Flussi di cassa generati(utilizzati) dall'attività finanziaria	(27.002)		0 37.392	7.876	0	45.268	-168%	(92.833)			0 (7.700) (10.398)		0 (18.098)	19%
Variazione delle disponibilità liquide	(4.879)					0	0%	(62.449)					0	0%
Disponibilità correnti esercizio precedente	9.390					0	0%	71.838					0	0%
Disponibilità correnti esercizio corrente	(4.511)					0	0%	(9.390)					0	0%

________________________________________________________________________________

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllanti

B Società sottoposte al controllo delle controllanti

C Società collegate e a controllo congiunto

D altri parti correlate

I valori riportati nelle tabelle precedenti sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

Gruppo A - Società controllanti:

Asco Holding S.p.A.

Gruppo B - Società controllate e società sottoposte al controllo delle controllanti:

Amgas Blu S.r.l.
AP Reti Gas S.p.A.
AP Reti Gas Rovigo S.r.l.
Asco TLC S.p.A.
Ascotrade S.p.A.
Blue Meta S.p.A.
Edigas Esercizio Distribuzione Gas S.p.A.
Etra Energia S.r.l.
Pasubio Servizi S.r.l.
Veritas Energia S.p.A.
Seven Center S.r.l.

Gruppo C – Società collegate e a controllo congiunto:

Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione
Estenergy S.p.A.
Unigas Distribuzione S.r.l.
ASM Set S.r.l.

Gruppo C – altri parti correlate:

Consiglio di Amministrazione
Sindaci
Dirigenti strategici

Rappresentazione delle attività e passività finanziarie per categorie

________________________________________________________________________________

	31.12.2016
(migliaia di Euro) A B C D E F	Totale	Fair value

Altre attività non correnti 4.462	4.462	4.462
Crediti commerciali e altre attività correnti 15.801	15.801	15.801
Attività finanziarie correnti 2.534	2.534	2.534
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti 4.511	4.511	4.511
Finanziamenti a medio e lungo termine 34.541	34.541	34.541
Altre passività non correnti 7	7	7
Debiti verso banche e finanziamenti 64.287	64.287	64.287
Debiti commerciali e altre passività correnti 4.640	4.640	4.640
Passività finanziarie correnti 43.156	43.156	43.156

							31.12.2015
(migliaia di Euro)	A	B	C	D	E	F	Totale	Fair value

Altre attività non correnti				4.534			4.534	4.534
Crediti commerciali e altre attività correnti				57.560			57.560	57.560
Attività finanziarie correnti				20.973			20.973	20.973
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti				9.390			9.390	9.390

Finanziamenti a medio e lungo termine						43.829	43.829	43.829
Altre passività non correnti						306	306	306
Passività finanziarie non correnti						422	422	422
Debiti verso banche e finanziamenti						97.622	97.622	97.622
Debiti commerciali e altre passività correnti						44.233	44.233	44.233
Passività finanziarie correnti						12.696	12.696	12.696

Legenda

A - Attività e passività al fair value rilevato direttamene a conto economico

B - Attività e passività al fair value rilevato direttamene a Patrimonio netto (inclusi derivati di copertura)

C - Investimenti posseduti fino a scadenza

D - Attività per finanziamenti concessi e crediti (incluse disponibilità liquide)

E - Attività disponibili per la vendita

F - Passività finanziarie rilevate al costo ammortizzato

Utile per azione

Come richiesto dal principio contabile IAS 33, si forniscono le informazioni sui dati utilizzati per il calcolo dell'utile

per azione e diluito.

L'utile per azione è calcolato dividendo l'utile netto del periodo attribuibile agli azionisti della Società per il numero delle azioni, al netto delle azioni proprie.

________________________________________________________________________________

	Valore al	Valore al
	31 dicembre 2016	31 dicembre 2015

Utile netto attribuibile agli azionisti (in migliaia di Euro)	33.700	33.547
Numero medio ponderato di azioni ordinarie comprensivo
delle azioni proprie, ai fini dell'utile per azione	234.411.575	234.411.575

Numero medio ponderato di azioni proprie	12.100.873	12.148.044
Numero medio ponderato delle azioni ordinarie escluso
le azioni proprie, ai fini dell'utile netto per azione	222.310.702	222.263.532

Utile netto per azione (in Euro)	0,1516	0,1509

Compensi alla Società di Revisione

Ai sensi dell'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti Consob, la tabella sottostante evidenzia i corrispettivi di competenza dell'esercizio 2016 per i servizi di revisione e per quelli diversi dalla revisione resi dalla stessa società di revisione. Non vi sono servizi resi da entità appartenenti alla sua rete.

Tipologia dei servizi	Soggetto che ha erogato il servizio	Destinatario	Compensi
Revisione Contabile	PricewaterhouseCoopers SpA	Ascopiave S.p.A.	80
Servizi di Attestazione	PricewaterhouseCoopers SpA	Ascopiave S.p.A.	8
Revisione contabile altri servizi	PricewaterhouseCoopers SpA	Ascopiave S.p.A.	22
Altri servizi	PricewaterhouseCoopers SpA	Ascopiave S.p.A.	8
Totale			118

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Impegni e rischi

Garanzie prestate

La società ha erogato le seguenti garanzie potenziali al 31 dicembre 2016:

(Migliaia di Euro)	31 dicembre 2016	31 dicembre 2015
Patronage su linee di credito	33.065	40.733
Patronage su contratti di locazione finanziaria	-	956
Patronage su contratti di acquisto energia elettrica	2.000	-
Fidejussioni su linee di credito	231	1.653
Su esecuzione lavori	903	943
Su accordi di incentivazione all'esodo di cui all'art. 4, legge n. 92/2012	43	119
Ad uffici UTF regioni per imposte sul gas	4.157	2.715
Ad uffici UTF e regioni per imposte sull' energia elettrica	119	104
Su concessione distribuzione	2.134	2.789
Su contratti di vettoriamento	6.132	3.427
Su contratto di trasporto di energia elettrica	14.755	11.790
Su contratti di acquisto gas	22	-
Su contratti di acquisto energia elettrica	-	2.000
Totale	63.560	67.229

Si segnala che nelle voci "Patronage su linee di credito" risultano iscritti patronage rilasciati da Ascopiave S.p.A. nei confronti di Sinergie Italiane S.r.l. in liquidazione per complessivi Euro 26.665 migliaia (Euro 34.333 migliaia al 31 dicembre 2015).

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Politiche di copertura dei rischi

Informazioni relative agli accordi non risultanti dallo stato patrimoniale

Gestione del rischio finanziario: obiettivi e criteri

Le principali passività finanziarie di Ascopiave S.p.A. comprendono i finanziamenti bancari, contratti di noleggio con opzione d'acquisto, depositi bancari a vista e a breve termine. L'obiettivo principale di tali passività è di finanziare le attività operative. Ascopiave S.p.A. ha diverse attività finanziarie quali cassa e depositi a breve, che derivano direttamente dall'attività operativa.

I rischi principali generati dagli strumenti finanziari di Ascopiave S.p.A. sono il rischio di tasso di interesse e il rischio di liquidità. Il Consiglio di Amministrazione riesamina e concorda le politiche per gestire detti rischi, come riassunte di seguito.

Rischio di tasso

L'esposizione di Ascopiave S.p.A. al rischio di variazioni dei tassi di mercato è connesso principalmente ai finanziamenti accesi verso istituti di credito, con tassi di interesse variabile, essendo la Società incaricata di gestire i fabbisogni finanziari delle società controllate.

La politica di Ascopiave S.p.A., che dipende dalla stagionalità del ciclo d'affari del gas naturale, mira a gestire le necessità di liquidità a mezzo di linee di affidamento a breve termine con tasso variabile, che in ragione della loro continua fluttuazione non consentono un'agevole copertura relativa al rischio tasso, oltre a presentare dei finanziamenti a medio-lungo termine, sempre a tasso variabile, con rimborso compreso tra il 2017 e il 2026, che al 31 dicembre 2016 presentavano un debito residuo complessivo di Euro 43.828 migliaia (2015 Euro 53.456 migliaia).

I finanziamenti a medio - lungo termine sono principalmente rappresentati dal finanziamento erogato nel 2011 da

Unicredit S.p.A., con un debito residuo al 31 dicembre 2016 di Euro 8.571 migliaia, oggetto di un'operazione di cartolarizzazione da parte dell'istituto erogante, e dal mutuo erogato nel mese di agosto 2013 dalla Banca Europea per gli Investimenti, con un debito residuo di Euro 34.500 migliaia, entrambi soggetti a covenants che risultano rispettati. Per maggiori dettagli si rinvia al paragrafo n. 16 "Finanziamenti a medio - lungo termine".

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Analisi di sensitività al rischio di tasso

La seguente tabella mostra la sensitività dell'utile della Società ante imposte, in seguito a variazioni ragionevolmente possibili dei tassi di interesse, mantenendo costanti tutte le altre variabili.

	gennaio	febbraio	marzo	aprile	maggio	giugno	luglio	agosto	settembre	ottobre	novembre dicembre
Posizione Finanziaria Netta 2016			(120.463) (114.871) (108.145) (96.887) (109.760) (105.056) (164.404) (121.848) (124.762) (130.631) (134.975) (134.940)
Tasso medio attivo	0,99%	1,04%	0,59%	0,07%	0,07%	0,01%	0,03%	0,07%	0,10%	0,05%	0,08%	0,36%
Tasso medio passivo	0,56%	0,58%	0,54%	0,54%	0,50%	0,50%	0,49%	0,47%	0,43%	0,37%	0,34%	0,32%
Tasso medio attivo maggiorato di 200 basis point	2,99%	3,04%	2,59%	2,07%	2,07%	2,01%	2,03%	2,07%	2,10%	2,05%	2,08%	2,36%
Tasso medio passivo maggiorato di 200 basis point	2,56%	2,58%	2,54%	2,54%	2,50%	2,50%	2,49%	2,47%	2,43%	2,37%	2,34%	2,32%
Tasso medio attivo diminuito di 50 basis point	0,49%	0,54%	0,09%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%
Tasso medio passivo diminuito di 50 basis point	0,06%	0,08%	0,04%	0,04%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%	0,00%
PFN ricalcolata con maggiorazione di 200 basis point			(120.668) (115.047) (108.329) (97.046) (109.946) (105.229) (164.683) (122.055) (124.967) (130.853) (135.197) (135.169)
PFN ricalcolata con diminuzione di 50 basis point			(120.412) (114.827) (108.099) (96.847) (109.713) (105.013) (164.334) (121.796) (124.711) (130.575) (134.920) (134.882)										Totale
Effetto sul risultato ante-imposte con maggiorazione di 200 basis points	(205)	(176)	(184)	(159)	(186)	(173)	(279)	(207)	(205)	(222)	(222)	(229)	(2.447)
Effetto sul risultato ante-imposte con riduzione di 50 basis points	51	44	46	40	47	43	70	52	51	55	55	57	612

L'analisi di sensitività, ottenuta simulando una variazione sui tassi di interesse applicati alle linee di credito della Società pari a 50 basis points in diminuzione (con il limite minimo di zero basis points), e pari a 200 basis points in aumento, mantenendo costanti tutte le altre variabili, porta a stimare un effetto sul risultato prima delle imposte compreso tra un peggioramento di Euro 2.447 migliaia (2015: Euro 2.307 migliaia) ed un miglioramento di Euro 612 migliaia (2015: Euro 577 migliaia).

Politiche inerenti il rischio di credito

Il rischio credito rappresenta l'esposizione della Società a potenziali perdite derivanti dal mancato adempimento delle obbligazioni assunte dalle controparti. Il mancato o ritardato pagamento dei corrispettivi dovuti potrebbe incidere negativamente sui risultati economici e sull'equilibrio finanziario della Società.

Vista la tipologia di attività di Ascopiave S.p.A., tale rischio non desta particolare importanza.

Rischio di liquidità

Ascopiave S.p.A. persegue costantemente il mantenimento dell'equilibrio e della flessibilità tra fonti di finanziamento ed impieghi, fungendo da gestore della tesoreria del Gruppo.

I due principali fattori che influenzano la liquidità di Ascopiave S.p.A. sono da una parte le risorse generate o assorbite dalle attività operative o di investimento, dall'altra le caratteristiche di scadenza e di rinnovo del debito.

La ripartizione per scadenza, al 31 dicembre 2016, dei debiti finanziari è riportata alla nota n. 16.

I fabbisogni di liquidità sono monitorati dalla funzione tesoreria di Ascopiave S.p.A. nell'ottica di garantire un efficace reperimento delle risorse finanziarie od un adeguato investimento delle eventuali disponibilità liquide.

Gli amministratori ritengono che i fondi e le linee di credito attualmente disponibili, oltre a quelle che saranno generate dall'attività operativa e di finanziamento, consentiranno di soddisfare i fabbisogni derivanti dalle attività di investimento, di gestione del capitale circolante e di rimborso dei debiti alla loro scadenza naturale.

Gestione del Capitale

L'obiettivo primario della gestione del capitale di Ascopiave S.p.A. è garantire che sia mantenuto un solido rating creditizio e adeguati livelli dell'indicatore di capitale. Ascopiave S.p.A. può adeguare i dividendi pagati agli azionisti, rimborsare il capitale o emettere nuove azioni.

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Ascopiave S.p.A. verifica il proprio capitale mediante un rapporto debito/capitale, ovvero rapportando il debito netto al totale del capitale più il debito netto. Ascopiave S.p.A. include nel debito netto finanziamenti onerosi, debiti commerciali ed altri debiti, al netto delle disponibilità liquide e mezzi equivalenti.

(migliaia di Euro)	31.12.2016	31.12.2015
Finanziamenti a medio e lungo termine e passivita finanziarie non correnti	34.541	44.250
Debiti verso banche e finanziamenti al netto disponiblità liquide	59.776	88.233
Indebitamento finanziario lordo	94.317	132.483
Capitale sociale	234.412	234.412
Riserve	126.135	124.995
Utile/(perdita) del periodo	33.700	33.547
Patrimonio netto Totale	394.246	392.954
Totale capitale e debito lordo	488.564	525.436
Rapporto Debito/Patrimonio netto	0,24	0,34

Politiche di copertura dei rischi connessi alle fluttuazioni dei tassi di interesse

La Società è esposta al rischio di fluttuazione dei tassi di interesse principalmente in relazione ai debiti a breve termine verso gli istituti bancari.

Fatti di rilievo intervenuti dopo la chiusura dell'esercizio 2016

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Fatti di rilievo intervenuti dopo l' approvazione del progetto di bilancio

Non risultano fatti di rilievo intervenuti dopo l'approvazione del progetto di bilancio .

Contenziosi

CATEGORIA I – CONTENZIOSI AMMINISTRATIVI

Ascopiave S.p.A.

Alla data del 31 dicembre 2016, relativamente ai rapporti concessori, non sono pendenti contenziosi amministrativi.

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CATEGORIA II – CONTENZIOSI SU VALORE IMPIANTI – GIURISDIZIONE CIVILE

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

COMUNE DI COSTABISSARA:

CATEGORIA III – CONTENZIOSI SU VALORE IMPIANTI – ARBITRATI

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

COMUNE DI CREAZZO:

Sono in corso trattative per una soluzione transattiva che nel mese di agosto del presente esercizio hanno visto le parti incontrarsi al fine di addivenire ad una convergenza di intenti che permetta di sanare i motivi della lite.

COMUNE DI SANTORSO:

Constatato il fallimento dei tentativi di composizione bonaria, in data 12 novembre 2013, Ascopiave S.p.A. ha

notificato la denuncia di lite, con la nomina ad Arbitro di parte. Il Comune, con atto del 26 novembre 2013, ha nominato il proprio Arbitro. Con provvedimento del Presidente del Tribunale di Vicenza del 31 gennaio 2014 (prodotto su istanza di Ascopiave S.p.A.) è stato nominato il terzo Arbitro e Presidente del Collegio.

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Con Lodo parziale del 10 gennaio 2015, il Collegio ha confermato la legittimità della propria costituzione e dunque la piena legittimità a procedere.

Con Ordinanza del 27 febbraio 2015, il Collegio ha poi disposto una CTU per la determinazione della valorizzazione degli impianti.

Il CTU ha presentato la sua perizia entro il termine assegnato del 30 novembre 2015. Questa è stata duramente (e dettagliatamente) contestata dal CTP e dal legale di Ascopiave.

All'udienza del 27 giugno 2016, il Collegio ha assegnato alle Parti i termini per le comparse conclusionali e per le eventuali repliche, rispettivamente al 21 settembre 2016 ed al 11 ottobre 2016.

Infine, in una successiva udienza, il Collegio ha interrogato il CTU in ordine all'avvenuta applicazione o meno del DM 226/2011, come modificato dal DM 106/2015.

CATEGORIA IV – CONTENZIOSI AMMINISTRATIVI – NON RELATIVI A CONCESSIONI

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

AEEGSI – DELIBERE ARG/GAS 241/2013 – 533/2013:

Un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio, avverso il DM 5 febbraio 2013 che ha approvato lo schema di contratto tipo per la gestione del servizio successivo alle prossime gare d'ambito, limitatamente all'ultima parte dell'art. 21.3 ove si dispone che il gestore "eroga il servizio di default, secondo le modalità definite dall' AEEGSI". Trattasi di un'impugnativa meramente prudenziale e volta ad evitare il rischio di carenza di interesse nel giudizio principale di cui sopra. Stante il carattere strumentale e la Sentenza del 12 giugno 2014, con la quale il C.d.S. ha accolto il ricorso dell'AEEGSI ed, in conseguenza, ha annullato la Sentenza del TAR Lombardia n. 3272 del 28 dicembre 2012, il Giudizio non verrà ulteriormente coltivato.

l'AEEGSI rinviene esclusivamente nell'esigenza di sopperire ad una sorta di "inadeguatezza" dei distributori.

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Ad inizio marzo 2015 è giunta notizia che, con sentenze n. 593 e 594/2015, il TAR ha respinto i ricorsi di 2i Rete Gas S.p.A. ed Italgas S.p.A. avverso le medesime delibere 241/2013 e 533/2013.

LINEE GUIDA – DM 22.05.2014

All'esito dell'udienza del 28 aprile 2016, la causa è stata posta in decisione.

Con sentenza n. 10341 del 17 ottobre 2016 il TAR Lazio ha respinto il ricorso per motivi aggiunti e dichiarato improcedibile il ricorso principale.

La società, con atto del 16 gennaio 2017, ha proposto appello.

AEEGSI DELIBERE ARG/GAS 310/2014 e ARG/GAS 414/2014

Un ricorso al Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia – Milano nei confronti dell'AEEGSI, per l'annullamento delle Delibere ARG/gas 310 e 414/2014 relative alle modalità di verifica del delta VIR RAB, dovute ai sensi dell'art. 15, comma 5 del D.Lgs. 164/2000 (testo attuale) ove la differenza sia superiore al 10%. Ad oggi non ci sono ulteriori atti processuali.

AEEGSI DELIBERA ARG/GAS 367/2014

Limitando il commento agli aspetti di maggior impatto, la Sentenza ha riconosciuto la legittimità della soluzione

regolatoria asimmetrica adottata dall'Autorità, la quale prevede che, per ciascun impianto comunale, il capitale investito netto di località (RAB), riconosciuto all'aggiudicatario della gara d'ambito territoriale, sarà pari:

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− al valore di rimborso del suddetto impianto, nel caso in cui il gestore entrante sia diverso dall'uscente;
− al valore attualmente riconosciuto in vigenza dell'attuale concessione comunale, nel caso in cui vi sia coincidenza tra entrante ed uscente.

Si precisa che la regolazione simmetrica si applicherà esclusivamente per il periodo di durata della prima concessione d'ambito.

Con atto notificato il 18 gennaio 2016, Ascopiave S.p.A. ha presentato appello.

IMPUGNAZIONE ATTI DI GARA PASUBIO GROUP S.P.A.:

Il TAR Veneto (udienza del 9 novembre 2016) ha respinto l'istanza cautelare di 2i Rete Gas S.p.A.. Quest'ultima ha quindi presentato appello al C.d.S.. Il Consigliere Delegato del C.d.S. ha respinto l'istanza per ottenere una misura cautelare monocratica, riservando la decisione al Collegio. La relativa udienza è fissata al prossimo 3 febbraio 2017.

CATEGORIA V – CONTENZIOSI CIVILI – NON RELATIVI A CONCESSIONI

Alla data del 31 dicembre 2016 sono pendenti:

ASCOPIAVE – CORPO B:

Tutte le Parti si sono regolarmente costituite.

Il CTU, a conclusione dell'incarico, ha quantificato il danno patito da Ascopiave S.p.A. in circa Euro 120 migliaia. Sulla base delle risultanze della relazione tecnica, il 29 marzo 2016, si è svolto il tentativo di conciliazione giudiziale, nell'ambito del quale la società ha richiesto, oltre alla somma fissata dal CTU, anche il rimborso dei costi patiti per il

contenzioso. Il tentativo è fallito essenzialmente perché non vi è accordo sulla ripartizione della somma tra i soggetti debitori.

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Il 10 giugno 2016, il Giudice, a scioglimento della riserva, ha fissato l'udienza per la precisazione delle conclusioni al 26 gennaio 2017. Siamo in attesa dello scioglimento della riserva.

ASCOPIAVE – SIDERA/FAJ COMPONENTS:

Il Giudice ha disposto la CTU.

Le operazioni peritali si sono concluse il 11 luglio 2016.

Il CTU ha depositato la propria relazione il 31 dicembre 2016, analizzata nell'udienza del 17 ottobre 2016.

ACCESSI FORZOSI – SERVIZIO DI DEFAULT

In adempimento dell'obbligo regolamentare in tal senso (con particolare riferimento all'art. 40.2, lett. a del TIVG), agisce, di norma ai sensi dell'art. 700 c.p.c. al fine di ottenere l'accesso forzoso in proprietà e poter provvedere alla disalimentazione delle utenze (con misuratore in proprietà privata) servite in regime di Servizio di Default (SDD) morosità.

I ricorsi sono rivolti nei confronti dei Clienti finali (o dei fruitori di fatto).

A tal proposito, Ascopiave S.p.A., ha conferito all'avv. Sernaglia una Procura Generale alle liti (limitata ai ricorsi d'urgenza e alla relativa fase di esecuzione), formalizzata il 12 gennaio 2015, rinnovata da AP Reti Gas S.p.A. in data 27 luglio 2016.

in corso (trasmesse allo Studio legale in attesa di deposito) n. 2 pratiche;
depositate (udienze già fissate e/o già oggetto di vaglio) n. 2 pratiche;
in fase di esecuzione forzata n. 10 pratiche;
in fase di avvio (prossima redazione del ricorso ed invio allo Studio) n. 13 pratiche;
sospese (a vario titolo) n. 3 pratiche;
terminate (in diverse fasi) n. 114 pratiche.

Al 31 dicembre 2016, i costi legali complessivi (compresi i connessi oneri fiscali), riferiti alle pratiche Ascopiave / AP Reti Gas trasmesse allo Studio legale, sono pari a circa Euro120 migliaia.

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Rapporti con l'Agenzia delle Entrate

Successivamente l'Agenzia delle Entrate ha presentato appello avverso la sentenza di primo grado emessa dalla Commissione Provinciale di Treviso.

Ascopiave S.p.A. a partire dall'anno 2008 è stata assoggettata all'addizionale Ires introdotta dall'articolo 81 D.L. 112/2008. Successivamente la Corte Costituzionale nel corso del 2015 ha dichiarato l'illegittimità costituzionale della suddetta imposta. A seguito di tale sentenza le società hanno richiesto il rimborso dell'imposta indebitamente versata. Avverso il silenzio rifiuto ovvero il diniego espresso sono stati così presentati i vari ricorsi sulla base di una interpretazione retroattiva della suddetta sentenza supportata anche da parere formulato da un avvocato costituzionalista. Dal punto di vista del possibile esito dei ricorsi la situazione è alquanto aleatoria considerato anche il fatto che in caso di accoglimento si genererebbe per l'amministrazione finanziaria un enorme peso finanziario a livello nazionale. Per quanto riguarda i tempi della definizione del contenzioso essi non sono stimabili anche perché sono stati assegnati a diverse commissioni tributarie le quali hanno diverse tempistiche.

Proposte del Consiglio di Amministrazione all'Assemblea degli Azionisti

Il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A., in considerazione del risultato dell'esercizio e della solidità della struttura patrimoniale e finanziaria della Società, proporrà all'Assemblea degli Azionisti la distribuzione di un dividendo di 0,18 Euro per azione, per un totale di 42.194 migliaia di Euro.

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Ascopiave S.p.A. comunica che, se approvato, il dividendo sarà messo in pagamento il giorno 10 maggio 2017 con stacco della cedola in data 8 maggio 2017 (record date 9 maggio 2017).

Il Consiglio di Amministrazione non proporrà di destinare a riserva legale alcun importo in quanto la stessa è già pari al quinto del capitale sociale.

Pieve di Soligo, 14 marzo 2017

Il Presidente del Consiglio d'Amministrazione dott. Fulvio Zugno

Presidente del Consiglio di Amministrazione	Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili e societari
dott. Fu $"$ ¹ gno	dott. Cristiano Belliato

RELAZIONE SUL GOVERNO SOCIETARIO E GLI ASSETTI PROPRIETARI

ai sensi degli artt. 123 bis TUF Emittente: Ascopiave S.p.A. Sito Web: www.gruppoascopiave.it Esercizio a cui si riferisce la Relazione: 2016 Data di approvazione della Relazione: 14 marzo 2017

GLOSSARIO 5
1. INFORMAZIONI SUGLI ASSETTI PROPRIETARI (EX ART. 123 BIS, COMMA 1, TUF) ALLA DATA DEL 31/12/2015 6
a) Struttura del capitale sociale 6
b) Restrizioni al trasferimento di titoli 7
c) Partecipazioni rilevanti nel capitale 7
d) Titoli che conferiscono diritti speciali 8
e) Partecipazione azionaria dei dipendenti: meccanismo di esercizio dei diritti di voto 8
f) Restrizioni al diritto di voto 8
g) Accordi tra Azionisti 8
h) Clausole di change of control e disposizioni statutarie in materia di Opa 8
i) Deleghe ad aumentare il capitale sociale e autorizzazioni all'acquisto di azioni proprie 8
l) Attività di direzione e coordinamento 9
COMPLIANCE 10 3.
CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE 10 4.
4.1. NOMINA E SOSTITUZIONE 10
4.2. COMPOSIZIONE 12
4.3. RUOLO DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE 14
4.4. ORGANI DELEGATI 18
4.5. ALTRI CONSIGLIERI ESECUTIVI 19
4.6. AMMINISTRATORI INDIPENDENTI 19
4.7. LEAD INDEPENDENT DIRECTOR 21

5.	TRATTAMENTO DELLE INFORMAZIONI SOCIETARIE 22
	5.1. PROCEDURA PER LA GESTIONE E IL TRATTAMENTO DELLE INFORMAZIONI PRIVILEGIATE 22
	5.2. INTERNAL DEALING 23
6.	COMITATI INTERNI AL CONSIGLIO 23
7.	COMITATO PER LE NOMINE 23
8.	COMITATO PER LA REMUNERAZIONE 23
9.	REMUNERAZIONE DEGLI AMMINISTRATORI 24
10.	COMITATO CONTROLLO E RISCHI 26
11.	SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DI GESTIONE DEI RISCHI 28
	11.1. AMMINISTRATORE INCARICATO DEL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DELLA GESTIONE DEI RISCHI 32
	11.2. RESPONSABILE DELLA FUNZIONE DI INTERNAL AUDITING 33
	11.3. MODELLO ORGANIZZATIVO ex D. Lgs. n. 231/2001 34
	11.4. SOCIETA' DI REVISIONE 36
	11.5. DIRIGENTE PREPOSTO ALLA REDAZIONE DEI DOCUMENTI CONTABILI SOCIETARI 36
	11.6. COORDINAMENTO TRA I SOGGETTI COINVOLTI NEL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DI GESTIONE DEI RISCHI 36
12.	INTERESSI DEGLI AMMINISTRATORI E OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE 37
13.	NOMINA DEI SINDACI 37
14.	COMPOSIZIONE E FUNZIONAMENTO DEL COLLEGIO SINDACALE 39

15.	RAPPORTI CON GLI AZIONISTI 41
16.	ASSEMBLEE 42
17.	ULTERIORI PRATICHE DI GOVERNO SOCIETARIO 44
18.	CAMBIAMENTI DALLA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO DI RIFERIMENTO 44
	TABELLE 45

Tab. 1: Informazioni sugli assetti proprietari

Tab. 2: Struttura del Consiglio di Amministrazione e dei comitati

Tab. 3: Struttura del Collegio Sindacale

Tab. 4: Incarichi ricoperti dai sindaci in altre società

GLOSSARIO

Codice/Codice di Autodisciplina: il Codice di Autodisciplina delle società quotate approvato nel luglio 2015 dal Comitato per la Corporate Governance e promosso da Borsa Italiana S.p.A., ABI, Ania, Assogestioni, Assonime e Confindustria.

Cod. civ./ c.c.: il codice civile.

Consiglio: il Consiglio di Amministrazione dell'Emittente.

Emittente: l'emittente valori mobiliari cui si riferisce la Relazione.

Esercizio: l'esercizio sociale a cui si riferisce la Relazione.

Market Abuse Regulation o MAR: Regolamento (UE) n. 596/2014 del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'Unione Europea del 16 aprile 2014 e relativi Regolamenti di esecuzione.

Regolamento Emittenti Consob: il Regolamento emanato dalla Consob con deliberazione n. 11971 del 1999 (come successivamente modificato) in materia di emittenti.

Regolamento Mercati Consob: il Regolamento emanato dalla Consob con deliberazione n. 16191 del 2007 (come successivamente modificato) in materia di mercati

Regolamento Parti Correlate Consob: il Regolamento emanato dalla Consob con deliberazione n. 17221 del 12 marzo 2010 (come successivamente modificato) in materia di operazioni con parti correlate.

Regolamento Borsa: il Regolamento dei mercati organizzati e gestiti da Borsa Italiana S.p.A. deliberato dal Consiglio di Amministrazione di Borsa Italiana del 20 luglio 2016 e approvato dalla Consob con delibera n. 19704 del 3 agosto 2016.

Istruzioni Regolamento Borsa: Istruzioni al Regolamento in materia di mercati organizzati e gestiti da Borsa Italiana S.p.A..

Relazione: la relazione sul governo societario e gli assetti societari che le società sono tenute a redigere ai sensi dell'art. 123-bis TUF.

Testo Unico della Finanza: il Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58 e successive modifiche.

PROFILO DELL'EMITTENTE

Il Gruppo Ascopiave opera nel settore della distribuzione di gas naturale e della vendita di gas ed energia elettrica ed è attivo nel campo della cogenerazione.

Per ampiezza del bacino di clientela e per quantitativi di gas venduto, Ascopiave è attualmente uno dei principali operatori del settore in ambito nazionale.

Il Gruppo detiene concessioni e affidamenti diretti per la gestione dell'attività di distribuzione in oltre 200 Comuni, fornendo il servizio ad un bacino di utenza multiregionale di oltre un milione di abitanti, attraverso una rete di distribuzione che si estende per oltre 8.800 chilometri.

L'attività di vendita di gas naturale ed energia elettrica è svolta attraverso diverse società, alcune delle quali a controllo congiunto.

La società Ascopiave dal 12 dicembre 2006 è quotata sul segmento Star di Borsa Italiana.

L'Emittente è organizzata secondo il modello di amministrazione e controllo tradizionale di cui agli artt. 2380 bis e seguenti c.c., con l'Assemblea degli Azionisti, il Consiglio di Amministrazione ed il Collegio Sindacale nonché, a parte, la società di revisione (organo esterno).

La Relazione sul Governo Societario e gli assetti proprietari e lo Statuto sono consultabili sul sito della società (www.gruppoascopiave.it).

1. INFORMAZIONI sugli ASSETTI PROPRIETARI (ex art. 123 bis, comma 1, TUF) alla data del 31/12/2015

a) Struttura del capitale sociale

Ammontare in euro del capitale sociale sottoscritto e versato: 234.411.575,00

Categorie di azioni che compongono il capitale sociale:

	N° Azioni	% rispetto al C.S.	Quotato/Non	Diritti e Obblighi
			Quotato
Azioni	234.411.575	100%	STAR	Ogni azione dà diritto ad
Ordinarie				un voto.
				I diritti e gli obblighi degli
				azionisti sono quelli
				previsti dagli artt. 2346 e
				ss. cod. civ. e dallo
				statuto sociale

Il 5 luglio 2006 l'Assemblea ha deliberato l'aumento del capitale sociale a pagamento da offrirsi in sottoscrizione nell'ambito di un'offerta pubblica di sottoscrizione e ha previsto come forma di incentivazione l'attribuzione di una bonus share.

Tale incentivo prevedeva che gli aderenti all'Offerta Pubblica di Sottoscrizione che avessero mantenuto ininterrottamente la proprietà delle azioni per almeno 12 mesi, avrebbero avuto diritto all'assegnazione di "azioni aggiuntive" senza ulteriori esborsi. L'Assemblea specificava che "I fondi necessari al pagamento delle Azioni Aggiuntive deriveranno da una speciale riserva vincolata costituita per tale specifico scopo e pertanto indisponibile per finalità diverse da quelle di seguito indicate, mediante accantonamento di una porzione del prezzo complessivamente versato dai sottoscrittori nell'ambito dell'Offerta Pubblica".

In data 17 gennaio 2008, Mediobanca S.p.A. ha comunicato che il numero di azioni gratuite da attribuire agli aventi diritto è risultato pari ad Euro 1.078 migliaia. L'aumento del capitale sociale relativo al bonus share è stato iscritto al Registro delle Imprese di Treviso in data 29 gennaio 2008.

Le azioni sono indivisibili e attribuiscono ai titolari uguali diritti, ad eccezione delle azioni proprie possedute che sono prive di tale diritto.

Alla data di approvazione della presente Relazione non risultano assegnati diritti di sottoscrivere azioni di nuova emissione.

Sebbene non rappresenti un piano di incentivazione che comporti aumenti, anche gratuiti del capitale sociale, si segnala che l'Assemblea degli Azionisti del 23 aprile 2015 ha approvato un piano di incentivazione a lungo termine a base azionaria per il triennio 2015-2017, riservato agli amministratori esecutivi e a talune risorse direttive di Ascopiave S.p.A. e delle società controllate. In merito a tale piano di incentivazione si rimanda alla Relazione sulla remunerazione predisposta ai sensi dell'art.123 ter TUF.

b) Restrizioni al trasferimento di titoli

Non esistono restrizioni al trasferimento di titoli.

c) Partecipazioni rilevanti nel capitale

1 Alla data del 31 dicembre 2016 le azioni proprie in portafoglio dell'Emittente sono pari a 12.100.873¹ . In tale data, le partecipazioni rilevanti nel capitale dell'Emittente, secondo quanto risulta dalle comunicazioni effettuate ai sensi dell'art. 120 TUF, sono le seguenti:

Dichiarante	Azionista diretto	Quota % su capitale ordinario	Quota % su capitale votante
Asco Holding S.p.A.	Asco Holding S.p.A.	61,562%	61,562%
Ascopiave S.p.A.	Ascopiave S.p.A.	5,162%( ) 1	5,162%( ) 1

Comprensive di n. 1.975 bonus share, in carico al valore di Euro 1,00.

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2016 7

d) Titoli che conferiscono diritti speciali

Non sono stati emessi titoli che conferiscono diritti speciali di controllo.

e) Partecipazione azionaria dei dipendenti: meccanismo di esercizio dei diritti di voto

Non esiste un sistema di partecipazione azionaria dei dipendenti.

f) Restrizioni al diritto di voto

Non esistono restrizioni al diritto di voto.

g) Accordi tra Azionisti

Non sussistono accordi tra azionisti che siano resi noti all'Emittente ai sensi dell'art. 122 TUF.

h) Clausole di change of control e disposizioni statutarie in materia di Opa

L'Emittente e le sue controllate non hanno stipulato accordi significativi che acquistano efficacia, sono modificati o si estinguono in caso di cambiamento di controllo della società contraente.

In materia di Offerta pubblica di acquisto, l'Emittente non ha previsto nello Statuto deroghe alle disposizioni previste nel TUF. Nello Statuto dell'Emittente non è inoltre prevista l'applicazione delle regole di neutralizzazione contemplate dall'art. 104-bis, commi 2 e 3, del TUF.

i) Deleghe ad aumentare il capitale sociale e autorizzazioni all'acquisto di azioni proprie

Il Consiglio di Amministrazione non ha ottenuto da parte dell'Assemblea alcuna delega all'aumentare il capitale sociale.

In data 28 aprile 2016, l'Assemblea dei soci ha deliberato l'adozione di un Piano di acquisto di azioni proprie (di seguito anche "Il Piano 2016"), in sostituzione dell'autorizzazione all'acquisto e alla disposizione di azioni proprie rilasciata dall'Assemblea degli Azionisti del 23 aprile 2015, che pertanto è da intendersi revocata, per la parte non eseguita.

Il Piano 2016 ha autorizzato il Consiglio di Amministrazione a porre in essere atti di acquisto e di disposizione, in una o più volte, su base rotativa, di un numero massimo di n. 46.882.315 azioni ordinarie ovvero il diverso numero che rappresenti una porzione non superiore al limite massimo del 20% del capitale sociale, tenendo anche conto delle azioni già possedute dalla Società e di quelle che potranno essere di volta in volta possedute dalle società controllate dalla Società e comunque nel rispetto dei limiti di legge. Le azioni potranno essere acquistate per una durata di 18 mesi a decorrere dalla data della relativa deliberazione dell'Assemblea dei soci del 28 aprile 2016.

L'acquisto di azioni proprie, nel rispetto dell'art. 2357, 1 c., codice civile, è consentito nel limite dell'ammontare degli utili distribuibili e delle riserve disponibili risultanti dal bilancio del 31 dicembre 2015, pari ad Euro 76.498.001,98.

Le operazioni di acquisto sono eseguite nei tempi stabiliti dal Consiglio di Amministrazione o dal Presidente e Amministratore Delegato. Le operazioni di acquisto possono essere eseguite sul mercato, in una o più volte, su base rotativa, secondo modalità operative stabilite dal Regolamento dei Mercati Organizzati e gestiti da Borsa Italiana S.p.A.. Gli atti di disposizione possono essere effettuati anche prima di aver esaurito gli acquisti e possono avvenire, in una o più volte, mediante adozione di qualunque modalità risulti opportuna in relazione alle finalità che saranno perseguite.

L'attuazione del piano di acquisto e disposizione di azioni proprie può consentire la realizzazione di eventuali operazioni di investimento coerenti con le linee strategiche della Società anche mediante scambio, permuta, conferimento, cessione o altro atto di disposizione di azioni proprie per l'acquisizione di partecipazioni o pacchetti azionari o per altre operazioni sul capitale che implichino l'assegnazione o disposizione di azioni proprie. Inoltre, il piano approvato perseguirà tra l'altro i seguenti obiettivi: i) intervenire, nel rispetto della normativa vigente, direttamente o tramite intermediari autorizzati, per stabilizzare il titolo e per regolarizzare l'andamento delle negoziazioni e dei corsi, a fronte di fenomeni distorsivi legati a un eccesso di volatilità o a una scarsa liquidità degli scambi; ii) offrire agli azionisti uno strumento addizionale di monetizzazione del proprio investimento; iii) acquisire azioni proprie da destinare, se del caso, al servizio di eventuali piani di incentivazione basati su azioni e riservati ad amministratori e/o dipendenti e/o collaboratori della Società o di altre società da questa controllate o della controllante.

Il numero di azioni proprie in portafoglio al 31 dicembre 2016 risulta pari a 12.100.873² , pari al 5,162% del capitale sociale, per un controvalore di Euro 17.521.332.

l) Attività di direzione e coordinamento

Nonostante l'Emittente partecipi alla tassazione consolidata in capo alla consolidante Asco Holding S.p.A. e sussistano alcuni rapporti di natura economica con la controllante Asco Holding S.p.A., l'Emittente ritiene di non essere soggetto ad alcuna attività di direzione e coordinamento ai sensi degli artt. 2497 e ss. c.c., poiché Asco Holding S.p.A. non impartisce direttive alla propria controllata e non sussiste alcun collegamento organizzativo-funzionale tra le due società. Conseguentemente, Ascopiave S.p.A. ritiene di aver sempre operato in condizioni di autonomia societaria e imprenditoriale rispetto alla propria controllante Asco Holding S.p.A..

Si precisa che:

− le informazioni richieste dall'articolo 123-bis, comma primo, lettera i) ("gli accordi tra la società e gli amministratori … che prevedono indennità in caso di dimissioni o licenziamento senza giusta causa o se il loro rapporto di lavoro cessa a seguito di un'offerta pubblica di acquisto") sono illustrate nella sezione della Relazione dedicata alla remunerazione degli amministratori (Sez. 9);

***

− le informazioni richieste dall'articolo 123-bis, comma primo, lettera l) ("le norme applicabili alla nomina e alla sostituzione degli amministratori … nonché alla modifica dello statuto, se diverse da quelle legislative e regolamentari applicabili in via suppletiva") sono illustrate nella sezione della Relazione dedicata al Consiglio di Amministrazione (Sez. 4.1).

² Comprensive di n. 1.975 bonus share, in carico al valore di Euro 1,00.

3. COMPLIANCE

L'Emittente ha aderito al Codice di Autodisciplina, adeguandosi ai principi e criteri applicativi ivi previsti; l'eventuale mancato adeguamento sarà motivato nell'ambito della presente Relazione.

Il Codice di Autodisciplina è accessibile al pubblico sul sito web di Borsa Italiana (www.borsaitaliana.it).

L'Emittente non è soggetta a disposizioni di legge non italiane che influenzano la struttura di corporate governance dell'Emittente stessa.

4. CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

4.1. NOMINA E SOSTITUZIONE

Le disposizioni dello Statuto dell'Emittente che regolano la composizione e nomina del Consiglio (artt. 14 e 15) sono idonee a garantire il rispetto delle disposizioni introdotte in materia dalla Legge 262/2005 (art. 147-ter del TUF), dal D. Lgs. 29 dicembre 2006, n. 303, dalla legge 11 luglio 2011 n. 120.

Ai sensi dell'art. 15 dello Statuto Sociale, i membri del Consiglio di Amministrazione vengono nominati mediante il c.d. voto di lista sulla base di liste presentate dai soci che, da soli o insieme ad altri soci, detengano alla data di presentazione della lista un numero di azioni aventi diritto di voto nelle deliberazioni assembleari relative alla nomina dei componenti degli organi di amministrazione e controllo ("azioni rilevanti") che rappresentino almeno il 2,5% del capitale sociale, come stabilito sia dallo Statuto Sociale che dalla delibera Consob n. 19856 del 25 gennaio 2017. La quota di partecipazione sarà indicata nell'avviso di convocazione dell'Assemblea chiamata a deliberare sulla nomina del Consiglio di Amministrazione.

L'art. 15 dello Statuto Sociale prevede che le liste presentate dai soci siano depositate presso la sede della Società nei termini previsti dalla normativa di volta in volta vigente.

Unitamente a ciascuna lista, entro i termini sopra indicati, dovranno essere depositate le dichiarazioni con le quali i singoli candidati accettano la propria candidatura e attestano, sotto la propria responsabilità, l'inesistenza delle cause di ineleggibilità, incompatibilità e decadenza, nonché il possesso degli ulteriori requisiti prescritti dalla normativa di volta in volta applicabile. Il primo candidato di ciascuna lista dovrà essere in possesso dei requisiti di indipendenza previsti dall'articolo 148, comma 3, del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58 (e successive modifiche) e dai codici di comportamento redatti da società di gestione del mercato cui la Società abbia aderito.

Le liste con almeno 3 candidati non possono essere composte solo da candidati appartenenti al medesimo genere (maschile o femminile). I candidati del genere meno rappresentato non possono essere inferiori a un terzo (con arrotondamento per eccesso) di tutti i candidati presenti in lista, ai sensi dell'art. 15 dello Statuto.

All'esito della votazione da parte dell'Assemblea, in caso di presentazione di due o più liste, risulteranno eletti i primi quattro candidati della lista che avrà ottenuto il maggior numero di voti e il primo candidato della lista che sarà risultata seconda per numero di voti.

Per il primo mandato successivo al rinnovo integrale del Consiglio di Amministrazione eletto dall'Assemblea del 28 aprile 2011, in deroga a quanto stabilito dall'art. 15, la quota riservata al genere meno rappresentato sarà pari a un quinto (arrotondamento per eccesso all'unità superiore). La quota di un quinto dovrà essere rispettata sia con riferimento alla presentazione delle liste con almeno tre candidati sia nella composizione finale del Consiglio di Amministrazione, come risultante a seguito dell'elezione da parte dell'Assemblea, ai sensi dell'art. 30 dello Statuto.

Il meccanismo di nomina tramite il c.d. voto di lista garantisce trasparenza nonché tempestiva ed adeguata informazione sulle caratteristiche personali e professionali dei candidati alla carica.

Alla data della Relazione, il Consiglio di Amministrazione non ha provveduto ad istituire al proprio interno un comitato per le proposte di nomina alla carica di membro del Consiglio di Amministrazione, non ravvisandone allo stato la necessità. Tale scelta è stata dettata dalla circostanza che le disposizioni regolamentari vigenti e applicabili e le previsioni dello Statuto Sociale - quali, in particolare, il meccanismo di nomina mediante il voto di lista - attribuiscono adeguata trasparenza alla procedura di selezione ed indicazione dei candidati.

Qualora nel corso dell'esercizio vengano a mancare, per qualsiasi motivo, uno o più amministratori tratti dalla lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti ("Amministratori di Maggioranza"), e sempreché tale cessazione non faccia venire meno la maggioranza degli amministratori eletti dall'Assemblea, il Consiglio di Amministrazione provvede alla sostituzione degli Amministratori di Maggioranza cessati mediante cooptazione, ai sensi dell'articolo 2386 del cod. civ., fermo restando che, ove uno o più degli Amministratori di Maggioranza cessati siano amministratori indipendenti, devono essere cooptati altri amministratori indipendenti, e devono essere altresì rispettate le applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra generi. Gli amministratori così cooptati restano in carica sino alla successiva Assemblea, che procederà alla loro conferma o sostituzione con le modalità e maggioranze ordinarie, in deroga al sistema di voto di lista precedentemente indicato.

Qualora nel corso dell'esercizio vengano a mancare, per qualsiasi motivo, uno o più amministratori tratti dalla prima lista successiva per numero di voti alla lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti (l'"Amministratore di Minoranza"), e sempreché tale cessazione non faccia venire meno la maggioranza degli amministratori eletti dall'Assemblea, il Consiglio di Amministrazione provvede a sostituire gli Amministratori di Minoranza cessati con i primi candidati non eletti appartenenti alla medesima lista, purché siano ancora eleggibili e disposti ad accettare la carica, ovvero, in difetto, alla prima lista successiva per numero di voti tra quelle che abbiano raggiunto un numero di voti pari ad almeno la soglia minima prevista al paragrafo 15.10 dello Statuto, fermo restando il rispetto, in entrambi i casi alternativi, delle applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra generi. I sostituiti scadono insieme con gli Amministratori in carica al momento del loro ingresso nel Consiglio, in deroga a quanto previsto all'articolo 2386 primo comma cod. civ.; nel caso in cui uno o più degli Amministratori di Minoranza cessati siano amministratori indipendenti, questi devono essere sostituiti con altri amministratori indipendenti; ove non sia possibile procedere nei termini sopra indicati, per incapienza delle liste o per indisponibilità dei candidati, il Consiglio di Amministrazione procede alla cooptazione, ai sensi dell'articolo 2386 del Codice Civile, di un amministratore da esso prescelto secondo i criteri stabiliti dalla legge, in modo da rispettare le prescrizioni normative e regolamentari relativa alla presenza del numero minimo di amministratori indipendenti, nel rispetto degli equilibri tra generi, nonché, ove possibile, il principio della rappresentanza della minoranza. L'amministratore così cooptato resterà in carica sino alla successiva Assemblea, che procede alla sua conferma o sostituzione con le modalità e maggioranze ordinarie, in deroga al sistema di voto di lista.

Piani di successione

In considerazione dell'attuale assetto della governance, del sistema decisionale e dei poteri, nonché dell'articolazione organizzativa adottata dall'Emittente e dal Gruppo Ascopiave, mirate a garantire un'adeguata separazione tra funzioni di indirizzo, gestione e controllo, favorendo anche l'effettiva attuazione di modalità di bilanciamento dei poteri tra le figure apicali, il Consiglio di Amministrazione non ha ritenuto di adottare un piano per la successione degli amministratori esecutivi, ai sensi del criterio applicativo 5.C.2 del Codice di Autodisciplina.

Inoltre si rinvia alle modalità di sostituzione dei Consiglieri di Amministrazione già previste dalle disposizioni statutarie vigenti. In particolare, la durata triennale del mandato di tutti i Consiglieri di Amministrazione, stabilita dall'art. 15 dello Statuto della Società, rende necessario provvedere periodicamente alla relativa nomina secondo quanto previsto dalle relative disposizioni statutarie. Inoltre, la sostituzione dei componenti del Consiglio di Amministrazione cessati prima della scadenza del termine è disciplinata dalle disposizioni del sopra richiamato art. 15 dello Statuto.

4.2. COMPOSIZIONE

Ai sensi dell'art. 14 dello Statuto Sociale, il Consiglio di Amministrazione è composto da cinque (5) membri, anche non soci, nominati dall'Assemblea ordinaria degli Azionisti.

I componenti il Consiglio di Amministrazione rimangono in carica per tre esercizi e scadono alla data della riunione dell'Assemblea convocata per l'approvazione del bilancio relativo all'ultimo esercizio della loro carica; non sono previste scadenze differenziate dei componenti del Consiglio. I componenti del Consiglio di Amministrazione sono rieleggibili.

Il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave, nominato nel corso dell'Assemblea ordinaria degli Azionisti del 24 aprile 2014 è composto da 5 (cinque) membri che rimarranno in carica sino alla data dell'Assemblea convocata per l'approvazione del bilancio relativo all'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016.

In tale Assemblea, sono state presentante n. 2 liste, tra le quali non sussistono rapporti di collegamento. Gli amministratori, ad eccezione di Bruno Piva, sono stati tratti dalla lista presentata dall'azionista di maggioranza Asco Holding S.p.A.. L'amministratore Bruno Piva è stato invece tratto dalla lista di minoranza n. 2 presentata dall'azionista Asm Rovigo S.p.A..

Di seguito si riporta la sintesi delle liste presentate e gli esiti delle votazioni:

SOGGETTO PRESENTATORE	ELENCO DEI CANDIDATI	ELENCO DEGLI ELETTI	% VOTI OTTENUTI IN RAPPORTO AL CAPITALE VOTANTE
Lista n. 1 Asco Holding S.p.A.	1. Dimitri Coin 2. Fulvio Zugno 3. Enrico Quarello 4. Greta Pietrobon	1. Dimitri Coin 2. Fulvio Zugno 3. Enrico Quarello 4. Greta Pietrobon	88,255%

Lista n. 2	1. Bruno Piva	1. Bruno Piva	7,846%
ASM Rovigo	2. Claudio Paron
S.p.A.

Si ricorda che, in data 21 maggio 2014, il Consigliere Bruno Piva, eletto dalla lista n. 2 presentata dal socio ASM Rovigo S.p.A., ha rassegnato le proprie dimissioni dalla carica ed, in data 19 giugno 2014, ai sensi di quanto stabilito dall'art. 15.15 dello Statuto Sociale vigente, il Consiglio di Amministrazione ha nominato quale nuovo Amministratore il sig. Claudio Paron, primo non eletto della medesima lista.

Per la composizione dettagliata del Consiglio di Amministrazione, si rimanda alla Tabella 2, in calce alla Relazione. In linea con quanto raccomandato dal Criterio Applicativo 1.C.1., lett. i) del Codice, vengono presentate le principali caratteristiche professionali degli Amministratori e l'anzianità di carica dalla prima nomina:

− Dott. Fulvio Zugno, Presidente e Amministratore Delegato, in carica dal 28 aprile 2011, al secondo mandato: il dott. Zugno è professionista in materie economiche, iscritto all'Ordine dei Dottori commercialisti e degli Esperti contabili e al Registro dei Revisori Legali. Esercita la professione nel proprio studio. Ha svolto l'attività di curatore fallimentare. Tuttora ricopre incarichi di Presidente del Collegio Sindacale, sindaco e consigliere presso altre società commerciali.
− Sig. Dimitri Coin, Amministratore indipendente, già in carica dal 28 aprile 2011, al secondo mandato: svolge l'attività di imprenditore nel settore agro-vivaistico e nel settore immobiliarecommerciale.
− Sig. Enrico Quarello, Amministratore indipendente (sulla basa della valutazione svolta il 7 marzo 2017), già in carica dal 14 febbraio 2012: svolge attività direzionali in imprese della distribuzione organizzata; ha ricoperto incarichi di amministratore in imprese nazionali.
− Dott.ssa Greta Pietrobon, Amministratore indipendente, in carica dal 24 aprile 2014: è libero professionista nelle materie del diritto privato e del diritto penale.
− Sig. Claudio Paron, Amministratore indipendente, in carica dal 19 giugno 2014: esperienza nella direzione di aziende internazionali.

I curricula professionali degli Amministratori sono depositati presso la sede sociale e disponibili sul sito istituzionale dell'Emittente www.gruppoascopiave.it alla sezione Investor Relations.

Cumulo massimo agli incarichi ricoperti in altre società

Il Consiglio non ha ritenuto di definire criteri generali circa il numero massimo di incarichi di amministrazione e di controllo in altre società che possa essere considerato compatibile con un efficace svolgimento del ruolo di amministratore dell'Emittente, tenendo conto della partecipazione dei consiglieri ai comitati costituiti all'interno del Consiglio, fermo restando il dovere di ciascun consigliere di valutare la compatibilità delle cariche di amministratore e sindaco, rivestite in altre società quotate in mercati regolamentati, in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni, con lo svolgimento diligente dei compiti assunti come Consigliere dell'Emittente.

Nel corso della seduta tenutasi il 14 marzo 2016 il Consiglio, all'esito della verifica degli incarichi ricoperti dai propri Consiglieri in altre società, ha ritenuto che il numero e la qualità degli incarichi rivestiti non interferisca e sia, pertanto, compatibile con un efficace svolgimento dell'incarico di amministratore nell'Emittente.

Nella Tabella 2 in calce alla presente Relazione è riportato l'elenco delle principali società in cui ciascun Consigliere ricopre incarichi di amministrazione o controllo, in particolare in società quotate in mercati regolamentati, anche estere, in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni, con evidenza se la società in cui è ricoperto l'incarico fa parte o meno del gruppo cui fa capo o di cui è parte l'Emittente.

Induction Programme

Nel corso dell'esercizio, in linea con il Criterio Applicativo 2.C.2 del Codice di Autodisciplina, i membri del Consiglio di Amministrazione sono stati adeguatamente informati sulle principali novità legislative e regolamentari che riguardano il settore in cui l'Emittente opera, sui temi di business, sui principi di corretta gestione dei rischi, sull'esercizio delle funzioni degli organi sociali, attraverso la diffusione di informazioni nel corso delle riunioni e nell'ambito dell'informativa preconsiliare.

4.3. RUOLO DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

Nel corso dell'Esercizio 2016 si sono tenute 13 (tredici) riunioni del Consiglio nelle seguenti date: 18 gennaio 2016; 26 febbraio 2016; 7 marzo 2016; 14 marzo 2016; 21 aprile 2016; 12 maggio 2016; 16 giugno 2016; 5 luglio 2016; 1 agosto 2016; 3 agosto 2016; 19 ottobre 2016; 10 novembre 2016 e 22 dicembre 2016. La durata delle riunioni consiliari è stata mediamente di 2 ore.

Alla data della presente relazione, dall'inizio del 2017, si sono già tenute n. 5 (cinque) riunioni in data 19 gennaio 2017, 7 febbraio 2017, 21 febbraio 2017, 7 marzo 2017 e 14 marzo 2017.

Il calendario dei principali eventi societari 2017 (già comunicato al Mercato e a Borsa Italiana S.p.A. secondo le prescrizioni regolamentari) prevede altre (3) riunioni nelle seguenti date:

9 maggio 2017 approvazione Resoconto Intermedio di Gestione al 31 marzo 2017;
1 agosto 2017 approvazione Relazione Semestrale al 30 giugno 2017;
7 novembre 2017 approvazione Resoconto Intermedio di Gestione al 30 settembre 2017.

Nel corso dell'esercizio 2016, in linea con il Criterio Applicativo 1.C.5. del Codice, il Presidente del Consiglio di Amministrazione e Amministratore Delegato si è adoperato, con l'ausilio dell'Ufficio Affari Societari, compatibilmente con le esigenze organizzative e con il contenuto dei temi trattati e al fine di garantire una completa e tempestiva informativa pre-consiliare, alla trasmissione agli amministratori e ai sindaci della documentazione di supporto alla riunione del Consiglio con anticipo almeno di due giorni lavorativi rispetto alla data fissata, fatti salvi i casi di necessità e urgenza.

Inoltre, con l'ausilio dell'Ufficio Affari Societari, il Presidente del Consiglio di Amministrazione ha curato che agli argomenti posti all'ordine del giorno possa essere dedicato il tempo necessario per consentire un costruttivo dibattito, incoraggiando, nello svolgimento delle riunioni, contributi da parte dei Consiglieri.

In linea con il Criterio Applicativo 1.C.6, nel corso del 2016, il Direttore Generale della Società ha partecipato a tutte le riunioni del Consiglio di Amministrazione. Inoltre, in relazione agli argomenti trattati, sono stati invitati a partecipare alle riunioni del Consiglio di Amministrazione, su istanza del Presidente o degli altri amministratori, i dirigenti dell'Emittente responsabili delle funzioni aziendali competenti secondo la materia, o consulenti esterni, per fornire gli opportuni approfondimenti sugli argomenti posti all'ordine del giorno.

Il Consiglio di Amministrazione riveste un ruolo primario nell'ambito del sistema di governo societario di Ascopiave, in quanto determina gli obiettivi strategici di Ascopiave e delle società del gruppo ad essa facenti capo e ne assicura il raggiungimento, fermo restando il rispetto dell'autonomia gestionale delle società del Gruppo Ascopiave soggette al regime di separazione funzionale e contabile (c.d. unbundling).

***

In applicazione del Criterio 1.C.1 lett. a) del Codice di Autodisciplina, rientrano tra le funzioni proprie del Consiglio di Amministrazione:

l'esame e l'approvazione dei piani strategici, industriali e finanziari dell'Emittente e del Gruppo di cui esso sia a capo; il monitoraggio periodico della relativa attuazione;
e la definizione del sistema di governo societario dell'Emittente e della struttura del Gruppo.

Ai sensi delle "Linee Guida in materia di esercizio del potere di direzione e coordinamento da parte di Ascopiave S.p.A.", approvate dal Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. in data 16 giugno 2016, la capogruppo Ascopiave S.p.A. predispone i piani industriali e i budget di gruppo e stabilisce le linee guida che devono essere recepite nel processo di formazione dei piani e budget da parte delle singole società del gruppo.

Ai fini di consentire la predisposizione dei piani e dei budget di gruppo, in coerenza con le procedure, gli strumenti e le tempistiche di pianificazione e programmazione implementati e diffusi dalla capogruppo, è responsabilità del Consiglio di Amministrazione di ciascuna società controllata inviare alla capogruppo informazioni e dati previsionali che recepiscono le suddette linee guida, nonché di operare sulla base di piani industriali e budget annuali approvati, provvedendo a periodiche verifiche attraverso la redazione di consuntivi di periodo. La Capogruppo verifica preventivamente la corrispondenza dei piani industriali e dei budget annuali delle società controllate con le linee guida date e gli scostamenti con i consuntivi di periodo.

Le linee guida di pianificazione e budgeting stabilite dalla Capogruppo per le società del gruppo soggette agli obblighi di separazione funzionale, tengono conto dei poteri e delle prerogative previste dalla normativa unbundling per il Gestore Indipendente e per l'impresa verticalmente integrata (cd. unbundling).

Inoltre, il Consiglio di Amministrazione svolge una funzione rilevante in relazione alla corretta gestione delle informazioni societarie e ai rapporti con gli azionisti.

A tal fine, lo Statuto Sociale, all'art. 19, riconosce al Consiglio di Amministrazione i più ampi poteri per la gestione della Società, senza eccezioni di sorta, e la facoltà di compiere tutti gli atti che ritenga opportuni per l'attuazione ed il raggiungimento degli scopi sociali, esclusi soltanto quelli che la legge in modo tassativo riserva all'Assemblea dei soci.

Inoltre, sempre ai sensi dell'art. 19 dello Statuto Sociale, sono di competenza, non delegabile, del Consiglio di Amministrazione le deliberazioni, da assumere nel rispetto dell'art. 2436 cod. civ., relative a:

fusioni o scissioni ai sensi degli artt. 2505, 2505-bis, 2506-ter, cod. civ.;
istituzione o soppressione di sedi secondarie;
trasferimento della sede sociale nel territorio nazionale;
indicazione di quali amministratori hanno la rappresentanza legale;
riduzione del capitale a seguito di recesso del socio;
adeguamento dello Statuto Sociale a disposizioni normative imperative,

fermo restando che dette deliberazioni potranno essere comunque assunte anche dall'Assemblea dei Soci in sede straordinaria.

***

Il Consiglio, in linea con il Criterio Applicativo 1.C.1. lett. c), ha valutato in data 14 marzo 2016, con riferimento all'esercizio 2015 e in data 7 marzo 2017, con riferimento all'esercizio 2016, l'adeguatezza dell'assetto organizzativo, amministrativo e contabile dell'Emittente, con particolare riferimento al sistema di controllo interno e alla gestione dei rischi dell'Emittente e delle società controllate. Nell'ambito di tale attività il Consiglio si è avvalso del supporto del Comitato Controllo e Rischi, del Responsabile della Funzione Internal Audit e del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari nonché delle procedure e delle verifiche implementate anche ai sensi della L. 262/2005, nonché sull'interazione con il Collegio Sindacale e la Società di revisione legale.

Il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. ha adottato nel 2012 il documento "Linee Guida in materia di esercizio del potere di direzione e coordinamento", documento aggiornato con l'approvazione da parte del Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. in data 16 giugno 2016, con il quale sono disciplinati i meccanismi attuativi della direzione e coordinamento, i flussi informativi e di controllo tra l'Emittente e le società controllate. Il documento, approvato dalle assemblee delle singole società controllate e successivamente adottato dai singoli organi di amministrazione delle stesse, costituisce parte integrante del sistema di governance del Gruppo.

Si ricorda che nel 2013, è stata altresì completata l'adozione di modelli di organizzazione, gestione e controllo conformi ai requisiti di cui al d.lgs. n. 231/2001 presso tutte le società controllate dall'Emittente. Ciascuna di tali società ha adottato un proprio "modello 231", si è dotata di un organismo deputato a vigilare sull'attuazione e l'efficacia del Modello 231, e ha aderito al Codice Etico del Gruppo Ascopiave.

Nel 2016 anche il Consiglio di Amministrazione della società neocostituita AP Reti Gas S.p.A., società conferitaria del ramo distribuzione gas della società conferente Ascopiave S.p.A., con efficacia 1° luglio 2016, ha adottato un proprio "modello 231", nonché ha aderito al Codice Etico del Gruppo Ascopiave del 14 maggio 2013.

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Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2016 16

Il Consiglio, in linea con il Criterio Applicativo 1.C.1. lett. e), ha valutato, con cadenza trimestrale, il generale andamento della gestione, verificando i risultati economici, patrimoniali e finanziari della Società e consolidati. I risultati, e gli indicatori di performance, sono stati raffrontati con i dati di pianificazione.

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In applicazione del Criterio 1.C.1 lett. f) del Codice di Autodisciplina, spetta al Consiglio di Amministrazione di Ascopiave, stante il sistema dei poteri delegati in vigore, la deliberazione sulle operazioni di significativo rilievo strategico, economico, patrimoniale o finanziario per l'Emittente.

Qualora tali operazioni siano svolte dalle società controllate, nel summenzionato documento "Linee Guida in materia di esercizio del potere di direzione e coordinamento" è previsto che, nel rispetto della normativa di settore in materia di separazione amministrativa e contabile, gli organi amministrativi delle società controllate sottopongano le operazioni rilevanti al preventivo esame del Consiglio di Amministrazione di Ascopiave.

Sono ritenute, a titolo non esaustivo, quali operazioni di rilievo strategico, economico, patrimoniale o finanziario, le seguenti:

accordi con competitors e partners del Gruppo che per l'oggetto, gli impegni, i condizionamenti, i limiti che ne possono direttamente o indirettamente derivare, possono incidere durevolmente sulla libertà delle scelte strategiche imprenditoriali (ad esempio partnership, joint venture, ecc.);
atti e operazioni che comportano ingresso in (oppure uscita da) mercati geografici e/o merceologici;
atti di investimento in immobilizzazioni materiali ed immateriali;
atti di acquisto e disposizione di aziende o rami di azienda;
atti di acquisto e disposizione di partecipazioni di controllo e collegamento ed interessenze in altre società, nonché la stipula di accordi sull'esercizio dei diritti inerenti a tali partecipazioni;
assunzione di finanziamenti di importo rilevante, nonché l'erogazione di finanziamenti e il rilascio di garanzie nell'interesse di società del Gruppo;
atti di acquisto di beni e servizi che impegnino le società per una durata pluriennale;
decisione di fusione nei casi di cui agli articoli 2505 e 2505-bis del Codice Civile;
istituzione e la soppressione di sedi secondarie;
adeguamento dello statuto sociale a disposizioni normative.

In linea con il Criterio Applicativo 1.C.1, lett. g), in data 14 marzo 2016, il Consiglio di Amministrazione ha effettuato l'autovalutazione sul funzionamento del Consiglio stesso e dei Comitati interni. Il processo di valutazione è stato svolto sulla base di criteri qualitativi, confrontando la composizione e il funzionamento del Consiglio di Amministrazione e dei comitati interni rispetto alle best practices di riferimento e alla disciplina vigente. Per la valutazione, il Consiglio non si è avvalso dell'opera di consulenti esterni, ma delle professionalità interne alla Società.

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Successivamente, in conformità al Codice di Autodisciplina che prevede l'effettuazione almeno una volta all'anno dell'autovalutazione, il Consiglio di Amministrazione dell'Emittente ha proceduto ad aggiornare la autovalutazione sul proprio funzionamento.

Il Consiglio di Amministrazione, ad esito delle valutazioni sul proprio assetto e funzionamento, alla luce dello sviluppo della Società il Consiglio di Amministrazione ritiene opportuno proporre l'incremento del numero dei Consiglieri dagli attuali 5 (cinque) a 6 (sei), provvedendo alle necessarie modifiche statutarie, al fine di introdurre all'interno dello stesso Consiglio maggiori competenze individuali nonché al fine di arricchire la dialettica all'interno dell'organo amministrativo.

Al fine di evitare che a seguito dell'ampliamento dell'organo amministrativo, la presenza di un numero pari di Consiglieri, possa determinare situazioni di stallo che potrebbero rallentare la normale operatività dell'organo amministrativo e la tempestività delle proprie determinazioni, si ritiene opportuno proporre l'introduzione statutaria del c.d. "casting vote" del Presidente, ossia la prevalenza del voto del Presidente del Consiglio di Amministrazione in caso di parità di voti.

Tale previsione, a giudizio dell'organo amministrativo, deve ritenersi di per sé sufficiente ad assicurare l'impossibilità che si verifichino eventuali situazioni di stallo decisionale in seno al Consiglio di Amministrazione.

Tale proposta è stata formulata dal Consiglio di Amministrazione nella riunione del 14 marzo 2017.

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L'Assemblea non ha autorizzato deroghe al divieto di concorrenza previsto dall'art. 2390 c.c..

4.4. ORGANI DELEGATI

Amministratore Delegato

Con delibera del 29 aprile 2014, il Consiglio di Amministrazione della Società, nominato dall'Assemblea del 24 aprile 2014, ha deliberato di attribuire al Presidente del Consiglio di Amministrazione, dott. Fulvio Zugno, l'incarico di Amministratore Delegato; al dott. Fulvio Zugno, in continuità con la struttura di poteri in vigore dal 2012, sono state assegnate le seguenti attribuzioni principali:

coordinare l'attività del Consiglio di Amministrazione e dare attuazione alle relative delibere;
curare i rapporti con gli azionisti;
gestire i rapporti istituzionali e promuovere l'immagine della Società;
elaborare le strategie di medio-lungo periodo;
contratti di acquisto e vendita di merci, materie prime, beni mobili, servizi il cui contenuto economico non superi l'importo di Euro 1.500.000 per ogni singola operazione;
acquistare, vendere o permutare impianti, macchinari, attrezzature, marchi e brevetti di valore non eccedente Euro 500.000 per ogni singola operazione.

L'assetto dei poteri viene completato dalla figura del Direttore Generale, nominato dal Consiglio di Amministrazione in data 15 marzo 2012, nella persona del dott. Roberto Gumirato. Il Direttore Generale, risponde direttamente al Presidente e Amministratore Delegato, secondo l'assetto dei poteri definiti nel 2012 dal Consiglio di Amministrazione e confermati dall'attuale Organo di governo.

In virtù della ripartizione dei poteri in vigore, si ritiene che il Presidente e Amministratore Delegato, dott. Fulvio Zugno, non sia qualificabile come il principale responsabile della gestione dell'impresa (chief executive officer).

Presidente del Consiglio di Amministrazione

Cfr. supra, paragrafo "Amministratore Delegato".

Informativa al Consiglio

All'art. 19.5 dello Statuto Sociale, si prevede che gli organi delegati riferiscano con periodicità almeno trimestrale al Consiglio di Amministrazione e al Collegio Sindacale sul proprio operato, sul generale andamento della gestione, sulla sua prevedibile evoluzione, nonché sulle operazioni di maggior rilievo economico, finanziario e patrimoniale effettuate dalla Società e dalle sue controllate; in particolare, è previsto che il Presidente dia informativa sulle operazioni nella quali abbia un interesse per conto proprio o di terzi.

Rispetto alle previsioni statutarie, si segnala che i soggetti delegati riferiscono e coinvolgono l'organo di amministrazione in merito all'attività svolta in occasione di ciascuna riunione del Consiglio di Amministrazione. Con periodicità trimestrale, in occasione dell'approvazione del bilancio annuale e semestrale e dei resoconti intermedi di gestione vengono invece comunicati i risultati della gestione e i relativi indicatori di performance.

4.5. ALTRI CONSIGLIERI ESECUTIVI

Non sono presenti altri consiglieri esecutivi oltre al Presidente e Amministratore Delegato, dott. Fulvio Zugno.

4.6. AMMINISTRATORI INDIPENDENTI

Nel corso dell'esercizio 2016 nella composizione del Consiglio di Amministrazione dell'Emittente sono stati presenti tre amministratori indipendenti, in linea con il Criterio Applicativo 3.C.3 del Codice di Autodisciplina. Gli Amministratori non esecutivi e gli Amministratori indipendenti sono per numero ed autorevolezza tali da garantire che il loro giudizio possa avere un peso significativo nell'assunzione delle decisioni consiliari dell'Emittente. Gli Amministratori non esecutivi e gli Amministratori indipendenti apportano le loro specifiche competenze nelle discussioni consiliari, contribuendo all'assunzione di decisioni conformi all'interesse sociale.

Il numero di Amministratori Indipendenti (3 su un Consiglio di 5) risulta adeguato sia sulla base di quanto previsto dall'art. IA.2.10.6 delle Istruzioni di Borsa, sia in relazione alle dimensioni del Consiglio e all'attività dell'Emittente; esso è infine sufficiente alla costituzione dei comitati, interni al Consiglio, che la Società ha ritenuto di adottare.

Il Consiglio di Amministrazione, nella riunione tenutasi il 16 giugno 2016, ha valutato la sussistenza dei requisiti di indipendenza degli Amministratori Dimitri Coin, Claudio Paron, Greta Pietrobon, come previsto dal Principio 3.P.2., nel quale si raccomanda di effettuare la valutazione dell'indipendenza degli Amministratori con cadenza annuale, ed in linea con il Criterio Applicativo 3.C.4. Inoltre, il Consiglio di Amministrazione ha valutato la sussistenza dei requisiti di indipendenza anche ai sensi dell'art. 148 del Testo Unico della Finanza.

Inoltre, si precisa che nella riunione del 7 marzo 2017, il Consiglio di Amministrazione ha valutato, con riferimento alla data della valutazione stessa, la sussistenza dei requisiti di indipendenza degli Amministratori Dimitri Coin, Claudio Paron, Greta Pietrobon e Enrico Quarello. Si precisa che il consigliere sig. Enrico Quarello, è stato valutato amministratore indipendente nella riunione del 7 marzo 2017, in quanto, a valle del progetto di conferimento del ramo distribuzione gas conferito da Ascopiave S.p.A. a AP Reti Gas S.p.A., è stato revocato, con efficacia 1° luglio 2016, l'incarico quale Gestore Indipendente di Ascopiave S.p.A., che ha ricoperto fino al 30 giugno 2016 congiuntamente al Chief Technology Officer di Ascopiave S.p.A., ai sensi della disciplina in tema di separazione funzionale e contabile (c.d. unbundling).

Nell'effettuare tali verifiche, il Consiglio di Amministrazione ha applicato i Criteri Applicativi 3.C.1. e 3.C.2. previsti dal Codice di Autodisciplina. Gli Amministratori Indipendenti risultano pertanto in possesso dei requisiti di indipendenza previsti dal Codice di Autodisciplina e previsti dall'art. 148, comma 3, lett. a), b) e c) del TUF, in quanto ciascuno di essi:

(i) non controlla l'Emittente, direttamente o indirettamente, anche attraverso società controllate, fiduciari o interposta persona, né è in grado di esercitare su di esso un'influenza notevole;
(ii) non partecipa, direttamente o indirettamente, ad alcun patto parasociale attraverso il quale uno o più soggetti possano esercitare il controllo o un'influenza notevole sull'Emittente;
(iii) non è, né è stato nei precedenti tre esercizi, un esponente di rilievo (per tale intendendosi il presidente, il rappresentante legale, il presidente del consiglio di amministrazione, un amministratore esecutivo ovvero un dirigente con responsabilità strategiche) dell'Emittente, di una sua controllata avente rilevanza strategica, di una società sottoposta a comune controllo con l'Emittente, di una società o di un ente che, anche congiuntamente con altri attraverso un patto parasociale, controlli l'Emittente o sia in grado di esercitare sulla stesso un'influenza notevole;
(iv) non intrattiene, ovvero non ha intrattenuto nell'esercizio precedente, direttamente o indirettamente (ad esempio attraverso società controllate o delle quali sia esponente di rilievo, nel senso indicato al punto (iii) che precede, ovvero in qualità di partner di uno studio professionale o di una società di consulenza), una significativa relazione commerciale, finanziaria o professionale ovvero rapporti di lavoro subordinato: (a) con l'Emittente, con una sua controllata, ovvero con alcuno degli esponenti di rilievo, nel senso indicato al punto (iii) che precede, dei medesimi; (b) con un soggetto che, anche congiuntamente con altri attraverso un patto parasociale, controlli l'Emittente, ovvero – trattandosi di società o ente – con gli esponenti di rilievo, nel senso indicato al punto (iii) che precede, dei medesimi;
(v) fermo restando quanto indicato al punto (iv) che precede, non intrattiene rapporti di lavoro autonomo o subordinato, ovvero altri rapporti di natura patrimoniale o professionale tali da comprometterne l'indipendenza: (a) con l'Emittente, con sue controllate o controllanti o con le società sottoposte a comune controllo; (b) con gli Amministratori dell'Emittente; (c) con soggetti che siano in rapporto di coniugio, parentela o affinità entro il quarto grado degli Amministratori delle società di cui al precedente punto (a);
(vi) non riceve, né ha ricevuto nei precedenti tre esercizi, dall'Emittente o da una società controllata o controllante, una significativa remunerazione aggiuntiva rispetto all'emolumento "fisso" di

amministratore non esecutivo della Società e al compenso per la partecipazione ai comitati raccomandati dal presente Codice, ivi inclusa la partecipazione a piani di incentivazione legati alla performance aziendale, anche a base azionaria;

(vii) non è stato amministratore dell'Emittente per più di nove anni negli ultimi dodici anni;
(viii) non riveste la carica di amministratore esecutivo in un'altra società nella quale un amministratore esecutivo dell'Emittente abbia un incarico di amministratore;
(ix) non è socio o amministratore di una società o di un'entità appartenente alla rete della società incaricata della revisione contabile dell'Emittente;
(x) non è uno stretto familiare di una persona che si trovi in una delle situazioni di cui ai precedenti punti e comunque non è coniuge, parente o affine entro il quarto grado degli Amministratori dell'Emittente, delle società da questo controllate, delle società che lo controllano e di quelle sottoposte a comune controllo;
(xi) non si trovano nelle condizioni previste dall'articolo 2382 del codice civile.

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Il Collegio Sindacale ha verificato, in linea con il Criterio Applicativo 3.C.5, nella riunione del 16 giugno 2016, la corretta applicazione dei criteri e delle procedure di accertamento adottati dal Consiglio per valutare l'indipendenza dei propri membri e l'esito di tale controllo verrà reso noto nell'ambito della relazione dei sindaci all'assemblea ai sensi dell'art. 2429 c.c..

Parimenti, nella riunione del 7 marzo 2017 il Collegio Sindacale ha verificato, in linea con il Criterio Applicativo 3.C.5 la corretta applicazione dei criteri e delle procedure di accertamento adottati dal Consiglio per valutare l'indipendenza dei propri membri, valutazione svolta dal Consiglio di Amministrazione nel corso della riunione del 7 marzo 2017.

Gli amministratori indipendenti non si sono mai incontrati nel corso dell'esercizio 2016 in assenza degli altri amministratori in quanto non si è ravvisata alcuna circostanza che richiedesse la necessità di tali riunioni. Varie sono le ragioni che hanno contribuito a non rendere necessaria la convocazione di apposite riunioni degli amministratori indipendenti. Ad esempio, determinante è stato il fatto che gli amministratori hanno ricevuto sempre con congruo anticipo tutte le informazioni necessarie a garantire la loro effettiva, approfondita e non formale partecipazione alle riunioni del Consiglio di Amministrazione. Ciò ha permesso loro di formulare tempestivamente eventuali rilievi sull'opportunità e la correttezza di ogni singola decisione proposta. Inoltre, l'adozione del Codice sulle Operazioni con Parti Correlate, la sua puntuale applicazione, la previa dichiarazione, in sede di apertura dei lavori consiliari, dell'eventuale esistenza di conflitti di interessi ai sensi dell'art. 2391 del cod. civ. e la conseguente astensione degli amministratori eventualmente in conflitto sono elementi sintomatici di un corretto modus operandi che garantisce l'assenza di conflitti di interesse e spiega perché non si è mai presentata nel corso dell'esercizio la necessità di affrontare tali questioni senza la presenza degli amministratori c.d. non indipendenti.

4.7. LEAD INDEPENDENT DIRECTOR

Il Consiglio di Amministrazione non ha ritenuto necessario individuare al proprio interno un Amministratore indipendente quale Lead Independent Director, non ricorrendo i presupposti previsti dal Criterio Applicativo 2.C.3. del Codice. Tale figura, infatti, è espressamente prevista dal Criterio Applicativo 2.C.3. del Codice di Autodisciplina nel caso in cui il Presidente del Consiglio sia il principale responsabile della gestione dell'Emittente – chief executive officer – ovvero il Presidente sia l'azionista di controllo dell'Emittente, ovvero l'Emittente appartenga all'indice FTSE-Mib, per cui, la nomina del Lead independent director potrebbe essere richiesta dalla maggioranza degli amministratori indipendenti.

5. TRATTAMENTO DELLE INFORMAZIONI SOCIETARIE

5.1. PROCEDURA PER LA GESTIONE E IL TRATTAMENTO DELLE INFORMAZIONI PRIVILEGIATE

Il Consiglio di Amministrazione dell'Emittente ha aggiornato il precedente codice di comportamento in materia di informazione societaria al mercato, deliberando nella riunione del 19 ottobre 2016 l'adozione della nuova "Procedura per la gestione e il trattamento delle informazioni privilegiate, per la diffusione dei comunicati al pubblico e per la gestione delle persone che hanno accesso alle informazioni privilegiate" a fronte dell'entrata in vigore del nuovo Regolamento UE 596/2014 ("Market Abuse Regulation" o "MAR"), applicabile dal 3 luglio 2016, nonché in conformità a quanto previsto dal Testo Unico della Finanza e dal Regolamento Emittenti, nella misura in cui compatibili con la "MAR", dai Regolamenti di esecuzione di fonte europea e dal Criterio Applicativo 1.C.1 lett. j) del Codice di Autodisciplina.

La "Procedura per la gestione e il trattamento delle informazioni privilegiate, per la diffusione dei comunicati al pubblico e per la gestione del registro delle persone che hanno accesso alle informazioni privilegiate" contiene le disposizioni relative a:

gestione e trattamento delle Informazioni Privilegiate;
modalità da osservare per la comunicazione al pubblico delle Informazioni Privilegiate riguardanti direttamente Ascopiave S.p.A. e/o le Società Controllate, con riferimento, nel caso queste ultime, a informazioni rilevanti ai fini della price sensitivity di Ascopiave;
gestione del Registro delle persone che hanno accesso alle Informazioni Privilegiate.

La Funzione Affari Legali è responsabile della tenuta e dell'aggiornamento del Registro la cui gestione avviene secondo i criteri e le modalità indicate nella suddetta Procedura.

Ai sensi dell'art. 2.6.1 del Regolamento di Borsa, il Consiglio del 23 giugno 2015 ha nominato quale Referente Informativo la dott.ssa Irene Rossetto e il dott. Giacomo Bignucolo, come suo sostituto, attribuendo loro il compito di adempiere alle prescrizioni normative e regolamentari a carico del predetto Referente Informativo, con particolare riferimento a quelle in tema di informativa societaria obbligatoria e di diffusione al mercato delle informazioni relative alle operazioni soggette al "Codice di Internal dealing" (cfr. paragrafo 5.2).

Si precisa che tale procedura è consultabile nel sito internet del Gruppo Ascopiave (http://www.gruppoascopiave.it/corporate-governance/sistema-e-regole/procedura-gestione informazioni-privilegiate).

5.2. INTERNAL DEALING

Il Consiglio di Amministrazione dell'Emittente ha deliberato nella riunione del 19 ottobre 2016 l'aggiornamento del "Codice di Internal Dealing", ai sensi del nuovo Regolamento UE n. 596/2014 ("Market Abuse Regulation" o "MAR") e, in particolare, del relativo art. 19, del Regolamento Delegato (UE) 2016/522, del Regolamento di esecuzione (UE) 2016/523 e della normativa e regolamentazione nazionale applicabile in materia.

Il "Codice internal dealing" disciplina le modalità e i tempi di comunicazione ad Ascopiave S.p.A., alla Consob e al mercato delle informazioni relative alle operazioni compiute direttamente o indirettamente dai cd. soggetti rilevanti e dalle persone strettamente legate ai soggetti rilevanti sulle azioni ordinarie di Ascopiave S.p.A. o di titoli di credito, strumenti derivati o altri strumenti finanziari a essi collegati.

Si precisa che tale codice è consultabile nel sito internet dell'Emittente (http://www.gruppoascopiave.it/corporate-governance/sistema-e-regole/codice-internal-dealing).

6. COMITATI INTERNI AL CONSIGLIO

All'interno del Consiglio di Amministrazione dell'Emittente sono stati costituiti il Comitato per la Remunerazione e il Comitato Controllo e Rischi.

7. COMITATO PER LE NOMINE

Il Consiglio di Amministrazione dell'Emittente non ha ritenuto necessario costituire al proprio interno un Comitato per le Nomine, come previsto dal Principio 5.P.1., alla luce delle dimensioni dell'Emittente e del limitato numero di componenti degli organi di amministrazione e controllo, riservando nell'ambito delle sedute consiliari adeguati spazi all'espletamento del compito di individuare le figure più idonee a ricoprire gli incarichi all'interno dei vari organi di corporate governance della Società.

8. COMITATO PER LA REMUNERAZIONE

Il Consiglio di Amministrazione della Società, in conformità a quanto previsto dal Principio 6.P.3. del Codice, ha istituito al proprio interno un Comitato per la Remunerazione.

Composizione e funzionamento del comitato per la remunerazione

Il Comitato per la Remunerazione dell'Emittente è composto da tre Amministratori. Nel corso del 2016, il Comitato è stato composto dal Consigliere indipendente Dimitri Coin, con funzioni di Presidente, dal Consigliere non esecutivo Enrico Quarello e dal Consigliere indipendente Claudio Paron (cfr. Tabella 2).

Conformemente al Principio 6.P.3 del Codice di Autodisciplina, il Consigliere Dimitri Coin, ha acquisito una adeguata esperienza in materia di politiche retributive, sia quale imprenditore, sia quale componente del Consiglio di Amministrazione e del Comitato per la Remunerazione di Ascopiave dal 2011 ad oggi.

Nel corso dell'esercizio 2016 si è tenuta una riunione del Comitato per la Remunerazione, in data 7 marzo 2016. La durata delle riunioni è risultata pari a circa 1 ora.

Il Comitato si è inoltre riunito, successivamente alla chiusura dell'esercizio, il giorno 7 marzo 2017. Alla data attuale, per l'esercizio 2017 non sono state programmate altre riunioni del Comitato.

Alla riunione del Comitato hanno partecipato, su invito del Comitato, il Presidente e gli altri due membri del Collegio Sindacale e, per approfondimenti sulle materie all'ordine del giorno, alcuni dipendenti della Società.

In conformità al Criterio Applicativo 6.C.6, il Regolamento del Comitato per la Remunerazione prevede che nessun amministratore prenda parte alle riunioni del Comitato in cui vengano formulate le proposte al Consiglio di Amministrazione relative alla propria remunerazione.

Funzioni del comitato per la remunerazione

Per il dettaglio delle funzioni del Comitato per la Remunerazione, si rimanda alla Sezione I, capitolo 2.4 della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza. Si precisa che il Regolamento del Comitato per la Remunerazione, adottato nella sua versione originaria in data 12 settembre 2006, è stato modificato il 19 dicembre 2011.

In data 7 marzo 2016, il Comitato si è riunito per discutere, tra gli altri, i seguente temi:

Politica di Remunerazione adottata dalla Società ed elaborazione della Relazione sulla Remunerazione ai sensi dell'art. 123-ter TUF;
Esiti del piano "Management by Objectives 2015";
Accordi di non concorrenza.

Successivamente alla fine dell'esercizio, in data 7 marzo 2017, il Comitato si è riunito per discutere, tra i temi, della verifica dell'adeguatezza, coerenza e applicazione della Politica di Remunerazione e la stesura della Relazione sulla Remunerazione 2017, per monitorare l'effettivo raggiungimento degli obiettivi di performance previsti nel piano "Management by Objectives 2016".

Le riunioni del Comitato sono state regolarmente verbalizzate, in linea con il Criterio Applicativo 4.C.1., lett. d).

Il Comitato ha avuto accesso, nell'esercizio dei propri compiti, alle informazioni e alle funzioni aziendali necessarie per l'espletamento dei propri compiti, in linea con il Criterio Applicativo 4.C.1., lett. e).

Non sono state destinate risorse finanziarie al Comitato per la Remunerazione in quanto lo stesso si avvale, per l'assolvimento dei propri compiti, dei mezzi e delle strutture aziendali dell'Emittente.

9. REMUNERAZIONE DEGLI AMMINISTRATORI

Politica generale per la remunerazione

Il Consiglio di Amministrazione ha adottato, nella riunione del 19 dicembre 2011, la "Politica di Remunerazione del Gruppo Ascopiave" (o "Politica di Remunerazione"), successivamente aggiornata su base annuale, in conformità alle raccomandazioni dell'Articolo 6 del Codice di Autodisciplina delle società quotate di Borsa Italiana S.p.A. (il "Codice di Autodisciplina"), al quale la Società aderisce, nonché ai fini dell'Articolo 3.2 lettera (b) della "Procedura per le Operazioni con Parti Correlate" approvata da Ascopiave in data 24 novembre 2010.

La Politica di Remunerazione è stata presentata all'Assemblea del 28 aprile 2016 in occasione dell'approvazione del bilancio 2015 e sottoposta con esito favorevole al voto consultivo dei soci ai sensi dell'art. 123-ter del D.Lgs. n. 58 del 24 febbraio 1998.

Per i contenuti della Politica di Remunerazione si rimanda alla Sezione I della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza.

Piani di remunerazione basati su azioni

L'Assemblea ordinaria dei Soci del 23 aprile 2015, che ha approvato il bilancio dell'esercizio 2014, ha approvato un piano di incentivazione a lungo termine a base azionaria, il cd. "Piano di incentivazione a lungo termine a base azionaria 2015-2017" (o "Piano 2015-2017"), elaborato su proposta del Comitato per la Remunerazione e approvato dal Consiglio di Amministrazione del 16 marzo 2015. Il Piano 2015- 2017, in conformità alle raccomandazioni dell'Articolo 6 del Codice di Autodisciplina, prevede, per l'erogazione del premio, un periodo di vesting pari a 3 anni, e il raggiungimento di predeterminati obiettivi di performance e di rendimento delle azioni della Società, anche in relazione ad un paniere di titoli di società comparabili. In caso di erogazione del premio, che avverrà nel corso dell'esercizio 2018 per il 50% in denaro e per il 50% mediante l'attribuzione di azioni Ascopiave, per le quali è previsto un periodo di retention delle stesse azioni pari a 2 (anni); qualora il Beneficiario, al termine dei due anni, abbia in corso un rapporto di amministrazione con Ascopiave o con le Società del Gruppo, il periodo di retention si intende prolungato sino al termine del mandato.

Il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A., ha provveduto a dare attuazione al suddetto Piano, individuando i beneficiari dello stesso, tra i potenziali destinatari previsti nel Regolamento.

Il documento è disponibile sul sito istituzionale dell'Emittente alla sezione Corporate Governance (http://www.gruppoascopiave.it/wp-content/uploads/2015/03/Ascopiave_Documento-informativo-PILT-2015.pdf).

Remunerazione degli amministratori esecutivi

Per la composizione della remunerazione degli amministratori che sono destinatari di deleghe gestionali, si rinvia alla Sezione II della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza.

Remunerazione del Direttore Generale e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche

Per la composizione della remunerazione del Direttore Generale e dei Dirigenti con Responsabilità Strategiche, si rinvia alla Sezione II della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza.

Meccanismi di incentivazione del Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari

I meccanismi di incentivazione del Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari è coerente con i compiti assegnati, in linea con il Criterio Applicativo 6.C.3. Il Dirigente Preposto è stato individuato quale destinatario, nel corso del 2015, del "Piano di incentivazione a lungo termine a base azionaria 2015-2017", che è stato approvato dal Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A., su proposta del Comitato per la Remunerazione, il 16 marzo 2015 ed approvato successivamente dall'Assemblea dei soci il 23 aprile 2015.

Il Dirigente Preposto, in quanto dirigente con responsabilità strategiche, è stato inoltre destinatario del piano di incentivazione "Management by Objectives 2016", per i cui esiti si rinvia alla Sezione II della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza.

Remunerazione degli amministratori non esecutivi

Per la composizione della remunerazione degli amministratori non esecutivi, si rimanda alla Sezione II della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza.

La remunerazione degli Amministratori non esecutivi, in linea con quanto previsto dal Criterio Applicativo 6.C.4. del Codice, non risulta legata ai risultati economici conseguiti dall'Emittente. Gli Amministratori non esecutivi non risultano destinatari di piani di incentivazione a base azionaria.

Indennità degli amministratori in caso di dimissioni, licenziamento o cessazione del rapporto a seguito di un'offerta pubblica di acquisto

Per il dettaglio delle indennità previste, si rimanda alla Sezione II della Relazione sulla Remunerazione, predisposta ai sensi dell'art. 123-ter del Testo Unico della Finanza.

10.COMITATO CONTROLLO E RISCHI

In linea con quanto previsto dal Principio 7.P.3., lett. a), n. (ii) e 7.P.4. il Consiglio ha costituto al proprio interno un Comitato Controllo e Rischi.

In data 11 settembre 2006, il Consiglio di Amministrazione dell'Emittente ha approvato il Regolamento del Comitato Controllo e Rischi, in conformità con il Codice di Autodisciplina, successivamente modificato in data 23 febbraio 2011 e in data 24 gennaio 2013.

Composizione e funzionamento del Comitato controllo e rischi

Il Comitato Controllo e Rischi dell'Emittente è composto da Amministratori non esecutivi, in maggioranza indipendenti. Il Comitato è composto da tre membri. Nel corso del 2016, il Comitato è stato composto dal Consigliere indipendente Dimitri Coin, con funzioni di Presidente, dal Consigliere indipendente Claudio Paron e dal Consigliere non esecutivo Enrico Quarello.

Conformemente al Principio 7.P.4 del Codice di Autodisciplina, il Consigliere Dimitri Coin dispone di competenze in materia di gestione del rischio, acquisite nell'attività imprenditoriale e nell'esperienza di componente del Comitato di Controllo e Rischi di Ascopiave S.p.A., di cui è componente dal 2011.

Nel corso dell'Esercizio si sono tenute 5 (cinque) riunioni del Comitato Controllo e Rischi in data 26 febbraio 2016, 7 marzo 2016, 12 maggio 2016, 3 agosto 2016 e 10 novembre 2016. La durata media delle riunioni è stata pari a circa 2 ore e trenta minuti. Per il dettaglio della partecipazione dei membri alle riunioni del Comitato si rimanda ai contenuti della Tabella 2 allegata. Per l'anno 2017, sono previste riunioni del Comitato in occasione delle n. 4 (quattro) riunioni del Consiglio di Amministrazione fissate per l'approvazione dei risultati annuali, semestrali e trimestrali della Società. Dopo la fine dell'esercizio, si sono tenute n. 2 (due) riunioni del Comitato in data 19 gennaio 2017 e 7 marzo 2017.

Alle riunioni del Comitato hanno partecipato, su invito, i membri del Collegio Sindacale, in linea con il Criterio Applicativo 7.C.3 del Codice, il Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari e il Responsabile della Funzione Internal Auditing.

Funzioni attribuite al comitato controllo e rischi

In linea con il Criterio Applicativo 7.C.1, il Comitato per il Controllo e Rischi, nel ruolo di supporto al Consiglio di Amministrazione, esprime il proprio parere con riferimento a:

(i) la definizione delle linee di indirizzo del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, in modo che i principali rischi afferenti alla Società e alle sue controllate risultino correttamente identificati, nonché adeguatamente misurati, gestiti e monitorati, determinando inoltre criteri di compatibilità di tali rischi con una gestione dell'impresa coerente con gli obiettivi strategici individuati;
(ii) la valutazione, con cadenza almeno annuale, dell'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi rispetto alle caratteristiche dell'impresa e al profilo di rischi assunto, nonché la sua efficacia;
(iii) il piano di lavoro predisposto con cadenza almeno annuale del Responsabile della Funzione Internal Auditing;
(iv) la descrizione, nella relazione sul governo societario, delle principali caratteristiche del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e le modalità di coordinamento tra i soggetti in esso coinvolti;
(v) i risultati esposti dal revisore legale nella eventuale lettera di suggerimenti e nella relazione sulle questioni fondamentali emerse in sede di revisione legale.

Il Comitato Controllo e Rischi, inoltre, nell'assistere il Consiglio di Amministrazione:

(i) valuta, unitamente al dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, sentiti il revisore legale ed il Collegio Sindacale, il corretto utilizzo dei principi contabili e la loro omogeneità ai fini della redazione del bilancio consolidato;
(ii) esprime pareri su specifici aspetti inerenti alla identificazione dei principali rischi aziendali;
(iii) esamina le relazioni periodiche, aventi per oggetto la valutazione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, e quelle predisposte dalla Funzione Internal Auditing;
(iv) monitora l'autonomia, l'adeguatezza, l'efficacia e l'efficienza della Funzione Internal Auditing;
(v) può chiedere alla Funzione Internal Auditing lo svolgimento di verifiche su specifiche aree operative, dandone contestuale comunicazione al Presidente del Collegio Sindacale;
(vi) riferisce al Consiglio di Amministrazione, almeno semestralmente, in occasione dell'approvazione della relazione finanziaria annuale e semestrale, sull'attività svolta nonché sull'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
(vii) esprime un preventivo parere motivato sull'interesse della Società al compimento di operazioni con parti correlate, nonché sulla convenienza e sulla correttezza sostanziale delle relative condizioni, nei termini di cui alla Procedura per le operazioni con parti correlate approvata dal Consiglio di Amministrazione della Società in data 24 novembre 2010;
(viii) esprime parere preventivo sulle proposte formulate dall'Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi al Consiglio di Amministrazione in merito a provvedimenti di nomina e revoca del Responsabile della Funzione Internal Auditing, all'attribuzione allo stesso di adeguate risorse per l'espletamento delle proprie responsabilità, nonché alla determinazione della relativa remunerazione coerentemente con le politiche aziendali;
(ix) svolge gli ulteriori compiti che, di volta in volta, gli verranno attribuiti dal Consiglio di Amministrazione.

Nel corso dell'esercizio il Comitato Controllo e Rischi ha espresso il proprio parere favorevole al Consiglio di Amministrazione in merito all'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Il Comitato ha esaminato le relazioni periodiche predisposte dalla funzione internal audit in merito all'avanzamento del piano di lavoro in materia di internal auditing, con particolare riguardo alle attività di risk analysis e all'implementazione delle misure necessarie a fornire ragionevole certezza circa la rappresentazione veritiera e corretta delle informazioni economico, patrimoniali e finanziarie, secondo il dettato della Legge n. 262/2005.

Nel corso delle proprie sedute il Comitato ha inoltre discusso le più opportune iniziative in relazione all'attività di auditing per l'anno 2016, nell'ottica di un progressivo miglioramento del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

Le riunioni del Comitato sono state regolarmente verbalizzate, in linea con il Criterio Applicativo 4.C.1., lett. d).

Nello svolgimento delle sue funzioni, il Comitato ha avuto la facoltà di accedere alle informazioni e alle funzioni aziendali necessarie per lo svolgimento dei suoi compiti nonché di avvalersi di consulenti esterni, nei termini stabiliti dal Consiglio, in linea con il Criterio Applicativo 4.C.1., lett. e).

Non sono state destinate risorse finanziarie al Comitato per il controllo e rischi in quanto lo stesso si avvale, per l'assolvimento dei propri compiti, dei mezzi e delle strutture aziendali dell'Emittente.

11. SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DI GESTIONE DEI RISCHI

Ascopiave ha adottato un sistema di controllo interno e di gestione dei rischi conforme alle indicazioni del Codice di Autodisciplina delle società quotate e allineato alle best practice di riferimento.

Il Consiglio di Amministrazione, nell'ambito della definizione dei piani strategici, industriali e finanziari, ha definito la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici dell'Emittente, includendo nelle proprie valutazioni tutti i rischi che possono assumere rilievo nell'ottica della sostenibilità nel medio-lungo periodo dell'attività dell'emittente, in linea con il Criterio Applicativo 1.C.1., lett. b).

Il Consiglio di Amministrazione ha definito le linee di indirizzo del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, in modo che i principali rischi afferenti all'Emittente e alle sue controllate risultino correttamente identificati, nonché adeguatamente misurati, gestiti e monitorati, determinandone la compatibilità di tali rischi con una gestione dell'impresa coerente con gli obiettivi strategici individuati, in linea con il Criterio Applicativo 7.C.1., lett. a).

Si ricorda che nel corso del 2014 sono state avviate le attività relative al progetto di implementazione e sviluppo del modello di gestione dei rischi Enterprise Risk Management, volto all'adozione di strumenti metodologici ed operativi finalizzati a una migliore valutazione dei rischi e all'effettuazione di verifiche di monitoraggio sul sistema di controllo relativo ai rischi identificati.

Nel corso dell'anno 2016 sono proseguite, sotto il coordinamento della funzione del Chief Financial Officer, le seguenti attività in materia di gestione dei rischi:

• applicazione della Procedura "Adempimenti regolamento EMIR" adottata dal Consiglio di Amministrazione di Ascopiave, nonché da parte delle altre società controllate, che disciplina le modalità con cui adempiere alle richieste del Regolamento Europeo EMIR in merito all'utilizzo di strumenti derivati (i.e. conferma tempestiva delle operazioni, riconciliazione periodica del portafoglio con la controparte, segnalazione di tutti i derivati stipulati a specifici trade repository approvati dall'ESMA), rispettando anche un adeguato framework contabile in linea con l'Hedge Accounting;

• applicazione in Ascopiave, nonché nelle altre società controllate, della Policy "Gestione e controllo dei rischi energetici", che definisce ruoli e responsabilità connessi alla gestione del rischio relativo alla stipula di contratti di fornitura e di somministrazione sia in acquisto che in vendita nei business del gas e dell'energia elettrica e della Policy "Gestione e controllo dei rischi finanziari".

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi si sostanzia nell'insieme delle regole, delle procedure e delle strutture organizzative volte a consentire, l'identificazione, la misurazione, la gestione e il monitoraggio dei principali rischi. In linea con il Principio 7.P.1. del Codice, tale sistema è integrato nei più generali assetti organizzativi e di governo societario adottati dall'Emittente e tiene in adeguata considerazione i modelli di riferimento e le best practices esistenti in ambito nazionale e internazionale. Il sistema è finalizzato ad assicurare la salvaguardia del patrimonio sociale, l'efficienza e l'efficacia dei processi aziendali, l'affidabilità delle informazioni fornite agli organi sociali ed al mercato, il rispetto di leggi e regolamenti nonché dello statuto sociale e delle procedure interne.

Ruoli e Funzioni

Il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi finanziari di Ascopiave coinvolge soggetti differenti cui sono attribuiti specifici ruoli e responsabilità:

− Consiglio di Amministrazione;

− Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
− Comitato Controllo e Rischi;
− Organismo di Vigilanza ex D.lgs. n. 231/2001;
− Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari;
− Responsabile della Funzione di Internal Auditing;
− Collegio Sindacale;
− Società di Revisione legale.

Il Consiglio di Amministrazione è l'organo chiamato a definire la natura e il livello di rischio compatibile con gli obiettivi strategici della Società, includendo nelle proprie valutazioni tutti i rischi che possono assumere rilievo nell'ottica della sostenibilità nel medio-lungo periodo dell'attività dell'emittente stesso. Spetta al Consiglio di Amministrazione, previo parere del Comitato Controllo e Rischi, fissare le linee guida del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e valutarne, almeno con cadenza annuale, l'adeguatezza. A tal fine, il Consiglio di Amministrazione si avvale del lavoro svolto dal Comitato Controllo e Rischi e dall'Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi. Il Comitato Controllo e Rischi supporta, con adeguata attività istruttoria, le valutazioni e le decisioni del Consiglio di Amministrazione relative al sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, nonché quelle relative all'approvazione delle relazioni finanziarie periodiche.

Al Responsabile della Funzione Internal Auditing è assegnato il compito di verificare che il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi sia funzionante e adeguato.

Inoltre, i responsabili di ciascuna business unit e direzione aziendale della Società hanno la responsabilità, nell'ambito delle linee guida del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi stabilite dal Consiglio di Amministrazione e delle direttive ricevute nel dare esecuzione a tali linee guida, di definire, gestire e monitorare l'efficace funzionamento del sistema di controllo interno e gestione dei rischi con riferimento alla propria sfera di responsabilità.

Tutti i dipendenti, ciascuno secondo i rispettivi ruoli, contribuiscono ad assicurare un efficace funzionamento del sistema di controllo interno e gestione dei rischi di Ascopiave.

In conformità a quanto previsto dagli artt. 2.2.3, comma 3, lettera (j) e 2.2.3 bis del Regolamento di Borsa, Ascopiave si è dotata in data 27 marzo 2008 del modello di organizzazione, gestione e controllo di cui all'art. 6 del Decreto Legislativo 8 giugno 2001, n. 231, individuando altresì un Organismo deputato a vigilare sull'adeguatezza e effettiva attuazione del Modello; per i relativi approfondimenti si rimanda al paragrafo 11.3 del presente documento.

Sistema di gestione dei rischi e di controllo interno esistenti in relazione al processo di informativa finanziaria

Il sistema di controllo interno e gestione dei rischi in relazione al processo di informativa finanziaria è volto a fornire la ragionevole certezza che l'informativa finanziaria diffusa fornisca agli utilizzatori una rappresentazione veritiera e corretta dei fatti di gestione, consentendo il rilascio delle attestazioni e dichiarazioni richieste dalla legge sulla corrispondenza alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili degli atti e delle comunicazioni della società diffusi al mercato e relativi all'informativa finanziaria anche infrannuale, nonché sull'adeguatezza ed effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili nel corso del periodo a cui si riferiscono i documenti (relazione finanziaria annuale, semestrale, resoconto intermedio di gestione) e sulla redazione degli stessi in conformità ai principi contabili internazionali applicabili.

Al riguardo va richiamato che, come precisato nelle precedenti Relazioni, Ascopiave, in quanto società italiana con azioni negoziate in un mercato regolamentato italiano, è tenuta alla nomina di un Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari (il Dirigente Preposto), al quale la legge attribuisce specifiche competenze, responsabilità e obblighi di attestazione e dichiarazione.

In conseguenza di ciò, dal 19 luglio 2007 il Consiglio di Amministrazione ha nominato un Dirigente Preposto, cui ha affidato il compito di predisporre adeguate procedure amministrative e contabili per la formazione dell'informativa finanziaria diffusa al mercato, nonché di vigilare sull'effettivo rispetto di tali procedure, attribuendogli adeguati poteri e mezzi per l'esercizio dei relativi compiti.

Il Consiglio ha affidato tale incarico, al dott. Cristiano Belliato, Chief Financial Officer dell'Emittente, cui ha attribuito adeguati poteri e mezzi per l'esercizio dei compiti in conformità alle disposizioni di cui all'articolo 154-bis del D.Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.

Il Dirigente Preposto ha avviato il "Progetto 262" con obiettivo di accertare l'adeguatezza del Sistema di Controllo Interno e di gestione dei rischi a fornire una ragionevole certezza circa la rappresentazione veritiera e corretta delle informazioni economico, patrimoniali e finanziarie.

Il Sistema di gestione dei rischi e di controllo interno poggia sui seguenti elementi caratterizzanti:

− un corpo di procedure aziendali rilevanti ai fini della predisposizione e diffusione dell'informativa finanziaria, costituito tra gli altri da istruzioni operative di bilancio e reporting;
− un processo di identificazione dei principali rischi legati all'informazione finanziaria e dei controlli chiave a presidio dei rischi individuati (risk assessment finanziario), che ha portato alla individuazione, per ogni area rilevante, dei processi/flussi finanziari ritenuti critici e le attività di controllo a presidio di tali processi/flussi finanziari, nonché alla elaborazione di apposite matrici di controllo, che descrivono, per ciascun processo individuato come critico e/o sensibile in ottica 262, le attività standard di controllo (i controlli chiave) e i relativi process owners. I processi aziendali e le relative matrici, sono oggetto di periodica valutazione e, se del caso, aggiornamento;
− process owners cui spetta l'aggiornamento delle matrici dei controlli; il Chief Financial Officer è responsabile della verifica e dell'aggiornamento periodico delle procedure amministrativo-contabili di Gruppo;
− un processo di valutazione periodica dell'adeguatezza e dell'effettiva applicazione dei controlli chiave individuati. La valutazione viene effettuata ogni sei mesi in occasione della predisposizione del bilancio e della relazione semestrale ed è svolta dalla funzione internal audit, in coordinamento con il Dirigente Preposto. I test sui controlli semestrali sono svolti sulla base delle priorità individuate in fase di risk assessment;
− un processo di attestazione verso l'esterno basato sulle relazioni e dichiarazioni rese dal Dirigente Preposto ai sensi dell'art. 154-bis del decreto legislativo 58/1998, nell'ambito del generale processo di predisposizione del bilancio annuale o della relazione finanziaria semestrale e del resoconto intermedio di gestione, anche in base ai controlli effettuati ed oggetto del modello di controllo contabile, il cui contenuto viene condiviso con il Presidente e Amministratore Delegato, che presenta la relazione o la dichiarazione al Consiglio di Amministrazione, unitamente al documento

contabile corredato, per la relativa approvazione da parte di quest'ultimo. In ottica di reporting interno, il Dirigente Preposto riferisce periodicamente al Comitato per il Controllo e Rischi, al Collegio Sindacale e all'Organismo di Vigilanza in merito alle modalità di svolgimento del processo di valutazione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi nonché ai risultati delle valutazioni effettuate a supporto delle attestazioni o delle dichiarazioni rilasciate.

Il Consiglio di Amministrazione ha valutato, previo parere del Comitato Controllo e Rischi, l'adeguatezza del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi rispetto alle caratteristiche dell'impresa e al profilo di rischio assunto, nonché la sua efficacia, nel rispetto di quanto previsto dal Criterio Applicativo 7.C.1 lett.b).

***

La valutazione è stata condotta, in occasione della presentazione dei risultati economico-finanziari di periodo, nonché, nell'ambito delle riunioni periodiche del Consiglio, attraverso il flusso informativo costantemente garantito dagli attori del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

11.1. AMMINISTRATORE INCARICATO DEL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DELLA GESTIONE DEI RISCHI

Il Consiglio di Amministrazione ha individuato nella persona del dott. Fulvio Zugno (Presidente del Consiglio di Amministrazione e Amministratore Delegato) l'amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, incaricato dell'istituzione e del mantenimento di un efficace sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, in linea con il Principio 7.P.3., lett. a), n. (i). Tale scelta si motiva sulla base della rilevanza che il dott. Zugno riveste nell'ambito della struttura

societaria di Ascopiave.

***

In linea con il Criterio Applicativo 7.C.4. del Codice, l'amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi:

cura l'identificazione dei principali rischi aziendali tenendo conto delle caratteristiche delle attività svolte dall'Emittente e dalle sue controllate, e li sottopone periodicamente all'esame del Consiglio di amministrazione;
da esecuzione, nell'ambito dei poteri allo stesso delegati, alle linee di indirizzo definite dal Consiglio di Amministrazione, curando la progettazione, realizzazione e gestione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, verificandone costantemente l'adeguatezza e l'efficacia;
si occupa dell'adattamento di tale sistema alla dinamica delle condizioni operative e del panorama legislativo e regolamentare;
può chiedere alla Funzione di Internal Auditing lo svolgimento di verifiche su specifiche aree operative e sul rispetto delle regole e procedure interne nell'esecuzione di operazioni aziendali;
attiva, ove si presentino le circostanze, un flusso informativo costante con il Comitato Controllo e Rischi e con il Consiglio di Amministrazione in merito a problematiche e criticità emerse, affinché il Comitato (o il Consiglio) possa assumere le opportune iniziative.

11.2. RESPONSABILE DELLA FUNZIONE DI INTERNAL AUDITING

La Responsabilità della Funzione di Internal Auditing è affidata dal mese di giugno 2015 al dott. Sandro Piazza, consulente dotato di adeguati requisiti di professionalità e indipendenza, che ha maturato ampia esperienza in materia di Internal Auditing e attività compliance. Precedentemente, fino a maggio 2015, la Funzione faceva capo al dott. Cristiano Ceresatto.

La nomina del dott. Sandro Piazza è avvenuta su proposta dell'Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, preso atto del parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi e sentito il Collegio sindacale, sulla base delle conoscenze tecniche e dell'adeguatezza delle esperienze professionali, ai fini dello svolgimento dell'incarico.

In linea con il Principio 7.C.3., lett. b), al Responsabile della Funzione Internal Auditing è assegnato il compito di verificare che il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi sia funzionante e adeguato.

Per l'esecuzione dei compiti attribuiti, la Funzione di Internal Auditing si compone, oltre al Responsabile, di due risorse che hanno maturato specifiche competenze in materia di attività di controllo interno e su tematiche economico-finanziarie. In particolare la Funzione Internal Auditing è stata integrata nel corso del 2016 con l'inserimento di una risorsa con ampia esperienza maturata in ambito amministrativo e contabile, dedicata prevalentemente alle attività di monitoraggio dei processi amministrativo-contabili della Società e del Gruppo.

La Funzione di Internal Auditing non è responsabile di alcuna area operativa e dipende organizzativamente dal Presidente del Consiglio di Amministrazione di Ascopiave.

Il Consiglio di Amministrazione è competente, su proposta dell'Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, previo parere favorevole del Comitato Controllo e Rischi e sentito il Collegio Sindacale, per nomina e revoca del responsabile della Funzione di Internal Auditing, assicurando che lo stesso sia dotato delle risorse adeguate all'espletamento dei propri compiti. Inoltre, il Consiglio di Amministrazione è competente per l'approvazione, con cadenza annuale, del piano di lavoro predisposto dal Responsabile della Funzione di Internal Auditing, previo parere del Comitato Controllo e Rischi, sentiti il Collegio Sindacale e l'Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

***

Il Responsabile della Funzione Internal Auditing, in conformità con quanto raccomandato dal Criterio Applicativo 7.C.5. del Codice:

verifica, sia in via continuativa sia in relazione a specifiche necessità e nel rispetto degli standard internazionali, l'operatività e l'idoneità del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi; l'attività è regolata da un piano di audit, approvato annualmente dal Consiglio di Amministrazione, basato su un processo strutturato di analisi e prioritizzazione dei principali rischi;
ha accesso diretto a tutte le informazioni utili per lo svolgimento dell'incarico;
predispone relazioni periodiche contenenti adeguate informazioni sulla propria attività, sulle modalità con cui viene condotta la gestione dei rischi, nonché sul rispetto dei piani definiti per il loro contenimento, oltre che una valutazione sull'idoneità del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi e le trasmette ai presidenti del Collegio Sindacale e del Comitato Controllo e rischi, al Presidente del Consiglio di Amministrazione e Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
predispone tempestivamente relazioni su eventi di particolare rilevanza e le trasmette ai Presidenti del Collegio Sindacale, del Comitato Controllo e Rischi e del Consiglio di Amministrazione nonché Amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi;
verifica, nell'ambito del piano di audit, l'affidabilità dei sistemi informativi inclusi i sistemi di rilevazione contabile.

Per lo svolgimento delle attività, qualora ritenuto opportuno e previa autorizzazione del Consiglio di Amministrazione o dei soggetti delegati, il Responsabile della Funzione Internal Auditing può avvalersi dell'ausilio di professionisti esterni esperti in materia o di strumenti che supportino l'attività.

***

Nel corso dell'Esercizio, il Responsabile della Funzione Internal Auditing ha verificato continuativamente l'efficacia del sistema di Controllo interno e di gestione dei rischi dell'Emittente sulla base degli strumenti di controllo implementati nei precedenti esercizi, e ulteriormente sviluppati nel 2016, in coerenza con le indicazioni delle migliori prassi disponibili.

In particolare, le verifiche hanno riguardato l'attuazione del quadro normativo e dispositivo di cui al D. Lgs. 231/2001 e alla L. 262/2005, le procedure di gestione degli approvvigionamenti, la gestione dei rischi di impresa e l'attuazione delle procedure di controllo amministrativo.

Il Responsabile della Funzione Internal Auditing ha altresì partecipato, con ruolo esclusivamente consultivo, al processo di monitoraggio continuo degli strumenti operativi di corporate governance del Gruppo Ascopiave, sia presso Ascopiave che presso le società controllate, anche ai fini dell'efficace attuazione dell'attività di direzione e coordinamento.

Il Responsabile della Funzione Internal Auditing, nel corso dell'esercizio, ha assicurato sistematici e periodici flussi informativi in merito alle risultanze dell'attività svolta indirizzati ai Presidenti del Comitato Controllo e Rischi e del Collegio Sindacale, nonché all'amministratore incaricato di sovraintendere il sistema di controllo interno e di gestione dei rischi, per consentire loro l'adempimento dei compiti assegnati in materia di presidio e valutazione del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

11.3. MODELLO ORGANIZZATIVO ex D. Lgs. n. 231/2001

L'Emittente ha adottato, in data 27 marzo 2008, il modello di organizzazione, gestione e controllo per la prevenzione dei reati agli scopi previsti dal D.Lgs. 231/2001 e successive integrazioni.

Contestualmente all'adozione del modello, la Società ha nominato l'Organismo di Vigilanza quale depositato a vigilare sul funzionamento e l'osservanza del modello stesso.

Tenendo in considerazione i requisiti richiesti dalla normativa di riferimento e le indicazioni derivanti dalle linee guida delle associazioni di categoria rilevanti nonché dalle best practices di settore, il Consiglio di amministrazione del 29 aprile 2014 ha nominato quali componenti dell'Organismo di Vigilanza l'avv. Elisa Pollesel (Presidente dell'Organismo), il dott. Cristiano Ceresatto – fino al 31 maggio 2015 responsabile internal auditing dell' Emittente e successivamente componente esterno, professionista in materia di controlli interni - e il dott. Ruggero Paolo Ortica - professionista in materie economicofinanziarie.

In data 6 novembre 2016 il dott. Cristiano Ceresatto ha comunicato la rinuncia al proprio incarico con decorrenza immediata. In data 10 novembre 2016, il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave ha quindi nominato la dott.ssa Irene Rossetto, della Funzione Internal Auditing, quale membro (interno) dell'Organismo di Vigilanza.

Nel corso del periodo oggetto della presente relazione, nell'assolvimento dei compiti attribuiti dalla legge e dal Consiglio di Amministrazione di Ascopiave all'OdV, si sono tenute n. 9 riunioni; nel corso del 2017 si sono tenute n. 1 riunioni, tutte documentate da appositi verbali conservati a cura del Presidente.

Il documento di sintesi del modello è costituito da una parte generale in cui viene illustrato il sistema normativo di riferimento, il processo di definizione del modello e gli elementi costitutivi del modello stesso; sono inoltre documentate diverse parti speciali in relazione alle fattispecie di reato che il modello intende prevenire, tra le quali:

reati contro la Pubblica Amministrazione
reati societari
market abuse
salute e sicurezza sul lavoro
reati ambientali
reati informatici
reati di ricettazione, riciclaggio e autoriciclaggio
reati di corruzione tra privati

L'Organismo di Vigilanza ha attivato, già nel corso dei precedenti esercizi, una raccolta strutturata di flussi informativi da parte dei soggetti aziendali c.d. Apicali, finalizzata ad ottenere informazioni su fatti significativi accaduti nel corso della gestione, che possano essere riconducibili alle aree a rischio individuate dal Modello 231.

Il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A., nella riunione del 22 dicembre 2016, su proposta dell'Organismo di Vigilanza, ha approvato l'aggiornamento della parte generale del Modello, nonché l'aggiornamento di alcune parti speciali del Modello, a seguito di modifiche normative introdotte dal legislatore nel d.lgs. 231/2001.

Ai fini della diffusione del Modello la parte generale dello stesso è presente sul sito internet dell'Emittente (http://www.gruppoascopiave.it/wp-content/uploads/2015/01/Ascopiave-Modello-231-Parte-Generale-CdA-2016-12-22.pdf).

Inoltre, anche il Codice Etico del Gruppo Ascopiave, approvato con delibera del Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. del 14 maggio 2013, è presente sul sito internet dell'Emittente (http://www.gruppoascopiave.it/wp-content/uploads/sites/12/2015/01/Codice-etico-GruppoAscopiave-201305141.pdf).

11.4. SOCIETA' DI REVISIONE

L'attività di revisione contabile è affidata alla società PriceWaterhouseCoopers S.p.A.

L'incarico è stato conferito dall'Assemblea dei Soci del 23 aprile 2015. L'incarico scadrà con l'approvazione del bilancio al 31 dicembre 2023.

11.5. DIRIGENTE PREPOSTO ALLA REDAZIONE DEI DOCUMENTI CONTABILI SOCIETARI

Dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili e societari dell'Emittente è il dott. Cristiano Belliato, Chief Financial Officer dell'Emittente dal 19 luglio 2012, in precedenza Direttore Amministrativo della Società.

Ai sensi dell'art. 25 dello Statuto dell'Emittente, il dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari deve possedere oltre ai requisiti di onorabilità prescritti dalla normativa vigente per coloro che svolgono funzioni di amministrazione e direzione, requisiti di professionalità quali (i) aver conseguito la laurea in discipline economiche, finanziarie o attinenti alla gestione e organizzazione aziendale; (ii) aver maturato un'esperienza complessiva di almeno un triennio nell'esercizio di attività di amministrazione o di controllo ovvero compiti direttivi con funzioni dirigenziali presso società di capitali, ovvero funzioni amministrative o dirigenziali oppure incarichi di revisore contabile o di consulente quale dottore commercialista presso enti operanti nei settori creditizio, finanziario o assicurativo o comunque in settori strettamente connessi o inerenti all'attività esercitata dalla Società, che comportino la gestione di risorse economico – finanziarie.

Inoltre, non possono essere nominati alla carica di Dirigente Preposto e, se già nominati, decadono dall'incarico medesimo, coloro che non sono in possesso dei requisiti di onorabilità di cui all'articolo 147- quinquies del D. Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.

Il Consiglio di Amministrazione, previo parere del Collegio Sindacale, obbligatorio ma non vincolante, provvede alla nomina del Dirigente Preposto, stabilendone il relativo compenso.

Il Consiglio di Amministrazione provvede a conferire al Dirigente Preposto adeguati poteri e mezzi per l'esercizio dei compiti allo stesso attribuiti in conformità alle disposizioni di cui all'articolo 154-bis del D.Lgs. 24 febbraio 1998, n. 58.

11.6. COORDINAMENTO TRA I SOGGETTI COINVOLTI NEL SISTEMA DI CONTROLLO INTERNO E DI GESTIONE DEI RISCHI

L'Emittente ha attuato meccanismi di interazione tra i soggetti coinvolti nel sistema di controllo interno e di gestione dei rischi finalizzati a garantire il coordinamento e l'efficace svolgimento delle relative attribuzioni. Tra questi, si segnala lo svolgimento di incontri periodici tra gli organi e le funzioni competenti in materia di controllo interno e gestione dei rischi, la partecipazione del Collegio Sindacale e del Responsabile Internal Auditing alle riunioni del Comitato Controllo e Rischi.

12.INTERESSI DEGLI AMMINISTRATORI E OPERAZIONI CON PARTI CORRELATE

Per i contenuti della Procedura si rimanda al documento disponibile sul sito internet dell'Emittente, all'indirizzo seguente: http://www.gruppoascopiave.it/wp-content/uploads/2015/01/Procedura-perle-operazioni-con-parti-correlate-GruppoAscopiave-20101124.pdf.

***

13. NOMINA DEI SINDACI

La nomina e la sostituzione dei sindaci è disciplinata dalla normativa di legge e regolamentare e dall'art. 22 dello Statuto dell'Emittente.

Il Collegio Sindacale è composto di tre sindaci effettivi e due supplenti, che durano in carica tre esercizi e sono rieleggibili. Almeno uno dei sindaci effettivi deve essere: (i) di genere femminile, qualora la maggioranza dei sindaci effettivi sia di genere maschile; (ii) di genere maschile, qualora la maggioranza dei sindaci effettivi sia di genere femminile.

Ai sensi dell'art. 22 dello Statuto dell'Emittente l'intero Collegio Sindacale viene nominato sulla base di liste presentate dai soci. Hanno diritto a presentare le liste i soci che da soli o insieme ad altri soci, al momento della presentazione delle stesse, detengano almeno una Quota di Partecipazione che rappresenti almeno il 2,5% del capitale sociale, ovvero, ove diversa, la quota massima di partecipazione al capitale sociale richiesta per la presentazione delle liste dalle applicabili disposizioni legislative e regolamentari. La Quota di Partecipazione sarà indicata nell'avviso di convocazione dell'Assemblea chiamata a deliberare sulla nomina del Collegio Sindacale.

Le liste devono indicare almeno un candidato alla carica di sindaco effettivo e un candidato alla carica di sindaco supplente. Ogni candidato può candidarsi in una sola lista, a pena di ineleggibilità. Nelle liste con complessivamente tre o più candidati, almeno un terzo (con arrotondamento per eccesso) dei candidati alla carica di sindaco effettivo e dei candidati alla carica di sindaco supplente deve essere di genere diverso dagli altri candidati.

Le liste, sottoscritte dai soci che le presentano, ovvero dal socio che ha avuto la delega a presentarle e corredate dalla documentazione prevista dallo statuto e dalle disposizioni legislative e regolamentari in vigore, dovranno essere depositate presso la sede sociale nei termini di cui alle applicabili disposizioni legislative e regolamentari. Nel caso in cui alla scadenza dei termini stabiliti dalle disposizioni legislative e regolamentari applicabili sia stata presentata una sola lista di candidati ovvero non ne sia stata presentata alcuna, l'assemblea delibera a maggioranza relativa degli aventi diritto al voto presenti. In caso di parità di voti tra più candidati si procede a ballottaggio tra i medesimi, mediante ulteriore votazione assembleare.

Qualora, invece, vengano presentate due o più liste, all'elezione del Collegio Sindacale si procederà come segue:

(i) dalla lista che avrà ottenuto la maggioranza dei voti saranno tratti, nell'ordine progressivo con il quale sono indicati nelle diverse sezioni della lista stessa, (a) due sindaci effettivi e (b) un sindaco supplente, fermo restando quanto di seguito previsto per assicurare l'equilibrio tra generi nel rispetto delle applicabili disposizioni di legge e di regolamento;
(ii) dalla lista risultata seconda per numero di voti e che non sia collegata, neppure indirettamente con i soci che hanno presentato o votato la lista risultata prima per numero di voti, saranno tratti, nell'ordine progressivo con il quale sono indicati nelle diverse sezioni della lista stessa, (a) un sindaco effettivo, il quale assumerà anche la carica di Presidente del Collegio Sindacale, e (b) un sindaco supplente e, ove disponibili, ulteriori sindaci supplenti, destinati a sostituire il componente di minoranza, sino ad un massimo di tre. In mancanza, verrà nominato sindaco supplente il primo candidato a tale carica tratto dalla prima lista successiva per numero di voti e che non sia collegata, neppure indirettamente con i soci, che hanno presentato o votato la lista risultata prima per numero di voti;
(iii) in caso di parità di voti fra due o più liste, risulteranno eletti sindaci i candidati della lista che sia stata presentata da soci in possesso della maggiore partecipazione ovvero, in subordine, dal maggior numero di soci, sempre nel rispetto della applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra generi.

Qualora nel corso dell'esercizio vengano a mancare, per qualsiasi motivo, uno o più sindaci effettivi tratti dalla lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti (i "Sindaci di Maggioranza") subentra – ove possibile – il sindaco supplente appartenente alla medesima lista del sindaco cessato, fermo restando il rispetto delle applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra generi. Ove non sia possibile procedere nei termini sopra indicati, deve essere convocata l'Assemblea, affinché la stessa, a norma dell'articolo 2401, comma 3°, del Codice Civile, provveda all'integrazione del Collegio con le modalità e maggioranze ordinarie, in deroga al sistema di voto di lista indicato precedentemente e sempre nel rispetto delle applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra generi. Qualora nel corso dell'esercizio venga a mancare, per qualsiasi motivo, il sindaco effettivo tratto dalla prima lista successiva alla lista che abbia ottenuto il maggior numero di voti (il "Sindaco di Minoranza"), subentra il sindaco supplente appartenente alla medesima lista del sindaco cessato, fermo restando il rispetto delle applicabili disposizioni in materia di equilibrio tra generi. Ove non sia possibile procedere nei termini sopra indicati, deve essere convocata l'Assemblea, affinché la stessa, a norma dell'articolo 2401, comma 3°, del Codice Civile, provveda all'integrazione del Collegio con le modalità e maggioranze ordinarie, in deroga al sistema di voto di lista, in modo da rispettare, ove possibile, il principio della rappresentanza della minoranza.

L'Assemblea tenuta a deliberare sull'integrazione del Collegio Sindacale procede in ogni caso alla nomina o alla sostituzione dei componenti di detto Collegio ferma restando la necessità di assicurare che la composizione del Collegio Sindacale sia conforme alle prescrizioni normative e regolamentari vigenti nonché allo Statuto dell'Emittente.

Fermo quanto previsto al paragrafo precedente, qualora l'Assemblea debba provvedere all'integrazione del Collegio Sindacale, essa delibera con le modalità e maggioranze ordinarie, in deroga al sistema di voto di lista, sistema che trova applicazione solo nel caso di rinnovo dell'intero Collegio Sindacale.

14.COMPOSIZIONE E FUNZIONAMENTO DEL COLLEGIO SINDACALE

Il Collegio Sindacale nominato dall'Assemblea ordinaria del 24 aprile 2014 e in carica fino all'approvazione del bilancio d'esercizio chiuso al 31 dicembre 2016, è così composto:

Nominativo	Carica
Marcellino Bortolomiol	Presidente del Collegio Sindacale
Elvira Alberti	Sindaco effettivo
Luca Biancolin	Sindaco effettivo
Dario Stella	Sindaco supplente
Achille Venturato	Sindaco supplente

I Sindaci Effettivi Elvira Alberti e Luca Biancolin e il Sindaco Supplente Achille Venturato sono stati tratti dalla lista presentata dall'azionista di maggioranza Asco Holding S.p.A.. Il Presidente del Collegio Sindacale Marcellino Bortolomiol e il Sindaco Supplente Dario Stella sono stati invece tratti dalla lista n. 2 presentata dall'azionista Asm Rovigo S.p.A.

In relazione alle due liste presentate non esistono rapporti di collegamento.

Per la composizione dettagliata del Collegio Sindacale con riferimento all'intero esercizio 2016, si rimanda alla Tabella 3, in calce alla Relazione.

Di seguito si riportano le n. 2 liste presentate:

SOGGETTO PRESENTATORE	ELENCO DEI CANDIDATI	ELENCO DEGLI ELETTI	% VOTI OTTENUTI IN RAPPORTO AL CAPITALE VOTANTE
Lista n. 1 Asco Holding S.p.A.	Sindaci effettivi 1. Elvira Alberti 2. Luca Biancolin Sindaco supplente 1. Achille Venturato	Sindaci effettivi 1. Elvira Alberti 2. Luca Biancolin Sindaco supplente 1. Achille Venturato	88,251%

Lista n. 2 ASM Rovigo S.p.A.	Sindaco effettivo 1. Marcellino Bortolomiol Sindaco supplente 1. Dario Stella	Sindaco effettivo 1. Marcellino Bortolomiol Sindaco supplente 1. Dario Stella	11,748%
---------------------------------	----------------------------------------------------------------------------------------	----------------------------------------------------------------------------------------	---------

Si rimanda inoltre alla Tabella 4 per l'elenco delle altre società quotate in mercati regolamentati, anche esteri, in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni, diverse dall'Emittente in cui i sindaci in carica ricoprono incarichi di amministrazione o controllo.

Vengono illustrate di seguito le caratteristiche personali e professionali di ciascun Sindaco:

Presidente, Marcellino Bortolomiol: è iscritto all'Ordine dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili e al Registro dei Revisori Legali di Treviso. Esercita la professione nel proprio studio di Treviso. Ha svolto il ruolo di curatore fallimentare, di commissario liquidatore, di perito e consulente in diverse società ed imprese. Ha ricoperto incarichi di Presidente e di componente del Collegio Sindacale nonché di Consigliere di Amministrazione in diverse società e gruppi societari.
Sindaco Effettivo, Elvira Alberti: iscritta all'Ordine dei Dottori Commercialisti ed Esperti Contabili di Treviso e al Registro dei Revisori Legali, esercita la professione nel proprio studio di Treviso. Componente del Collegio Sindacale di Ascopiave dal 2011, ricopre la carica di revisore di enti pubblici e di sindaco in varie società di diritto pubblico e privato.
Sindaco Effettivo, Luca Biancolin: iscritto all'Ordine dei Dottori Commercialisti e degli Esperti Contabili di Treviso e al Registro dei Revisori Legali, esercita la professione nel proprio studio in Conegliano (TV). Ricopre incarichi di amministratore e sindaco presso varie società di diritto pubblico e privato.
Sindaco Supplente, Dario Stella: iscritto all'Ordine dei Dottori Commercialisti ed Esperti Contabili di Treviso e al Registro dei Revisori Legali. Esercita la professione nel proprio studio di Pieve di Soligo (TV). Attualmente ricopre incarichi di sindaco presso varie società di diritto pubblico.
Sindaco Supplente, Achille Venturato: iscritto all'Ordine dei Dottori Commercialisti ed Esperti Contabili di Treviso e al Registro dei Revisori Legali, esercita la professione in Treviso. Ricopre la carica di sindaco e amministratore presso varie società di diritto privato.

I curricula professionali dei sindaci ai sensi degli artt. 144-octies e 144-decies del Regolamento Emittenti Consob sono disponibili sul sito Internet dell'Emittente nella sezione "investor relations".

Nel corso dell'Esercizio, si sono tenute 8 (otto) riunioni del Collegio Sindacale nelle seguenti date: 15 febbraio 2016, 30 marzo 2016, 29 aprile 2016, 12 maggio 2016, 16 giugno 2016, 3 agosto 2016, 24 ottobre 2016 e 29 novembre 2016. La durata media delle riunioni è stata mediamente pari a 2 ore. Per il dettaglio della partecipazione dei sindaci alle riunioni del Collegio Sindacale si rimanda ai contenuti della Tabella 3 allegata.

Nel corso dell'esercizio 2017, il Collegio Sindacale si riunirà almeno ogni novanta giorni, come previsto dall'art. 2404 del codice civile. Successivamente alla fine dell'esercizio, fino alla data della presente relazione, il Collegio Sindacale si è riunito in data 21 febbraio 2017, 7 marzo 2017 e 14 marzo 2017. Le riunioni programmate per l'anno 2017 sono circa 10 (dieci).

Non ci sono stati cambiamenti nella composizione del Collegio a far data dalla chiusura dell'Esercizio.

***

Gli organi delegati hanno riferito adeguatamente e tempestivamente al Collegio Sindacale sull'attività svolta, sul generale andamento della gestione e sulla sua prevedibile evoluzione, nonché sulle operazioni di maggior rilievo per le loro dimensioni e caratteristiche effettuate dall'Emittente e dalle sue controllate, come prescritto ai sensi di legge e di Statuto e quindi con periodicità almeno trimestrale.

Il Collegio Sindacale, nella seduta del 16 giugno 2016, ha verificato la sussistenza dei requisiti di indipendenza in capo ai propri membri, in conformità alle previsioni di cui al Criterio applicativo 8.C.1. del Codice di Autodisciplina. Dalla verifica non sono emersi elementi che determinino il venir meno di tali requisiti.

***

Nel corso dell'Esercizio, in linea con il Criterio Applicativo 2.C.2 del Codice di Autodisciplina, i membri del Collegio Sindacale sono stati adeguatamente informati sulle principali novità legislative e regolamentari che riguardano il settore in cui l'Emittente opera, attraverso la diffusione di informazioni nel corso delle riunioni e nell'ambito dell'informativa pre-consiliare.

***

L'Emittente prevede che il sindaco che, per conto proprio o di terzi, abbia un interesse in una determinata operazione dell'Emittente informi tempestivamente e in modo esauriente gli altri sindaci e il Presidente del Consiglio circa natura, termini, origine e portata del proprio interesse.

Il Collegio Sindacale, nello svolgimento della propria attività, si è regolarmente coordinato con il Responsabile della Funzione Internal Auditing e con il Comitato Controllo e Rischi, in linea con i Criteri Applicativi 8.C.4 e 8.C.5. del Codice.

15.RAPPORTI CON GLI AZIONISTI

L'Emittente ha ritenuto conforme ad un proprio specifico interesse – oltre che ad un dovere nei confronti del mercato – instaurare fin dal momento della quotazione un dialogo continuativo, fondato sulla comprensione reciproca dei ruoli, con la generalità degli azionisti; dialogo destinato comunque a svolgersi nel rispetto della procedura per la comunicazione all'esterno di documenti ed informazioni aziendali. L'art. 2.2.3 comma 3 lett. j) del Regolamento di Borsa prevede, inoltre, con specifico riferimento alle società che intendono ottenere l'ammissione a quotazione delle proprie azioni con la qualifica di "STAR", l'obbligo per le stesse di individuare all'interno della propria struttura organizzativa un soggetto professionalmente qualificato (investor relator) che abbia come incarico specifico la gestione dei rapporti con gli investitori.

Avuto riguardo a quanto sopra e in conformità alle raccomandazioni contenute nel Principio 9 del Codice di Autodisciplina, il Consiglio di Amministrazione della Società, nella riunione del 24 luglio 2006, ha individuato il dott. Giacomo Bignucolo, quale Investor Relator, responsabile delle relazioni con gli investitori.

Infine, Ascopiave ha istituito un'apposita sezione "investor relations" nell'ambito del proprio sito internet (www.gruppoascopiave.it), nella quale sono messe a disposizione le informazioni concernenti la Società che rivestono rilievo per i propri azionisti.

16.ASSEMBLEE

Ai sensi dell'art. 11.1 dello Statuto dell'Emittente possono intervenire all'Assemblea i soggetti che abbiano ottenuto dall'intermediario abilitato l'attestazione della loro legittimazione ad intervenire ai sensi della normativa di volta in volta vigente.

Ogni soggetto legittimato ad intervenire all'Assemblea può farsi rappresentare mediante delega scritta da un'altra persona anche non socio, con l'osservanza delle disposizioni di legge. La delega può essere altresì conferita in via elettronica, con le modalità stabilite dalla normativa di volta in volta vigente. La notifica elettronica della delega può essere effettuata, in conformità a quanto indicato nell'avviso di convocazione, mediante l'utilizzo di apposita sezione del sito internet della Società ovvero mediante invio del documento all'indirizzo di posta elettronica certificata della Società (art. 11, comma 2 dello Statuto).

Si evidenzia che la normativa applicabile alle società quotate in tema di svolgimento delle attività assembleari è stata oggetto di significativi cambiamenti a seguito dell'entrata in vigore del Decreto Legislativo n. 27 del 27 gennaio 2010, di recepimento della Direttiva 2007/36/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio dell'11 luglio 2007 avente ad oggetto l'esercizio di alcuni diritti degli azionisti di società quotate (la cosidetta "Shareholders' Rights Directive" o "SHRD").

Ciò premesso, si precisa che l'Assemblea Straordinaria dei soci del 28 aprile 2011 ha deliberato in merito all'integrazione dell'art. 11 dello Statuto Sociale inserendo il paragrafo 11.3 che prevede la facoltà per la Società di designare per ciascuna assemblea un soggetto al quale gli aventi diritto al voto possono conferire una delega con istruzioni di voto su tutte o alcune delle proposte all'ordine del giorno.

Per agevolare la partecipazione degli Azionisti alle adunanze Assembleari, lo Statuto prevede altresì che l'Assemblea possa svolgersi con intervenuti dislocati in più luoghi, contigui o distanti, audio/video collegati a condizione che siano rispettati il metodo collegiale ed il principio di buona fede e di parità di trattamento dei soci (art. 12, comma 1 dello Statuto).

***

Con riferimento al Criterio 9.C.3. del Codice di Autodisciplina, l'Assemblea della Società del 5 luglio 2006 ha deliberato, in sede ordinaria, di adottare un regolamento assembleare (successivamente modificato dall'Assemblea del 28 aprile 2008 e dall'Assemblea del 28 aprile 2011), che è entrato in vigore dalla data di inizio delle negoziazioni (http://www.gruppoascopiave.it/investorrelations/assemblee). Detto regolamento, in particolare, è volto a disciplinare lo svolgimento dell'Assemblea degli azionisti, garantendo il corretto e ordinato funzionamento della stessa ed, in particolare, il diritto di ciascun socio di intervenire sugli argomenti in discussione e costituisce un valido strumento per garantire la tutela dei diritti di tutti i soci e la corretta formazione della volontà assembleare.

Il regolamento prevede, tra l'altro, che il Presidente regoli la discussione dando la parola ai Legittimati all'Intervento (ovvero coloro che hanno diritto di partecipare all'assemblea in base alla legge e allo statuto) che ne abbiano fatta richiesta.

I Legittimati all'Intervento che intendono parlare devono farne richiesta al Presidente, dopo che sia stata data lettura dell'argomento posto all'ordine del giorno al quale si riferisce la domanda di intervento e che sia stata aperta la discussione e prima che il Presidente abbia dichiarato la chiusura della discussione sull'argomento in trattazione.

La richiesta deve essere formulata per alzata di mano, qualora il Presidente non abbia disposto che si proceda mediante richieste scritte. Nel caso si proceda per alzata di mano, il Presidente concede la parola a chi abbia alzato la mano per primo; ove non gli sia possibile stabilirlo con esattezza, il Presidente concede la parola secondo l'ordine dallo stesso stabilito insindacabilmente. Qualora si proceda mediante richieste scritte, il Presidente concede la parola secondo l'ordine di iscrizione dei richiedenti.

Il Presidente e/o, su suo invito, gli amministratori ed i sindaci, per quanto di loro competenza o ritenuto utile dal Presidente in relazione alla materia da trattare, rispondono ai Legittimati all'Intervento dopo l'intervento di ciascuno di essi, ovvero dopo esauriti tutti gli interventi su ogni materia all'ordine del giorno, secondo quanto disposto dal Presidente.

I Legittimati all'Intervento, gli amministratori ed i sindaci hanno il diritto di ottenere la parola su ciascuno degli argomenti posti in discussione e di formulare proposte attinenti gli stessi.

I legittimati all'Intervento possono porre domande sulle materie all'ordine del giorno anche prima dell'Assemblea, con le modalità stabilite nell'avviso di convocazione.

Alle domande pervenute prima dell'Assemblea da parte del Legittimati all'Intervento è data risposta durante la stessa Assemblea, salvo che le informazioni richieste siano state rese disponibili conformemente alla normativa applicabile e ferma restando la facoltà del Presidente di rispondere in via unitaria alle domande aventi lo stesso contenuto.

***

Alla luce delle modifiche normative intervenute in materia di operazioni con parti correlate ai sensi del Regolamento adottato con delibera Consob n. 17221 del 12 marzo 2010 (come successivamente modificato) nonché alle novità introdotte dal D. Lgs. n. 27/2010 in attuazione della Direttiva 2007/36/CE (cosidetta Direttiva Azionisti), l'Assemblea dei Soci del 28 aprile 2011 ha deliberato l'integrazione dello Statuto Sociale mediante l'inserimento di un nuovo articolo rubricato "Operazioni con parti correlate". Tale disposizione prevede la possibilità che il Consiglio di Amministrazione possa approvare le operazioni di maggiore rilevanza, nonostante l'avviso contrario degli amministratori indipendenti a condizioni che l'Assemblea ordinaria autorizzi il compimento dell'operazione e l'Assemblea medesima deliberi, oltre che con le maggioranze di legge, con il voto favorevole della maggioranza dei soci non correlati votanti e a condizione che i soci non correlati presenti in Assemblea rappresentino almeno il 10 % del capitale sociale con diritto di voto.

***

Relazione sul Governo Societario e gli Assetti Proprietari 2016 43

Il Consiglio ha riferito in Assemblea sull'attività svolta e programmata e si è adoperato per assicurare agli Azionisti un'adeguata informativa circa gli elementi necessari perché essi potessero assumere, con cognizione di causa, le decisioni di competenza Assembleare. All'Assemblea del 28 aprile 2016 sono intervenuti 5 (cinque) amministratori.

Le modalità di esercizio delle funzioni del Comitato per la Remunerazione sono state illustrate agli azionisti, nell'ambito dell'assemblea del 28 aprile 2016, mediante la pubblicazione della Relazione sulla Remunerazione e attraverso la discussione in merito ai contenuti della stessa.

Si segnala nel corso del 2016 non sono pervenute comunicazioni ai sensi dell'art. 120 TUF.

L'Emittente ha ritenuto che non si siano verificate variazioni significative nella capitalizzazione di mercato dell'Emittente o nella composizione della sua compagine sociale tali da rendere necessario proporre all'Assemblea degli Azionisti modifiche statutarie in relazione alle percentuali stabilite per l'esercizio delle prerogative poste a tutela delle minoranze. In proposito, si precisa che in applicazione dell'art. 144-quater del Regolamento Emittenti Consob n. 11971/1999 per la presentazione delle liste per la nomina dei componenti del Consiglio di Amministrazione e del Collegio Sindacale gli art. 15.2 e 22.2 dello Statuto dell'Emittente richiedono la soglia percentuale del 2,5% del capitale con diritto di voto o la diversa percentuale eventualmente stabilita o richiamata da disposizioni di legge o regolamentari.

17. ULTERIORI PRATICHE DI GOVERNO SOCIETARIO

Il Consiglio di Amministrazione di Ascopiave S.p.A. ha adottato nel 2012, e successivamente aggiornato in data 16 giugno 2016, il documento "Linee Guida in materia di esercizio del potere di direzione e coordinamento", con il quale sono disciplinati i meccanismi attuativi della direzione e coordinamento, i flussi informativi e di controllo tra l'Emittente e le società controllate, nel rispetto delle prerogative previste dalla normativa unbundling per il Gestore Indipendente e per l'impresa verticalmente integrata (cd. unbundling). Il documento, approvato dalle assemblee delle singole società controllate e successivamente adottato dai singoli organi di amministrazione delle stesse, costituisce parte integrante del sistema di governance del Gruppo.

18.CAMBIAMENTI DALLA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO DI RIFERIMENTO

Dalla chiusura dell'esercizio di riferimento non sono intervenuti cambiamenti nel sistema di governo societario adottato dall'Emittente.

TABELLE

TABELLA 1: INFORMAZIONI sugli ASSETTI PROPRIETARI

N° Azioni
	% rispetto al C.S.	Quotato/Non Quotato	Diritti e Obblighi
Azioni Ordinarie 234.411.575	100%	STAR	Ogni azione dà diritto ad un
			voto. I diritti e gli obblighi degli azionisti sono quelli previsti dagli artt. 2346 e ss. cod.civ. e dallo statuto sociale

PARTECIPAZIONI RILEVANTI NEL CAPITALE AL 31 DICEMBRE 2016 (ai sensi dell'art. 120 TUF)

Dichiarante	Azionista diretto	Quota % su capitale ordinario	Quota % su capitale votante
Asco Holding S.p.A.	Asco Holding S.p.A.	61,562%	61,562%
Ascopiave S.p.A.	Ascopiave S.p.A.	5,162%(i)	5,162%(i)

Dato relativo alle azioni effettivamente detenute da Ascopiave S.p.A. in data 31 dicembre 2016, comprensive di n. 1.975 bonus share, in carico al valore di Euro 1,0

TABELLA 2: STRUTTURA DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE E DEI COMITATI

Co ig lio di Am mi nis zio tra ns ne									Co mi o C tat Ris	llo tro on e ch i	Co mi o R tat	zio em un era ne
Ca ric a	Co ti mp on en	An no di ita na sc	Da di ta rim p a mi * no na	In ric a d ca a	In ric a fin ca o a	Lis ta **	Es ec	No n- es ec	Ind ip. da Co dic e	Ind ip. TU F	ri inc N. alt ari i *** ch	( *)	( **)	( *)	( **)	( *)
Pr i de nt es e A. D. •	Zu Fu lv io g no	1 9 5 2	/ / 28 04 20 11	/ / 24 04 20 14	B i io 2 lan c 0 1 6	M	X	-	-	-	0	/ 13 13
Am m .re	D im itr i Co in	1 9 7 0	/ / 28 04 20 11	/ / 24 04 20 14	B i io 2 lan c 0 1 6	M	-	X	X	X	0	/ 13 13	P	5/ 5	P	1/ 1
Am m .re	Q l lo En ico ua re r	1 9 7 4	/ / 14 02 20 12	/ / 24 04 20 14	B i io 2 lan c 0 1 6	M	-	X	-	-	0	13 / 13	M	4/ 5	M	1/ 1
Am m .re	P iet bo Gr eta ro n	1 9 8 3	/ / 24 04 20 14	/ / 24 04 20 14	B i io 2 lan c 0 1 6	M	-	X	X	X	0	/ 12 13
Am m .re	Pa C lau d io ron	1 9 5 1	/ / 19 06 20 14	/ / 19 06 20 14	B i io 2 lan c 0 1 6	m	-	X	X	X	0	13 / 13	M	4/ 5	M	1/ 1
N. riu nio ni olt e d l'e rci zio di rif eri : 1 3 nte nto sv ura se me					Co mit Co ollo Ris ch i: 5 Co mit Re ion ato ntr ato e mu ne raz				1 e:
Ind ica il q re	ric hie la ion e d ell e l ist e d e d ell ino l'e lez ion e d i u i ù m bri ( t. 1 47 r T UF ): 2, 5% sto taz art -te uo rum p er p res en a p e m ran ze p er no o p em ex ar

NOTE

I simboli di seguito indicati devono essere inseriti nella colonna "Carica":

• Questo simbolo indica l'amministratore incaricato del sistema di controllo interno e di gestione dei rischi.

◊ Questo simbolo indica il principale responsabile della gestione dell'emittente (Chief Executive Officer o CEO).

○ Questo simbolo indica il Lead Independent Director (LID).

* Per data di prima nomina di ciascun amministratore si intende la data in cui l'amministratore è stato nominato per la prima volta (in assoluto) nel CdA dell'emittente.

** In questa colonna è indicata la lista da cui è stato tratto ciascun amministratore ("M": lista di maggioranza; "m": lista di minoranza; "CdA": lista presentata dal CdA).

*** In questa colonna è indicato il numero di incarichi di amministratore o sindaco ricoperti dal soggetto interessato in altre società quotate in mercati regolamentati, anche esteri, in società finanziarie, bancarie, assicurative o di rilevanti dimensioni. Nella Relazione sulla corporate governance gli incarichi sono indicati per esteso.

(*). In questa colonna è indicata la partecipazione degli amministratori alle riunioni rispettivamente del CdA e dei comitati (numero di riunioni cui ha partecipato rispetto al numero complessivo delle riunioni cui avrebbe potuto partecipare.).

(**).In questa colonna è indicata la qualifica del consigliere all'interno del Comitato: "P": presidente; "M": membro.

TABELLA 3: STRUTTURA DEL COLLEGIO SINDACALE

Co l leg io in da le s ca
Ca ica r	Co i t mp on en	An d i n ita no as c	Da d i p im ta r a in * no m a	In ica da l ca r	In ica f in ca r o a	L ist a ( /m M ) **	In d ip de en nz a da Co d ice	Pa ip ion rte az c e iun ion i * a r	N ltr i ero um a in i ic h ca r
Pr i de nt es e	l l M ino arc e lom l Bo io rto	1 9 4 5	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	lan B i io 2 0 1 6 c	m	X	/ 8 8	4
S in da co f fe ivo tt e	E lv ira A l be i rt	1 9 5 4	/ / 2 8 0 4 2 0 1 1	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	B i lan io 2 0 1 6 c	M	X	/ 8 8	0
S in da co f fe ivo tt e	Lu B ian l in ca co	1 9 5 2	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	B i lan io 2 0 1 6 c	M	X	/ 8 8	0
S in da co len te su p p	Da io Ste l la r	1 9 6 8	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	B i lan io 2 0 1 6 c	m	X	-	-
S in da co len te p p su	Ac h i l le Ve ntu rat o	1 9 6 6	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	/ / 2 4 0 4 2 0 1 4	B i lan io 2 0 1 6 c	M	X	-	-
du d fe N iu io i s lte l 'E iz io i r i im 8 nt to um er o r n n ra rc r en vo e se :

Indicare il quorum richiesto per la presentazione delle liste da parte delle minoranze per l'elezione di uno o più membri (ex art. 148 TUF): 2,5%

NOTE

* Per data di prima nomina di ciascun sindaco si intende la data in cui il sindaco è stato nominato per la prima volta (in assoluto) nel Collegio Sindacale dell'Emittente.

** In questa colonna è indicata la lista da cui è stato tratto ciascun sindaco ("M": lista di maggioranza; "m": lista di minoranza).

*** In questa colonna è indicata la partecipazione dei sindaci alle riunioni del C.S. (n. di presenze/n. di riunioni svolte durante l'effettivo periodo di carica del soggetto interessato).

**** In questa colonna è indicato il numero di incarichi di amministratore o sindaco ricoperti dal soggetto interessato rilevanti ai sensi dell'art. 148 bis TUF e delle relative disposizioni di attuazione contenute nel Regolamento Emittenti Consob. L'elenco completo degli incarichi è pubblicato dalla Consob sul proprio sito internet ai sensi dell'art. 144-quinquiesdecies del Regolamento Emittenti Consob.

TABELLA 4: INCARICHI RICOPERTI DAI SINDACI IN ALTRE SOCIETA'

Marcellino Bortolomiol Presidente Collegio Sindacale	Carica	Società
	Presidente Collegio Sindacale Presidente Collegio Sindacale Presidente Collegio Sindacale Presidente Collegio Sindacale	Beni Stabili SIIQ S.p.A. Beni Stabili Development S.p.A. Sipa S.p.A. Zoppas Industries S.p.A.

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Ascopiave — Annual Report 2016

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Relazione Finanziaria Annuale

Controllo interno:

Collegio Sindacale:

Società di Revisione:

INFORMAZIONI GENERALI

Organi sociali ed informazioni societarie

Consiglio di Amministrazione e Collegio Sindacale

Principali dati economici e finanziari del Gruppo Ascopiave

Dati economici

Dati patrimoniali

Dati dei flussi monetari

RELAZIONE SULLA GESTIONE

PREMESSA

Attività

Obiettivi strategici

Andamento della gestione

Risultati economici e situazione finanziaria

La struttura del Gruppo Ascopiave

Il quadro economico di riferimento

Evoluzione dei prezzi internazionali dell'energia

Grafico andamento cambio Euro/US \$, anno 2015 e 2016

Il mercato del gas: scenario italiano

La domanda di gas in Italia e le sue fonti di copertura

La produzione nazionale di gas naturale

Il sistema gas in Italia: infrastrutture di importazione e rigassificazione

La vendita del gas

La distribuzione del gas

Il quadro normativo

Legislazione nazionale

Normativa di settore

Disposizioni dell'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI)

Aggiornamenti delle condizioni economiche di fornitura

II° trimestre 2016

Gas naturale

Energia elettrica

III° trimestre 2016

Gas naturale

Energia elettrica

IV° trimestre 2016

Gas naturale

Energia elettrica

I° trimestre 2017

Gas naturale

Energia elettrica

Altri provvedimenti

Settore Gas naturale ed Energia Elettrica

In tema di obblighi di rilevazione dei dati di misura funzionali alla cessazione della fornitura sono:

- Periodicità fatturazione e contabilizzazione dei consumi

- La rateizzazione

- L'entrata in vigore

- L'ambito di applicazione

Settore Gas naturale

Settore Energia Elettrica

Obblighi di efficienza e di risparmio energetico

- 4,28 milioni di certificati bianchi da conseguire nel 2016

Andamento del titolo Ascopiave S.p.A. in Borsa

Controllo della società

Corporate Governance e Codice Etico

Controllo interno

Dirigente Preposto

Modello di organizzazione, gestione e controllo ai sensi del d.lgs. 231/2001

Rapporti con parti correlate e collegate

Fatti di rilievo intervenuti nel corso del 2016

Costituzione AP Reti Gas S.p.A.

Aggregazione Veritas Energia S.p.A.

Assemblea degli azionisti del 28 aprile 2016

Cessione degli impianti di cogenerazione alla controllata Veritas Energia S.p.A..

DCO 205/2016/R/gas e DCO 456/2016/R/gas

AP Reti Gas, Società del Gruppo Ascopiave per la gestione del servizio della distribuzione e misura di gas naturale, operativa dal 1° luglio 2016

Provvedimenti tariffari attesi in merito al riconoscimento dei costi relativi agli investimenti nelle reti di distribuzione del gas naturale

Dal 1° luglio ASM DG S.r.l. diventa AP Reti Gas Rovigo S.r.l.

Il Gruppo Aeb-Gelsia e Ascopiave sottoscrivono una lettera di intenti per lo sviluppo di una futura operazione di aggregazione industriale

Ascopiave si aggiudica la gara per l'acquisizione dell'intero pacchetto azionario di Pasubio Group S.p.A., società attiva nella distribuzione di gas naturale in 22 comuni del Veneto con oltre 88.000 utenti serviti

Il Gruppo Aeb-Gelsia e Ascopiave prorogano i termini del periodo di esclusiva nelle trattative

Esito in primo grado del contezioso sul DM 22.05.2014 (Linee Guida per la valutazione del valore di rimborso degli impianti di distribuzione del gas)

Altri fatti di rilievo

Evoluzione del meccanismo per la promozione della rinegoziazione dei contratti di approvvigionamento di lungo termine (cosiddetto APR)

Ascopiave Annual Report 2016