PROGETTO DI FUSIONE PER INCORPORAZIONE di ERG Supply & Trading S.p.A. in ERG S.p.A.

(ai sensi degli artt. 2501-ter e 2505 del Codice Civile)

Approvato

dal Consiglio di Amministrazione di ERG Supply & Trading S.p.A. in data 10 marzo 2015

e dal Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. in data 11 marzo 2015

SITUAZIONI PATRIMONIALI di ERG Supply & Trading S.p.A. e di ERG S.p.A.

ERG SUPPLY & TRADING S.P.A. RELAZIONI E BILANCIO AL 31 DICEMBRE 2014

Consiglio di Amministrazione

Paolo Luigi Merli Presidente

Gian Raffaele Rivanera Consigliere

Sergio Bovo Amministratore delegato

Collegio Sindacale

Elisabetta Barisone Presidente

Claudio Facci Sindaco Effettivo

Emilio Gatto Sindaco Effettivo

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Società di revisione

Deloitte & Touche S.p.A.

Natura della società

La società è stata costituita in data 3 dicembre 2013 con sede in Genova, capitale sociale iniziale pari a 120.000 Euro. In data 1° gennaio 2014 ha avuto efficacia il conferimento del ramo d'azienda da ERG S.p.A. (per maggiori dettagli si rimanda al seguente paragrafo ed alla Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.), a seguito del quale il capitale sociale è passato a 1.200.000 Euro interamente versato, ed è detenuto interamente dal socio unico ERG S.p.A..

La Società ha per oggetto l'esercizio di acquisto e vendita di greggio e prodotti petroliferi (ivi inclusi carburanti, lubrificanti, combustibili solidi, liquidi e gassosi ed affini), di gas naturale, di energia elettrica e di ogni altro tipo di prodotto o titolo nel campo energetico secondo le norme del mercato vigenti (inclusi, a mero titolo esemplificativo, certificati verdi o analoghi prodotti), comprese prestazioni e servizi connessi alle menzionate attività di acquisto e vendita, nonché la conclusione di contratti derivati sui beni, titoli e prodotti sopra menzionati.

Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.

Nel mese di novembre 2013 il Gruppo ERG ha definito il proprio riassetto organizzativo-societario con l'obiettivo di garantire una struttura organizzativa e societaria più snella, capace di rispondere rapidamente ai repentini cambiamenti di mercato, di focalizzarsi su obiettivi di creazione di valore e di sviluppare e condividere best practices. Tale risultato si è perseguito mediante la "societarizzazione" dei business svolti da ERG S.p.A.. A partire dall'esercizio 2014, la gestione della attività attinenti al settore del trading di commodities petrolifere è stata assegnata a ERG Supply & Trading S.p.A..

Successivamente, in data 20 dicembre 2013, l'Assemblea della Società neo-costituita ha deliberato di aumentare il capitale sociale da Euro 120.000 a Euro 1.200.000 e quindi per Euro 1.080.000, mediante emissione di numero 9.000 azioni da nominali Euro 120 cadauna con sovrapprezzo di complessivi Euro 8.920.000.

Tale aumento di capitale è stato interamente sottoscritto dall'unico socio ERG S.p.A. e liberato mediante il conferimento di un ramo d'azienda. Detto conferimento ha avuto efficacia a decorrere dal 1° gennaio 2014. Il ramo d'azienda oggetto di conferimento è costituito principalmente dalle attività della Business Unit Oil di ERG S.p.A., dal personale e da tutti gli asset funzionali all'esercizio delle predette attività.

Il ramo aziendale oggetto di conferimento, includeva:

l'attività di supply & trading di prodotti petroliferi: le operazioni concernono l'acquisto di greggi e benzine per vendita spot, nonché diesel provenienti oltre che dal Mediterraneo anche dai poli di raffinazione ad est (India, Medio Oriente, Far East) ed a ovest (U.S. Gulf) per sfruttare gli arbitraggi verso l'Europa; l'attività di fornitura di gasolio per autotrazione alla società TotalErg S.p.A. con consegna presso il polo logistico di proprietà di Raffineria di Roma S.p.A, nonché ad altri consumatori e compratori;
l'attività di subnoleggio della nave Costanza M., detenuta attraverso un Continuative Voyage Charter sino alla scadenza naturale del contratto avvenuta nel mese di luglio 2014.

Si precisa che sono stati oggetto di conferimento anche:

le altre passività correnti connesse alla gestione degli strumenti derivati e le assicurazioni;
tutti i contratti stipulati dalla Conferente per l'esercizio del Ramo d'Azienda ancora in corso d'esecuzione alla data di riferimento.

Il valore contabile del ramo d'azienda risulta pari ad 10.000.000 di Euro.

A supporto di tale conferimento è stata redatta la Relazione di stima1 ai sensi dell'articolo 2343-ter, secondo comma, lettera b) del Codice Civile dal Dott. Riccardo Bolla, effettuata sulla base dei valori contabili al 30 settembre 2013 ed in base alla quale emerge un valore del ramo di azienda conferendo pari ad 10.000.000 di Euro, non inferiore all'importo del deliberando aumento di capitale da liberarsi mediante conferimento in natura.

¹ ritualmente asseverata con giuramento del il notaio Dott. Agostino Firpo in data 19 dicembre 2013 a Savona

Per maggiori dettagli relativi alla suddetta operazione si rimanda alla Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A. ad essa dedicata.

Dati operativi ed indicatori di mercato

Indicatori			YTD
	Unità	2014	2013
Scenario
Cambio	€/\$	1,33	1,33
Brent dtd	\$/bbl	99,0	108,7
Arbitraggio India/Med netto noli	\$/Ton	(13,5)	(12,0)
Arbitraggi USA/Med netto noli	\$/Ton	(33,9)	(21,4)
Dati Operativi
Volumi grezzi	kton	2.284	2.765
Volumi leggeri	kton	781	207
Volumi medi	kton	3.210	2.136
Volumi totali	kton	6.276	5.107

Commento ai risultati dell'anno

Il bilancio d'esercizio - espresso in Euro - presenta una perdita netta di 19,4 milioni di Euro, dopo aver rilevato l'impatto dei fair value negativi sui differenziali swap per 7,2 milioni di Euro al netto del relativo effetto fiscale, ed imposte positive per 6,6 milioni di Euro.

Il risultato di esercizio ha risentito in particolare dei seguenti fenomeni:

Forte e repentino calo, associato ad un sensibile incremento di volatilità, dei prezzi del grezzo e dei prodotti nell'ultimo trimestre (in particolare in novembre e dicembre), che ha severamente penalizzato i differenziali di prezzo (cosiddetti "arbitraggi") tra i diversi mercati geografici di approvvigionamento dei distillati medi (India e U.S. Gulf) e di rivendita (Mediterraneo), nonostante un importante incremento dei volumi di prodotti trasferiti lungo tali direttrici. Peraltro gli impegni contrattuali della Società per l'anno 2014, caratterizzati da volumi significativi, prevedevano la concentrazione dei carichi proprio nell'ultimo periodo dell'anno (storicamente quello più favorevole) e le perdite generate da tali impegni sono state solo in parte mitigabili con cancellazioni o dilazioni di carichi.
sensibile incremento del fair value negativo dei contratti derivati swap in essere, sempre nei mesi di novembre e dicembre a causa del contesto di mercato sopra descritto.

Risultati a valori correnti

Al fine di facilitare la comprensione gestionale del business i risultati economici sono esposti anche a valori correnti, cioè con l'esclusione delle poste non caratteristiche. Nel 2014 le poste non caratteristiche si riferiscono al rinvio a reporting period futuri della componente valutativa degli strumenti derivati attivati per la gestione del rischio commodities.

La seguente tabella presenta i risultati sintetici del Risultato netto di periodo a valori correnti:

	2014
	(migliaia di Euro)
Margine operativo lordo	(18.089)
di cui poste non ricorrenti	(9.875)
Margine operativo lordo a valori correnti	(8.215)
Risultato netto del periodo	(19.421)
di cui poste non ricorrenti	(7.159)
Risultato netto del periodo a valori correnti	(12.261)

Le poste non ricorrenti pari a -9.875 migliaia di Euro si riferiscono in particolare al fair value negativo degli swap sui differenziali di copertura. Il relativo effetto fiscale è pari a 2.716 migliaia di Euro pertanto l'impatto netto sul risultato di esercizio a valori correnti è pari a -7.159 migliaia di Euro.

Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio

Si segnala che nel mese di luglio 2014 è scaduto il contratto annuale di noleggio a viaggi consecutivi della nave Costanza M. e non è stato rinnovato.

Nel mese di dicembre 2014 si è concluso il contratto annuale di affitto capacità di stoccaggio presso il deposito di Fiumicino.

Quadro normativo di riferimento

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il settore nel corso dell'anno 2014.

Il 12 agosto è stato pubblicato in gazzetta il D.Lgs. 16 luglio 2014 , n. 112 di attuazione della direttiva 2012/33/UE che modifica la direttiva 1999/32/CE relativa al tenore di zolfo dei combustibili per uso marino, introducendo la riduzione del limite generale massimo al tenore di zolfo allo 0,5% dal 1° gennaio 2020 dall'attuale 3,5%.

L'entità della riduzione di tale limite comporta la messa in atto delle seguenti misure:

l'esclusione della responsabilità nel caso di impossibilità per l'operatore di approvvigionarsi di combustibile a norma;
l'attivazione del meccanismo a tutela della disponibilità di combustibili a norma sul territorio nazionale, qualora strettamente necessario, mediante le procedure di emergenza previste all'articolo 20 del D.Lgs. n. 249/2012 (scorte strategiche). I gestori degli impianti di produzione e dei depositi fiscali che importano i combustibili ed i fornitori di bunker devono quindi comunicare alle autorità marittime e alle autorità portuali le situazioni e le zone in cui può verificarsi un "corto" di combustibili per uso marittimo "a specifica".

Rispetto alla Direttiva 2012/33, è stato anticipato al 1° gennaio 2018 il limite al tenore di zolfo del bunker dello 0,10 % per i Mari Adriatico e Ionio e al 1° gennaio 2020 per tutti gli altri mari italiani entro il limite delle aree di interesse economico esclusivo, a condizione che i medesimi anticipi vengano recepiti dagli altri Stati membri prospicienti le zone di mare interessate.

Il 25 novembre è stata pubblicata sulla Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea la Decisione 2014/829/PESC del Consiglio riguardante la sospensione delle misure restrittive nei confronti dell'Iran. La nuova decisione ha prorogato fino al 30 giugno 2015 la sospensione di tali misure, specificate nel piano di azione congiunto parte dei negoziati sul nucleare iraniano.

La sospensione del divieto riguarda anche il trasporto di petrolio greggio iraniano e la fornitura di assicurazione e riassicurazione relative all'importazione, all'acquisto o al trasporto di petrolio iraniano, nonché i contratti per l'importazione o l'acquisto di prodotti petrolchimici iraniani.

In riferimento a quanto sopra non si segnalano impatti per l'anno 2014 sulla Società.

Attività di direzione e coordinamento da parte di ERG S.p.A.

La Società è sottoposta ad attività di direzione e coordinamento da parte di ERG S.p.A.. Tale attività è rappresentata, tra l'altro, dalla:

• definizione delle strategie di business e del sistema di corporate governance e degli assetti societari;

• determinazione di politiche generali comuni in materia di risorse umane, contabilità, bilancio, fiscalità, finanza, risk management, comunicazione, relazioni istituzionali, ambiente salute e sicurezza.

In particolare, si segnalano le seguenti decisioni assunte nell'ambito dell'attività di direzione e coordinamento di ERG S.p.A.:

Determinazione del compenso dell'Amministratore Delegato, Consiglio di Amministrazione Totalitario del 14 gennaio 2014
Esame ed approvazione del Budget Investimenti per l'anno 2014, Consiglio di Amministrazione del 27 gennaio 2014;
Previsione trimestrale sull'andamento del Budget Annuale degli Investimenti, Consiglio di Amministrazione del 9 maggio 2014;
Consolidato Fiscale Nazionale Esercizio dell'opzione per il triennio 2014-2016 e adozione del Regolamento di partecipazione, Consiglio di Amministrazione del 9 maggio 2014;
Previsione trimestrale sull'andamento del Budget Annuale degli Investimenti, Consiglio di Amministrazione del 31 luglio 2014;
Previsione trimestrale sull'andamento del budget annuale degli investimenti, Consiglio di Amministrazione del 10 novembre 2014;
Esame ed approvazione del Budget Investimenti per l'anno 2015, Consiglio di Amministrazione del 11 dicembre 2014;
Calendario delle riunioni degli organi sociali per l'anno 2015, Consiglio di Amministrazione del 11 dicembre 2014.

Salute, Sicurezza, Ambiente

La protezione della salute e della sicurezza delle persone e la salvaguardia dell'ambiente sono elementi che da sempre caratterizzano il modo di fare impresa del Gruppo ERG: la prevenzione e la gestione dei rischi connessi sono pertanto centrali per l'attuazione delle linee di indirizzo strategiche del Gruppo.

La ridefinizione dell'assetto organizzativo e societario del Gruppo e le scelte strategiche hanno supportato, nel corso dell'anno 2014, i necessari aggiornamenti nella gestione delle tematiche inerenti salute, sicurezza e ambiente e, più in generale, della "corporate social responsability" (CSR) del Gruppo.

In linea con i principi e le linee guida sanciti dal Codice Etico, sono state indirizzate le attività del Gruppo verso il raggiungimento dei propri obiettivi di business nel rispetto dell'ambiente in cui lo stesso opera e degli stakeholder, interni ed esterni, con cui interagisce.

Anche sulla base della esistente Politica di Gruppo in materia di salute, sicurezza e ambiente, sono stati definiti, nei confronti di tutti gli stakeholder, i valori, gli impegni, gli obiettivi in tema di sostenibilità e la stessa Politica è stata applicata unitamente alle norme di legge, ai regolamenti vigenti in tutti i Paesi in cui ERG opera, ai principi di comportamento definiti nel Codice Etico, alle altre politiche e norme adottate dal Gruppo.

Nel corso dell'anno 2014, a seguito del loro aggiornamento completato nel 2013 e coerentemente con quanto previsto dalla Politica di Sostenibilità, è stata data attuazione dei principi previsti dalle Linee Guida per la Gestione Integrata di Salute, Sicurezza e Ambiente.

In virtù della ridefinizione dell'assetto organizzativo e societario, è stato aggiornato il quadro di nomine e deleghe in materia HSE.

All'interno del Gruppo è proseguita altresì l'attività di formazione in materia di salute e sicurezza sul lavoro, a tutti i livelli organizzativi, coinvolgendo le diverse figure interessate; in particolare, è stato completato l'aggiornamento della formazione di responsabili delle emergenze, addetti antincendio e addetti di primo soccorso, per le diverse Sedi, in linea con i contenuti dell'Accordo Stato-Regioni del 21/12/2011.

Il Gruppo ERG, da sempre attento alla promozione della salute e della sicurezza dei propri dipendenti, nel corso del 2014, così come nel 2013, ha offerto al proprio personale la possibilità di usufruire di una serie di accertamenti medici mirati alla prevenzione delle neoplasie più comuni per i soggetti più a rischio secondo i protocolli internazionali.

Risorse Umane

Al 31 dicembre 2014 l'organico di ERG Supply & Trading S.p.A. si è attestato a 30 unità in totale, in contrazione di 2 unità rispetto al dato di inizio anno, quando la società ha iniziato ad operare autonomamente a seguito della sua nuova costituzione, avvenuta a fine 2013 nell'ambito dell'attuazione del nuovo assetto organizzativo di Gruppo Fast Steering, e del conferimento da ERG S.p.A. del ramo d'azienda (attività, personale, assets e contratti) relativo alle attività già svolte dal Gruppo ERG nel business della compravendita di greggi e prodotti petroliferi.

L'età media del personale è di circa 46 anni ed il livello della scolarità registra un'incidenza di diplomati e laureati sul totale della popolazione pari, rispettivamente, al 40% ed al 60%.

Per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 24 - Costo del lavoro.

Privacy - Documento programmatico sulla sicurezza

Nel corso del 2014 la Società ha investito adeguate risorse nel mantenimento di elevati livelli di applicazione del Codice privacy (D.Lgs. 196/2003) e dei Provvedimenti emanati dall'Autorità Garante per la protezione dei dati personali promuovendo e aggiornando, in particolare, le proprie politiche di sicurezza al fine di garantire un adeguato livello di protezione dei dati personali sottoposti a trattamento.

Azioni proprie ed Azioni di Società Controllanti

La Società non ha in portafoglio quote proprie, né azioni delle proprie controllanti dirette.

Sedi secondarie ed uffici

ERG Supply & Trading S.p.A. ha sede legale e uffici a Genova.

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

In data 13 febbraio 2015 ERG S.p.A. in qualità di Azionista Unico ha formalizzato il proprio impegno vincolante a garantire alla ERG Supply & Trading S.p.A., per un periodo di almeno dodici mesi dalla data di approvazione del presente bilancio, il supporto finanziario di cui la stessa necessiterà per la copertura delle perdite, incluse quelle eventualmente maturande successivamente alla chiusura del citato bilancio, per il ripristino del capitale sociale entro i limiti di legge e per una adeguata dotazione patrimoniale, nonché per l'assorbimento delle obbligazioni contratte.

In data 2 marzo 2015 ERG S.p.A., considerata la situazione economica, patrimoniale e finanziaria della Società, ha formalizzato la propria rinuncia ad una quota, pari a 16.000 migliaia di Euro, del credito generato dal conguaglio del conferimento. La rinuncia al credito da parte dell'Azionista Unico ha carattere irredimibile ed il suo importo si intende imputato quale versamento soci in conto futuro aumento di capitale sociale. Per effetto di quanto più sopra esposto, pertanto, la perdita consuntivata nell'esercizio 2014, pari a 19.421 migliaia di Euro, risulta in larga parte compensata e, considerato anche l'ammontare delle riserve di patrimonio netto disponibili, la complessiva consistenza patrimoniale della Società risulta ristabilita, venendo in radice a superarsi la situazione di cui all'art. 2447 del Codice Civile, quale risultante dalla situazione contabile al 31 dicembre 2014.

Evoluzione prevedibile della gestione

Nei primi mesi del 2015 la Società, forte anche del supporto patrimoniale e finanziario garantito dal proprio Azionista, ha proseguito una limitata operatività, essenzialmente legata alla definizione e regolazione di poste ed impegni contratti nel precedente esercizio. La regolazione di tali posizioni e le operazioni poste in essere nel periodo hanno determinato la consuntivazione di risultati economici negativi, di importo comunque contenuto, chiaramente ascrivibili ad un contesto ancora caratterizzato da una forte volatilità.

Alla luce di tale incerto contesto operativo, la Società ha quindi posto in essere stringenti azioni di contenimento dei rischi, limitando significativamente la propria operatività.

L'evoluzione degli indirizzi strategici del Gruppo ERG ha determinato il progressivo venir meno della centralità delle attività di trading di commodity petrolifere svolto dalla nostra Società, peraltro in un contesto di mercato particolarmente volatile e rischioso. In tale contesto, l'Azionista Unico ha valutato di non proseguire le attività di business affidate alla nostra Società e, conseguentemente, di identificare le più appropriate operazioni di riorganizzazione.

A tal fine risulta in via di approvazione un'operazione di fusione per incorporazione della Società nella controllante totalitaria ERG S.p.A., i cui effetti contabili e fiscali si prevede decorreranno dal 1 gennaio 2015.

La suddetta operazione, qualora approvata dai competenti organi sociali delle entità giuridiche coinvolte, consentirebbe lo snellimento della struttura societaria del Gruppo ERG, attraverso la riduzione della catena di controllo con conseguenti vantaggi dal punto di vista organizzativo ed operativo, e la realizzazione di sinergie organizzative anche con gli altri business del Gruppo, nonché il risparmio di costi di gestione ed amministrativi.

Proposta del Consiglio di Amministrazione

Signori Azionisti,

concludiamo la nostra relazione invitandoVi a:

approvare il bilancio di esercizio della Vostra Società al 31 dicembre 2014 che si chiude con una perdita di 19.420.548,79 Euro;
riportare a nuovo l'intera perdita dell'esercizio 2014.

Per il Consiglio di Amministrazione Amministratore Delegato Sergio Bovo

Situazione patrimoniale-finanziaria1

	Note	31.12.2014		31.12.2013
		(Euro)
Attività immateriali	1		451.038	-
Immobili, impianti e macchinari			-	-
Partecipazioni			-	-
Altre attività finanziarie			-	-
Attività per imposte anticipate	2		2.084.654	-
Altre attività non correnti	3		1.600	-
Attività non correnti			2.537.292	-
Rimanenze	4		30.631.433	-
Crediti commerciali	5		144.239.090	-
di cui con parti correlate	29	57.730.984
Altri crediti e attività correnti	6		5.993.136	3.922
di cui con parti correlate	29	5.517.715
Attività finanziarie correnti	7		33.464.209	-
di cui con parti correlate	29	5.338
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	8		36.064.757	119.978
Attività correnti			250.392.625	123.900
TOTALE ATTIVITA'			252.929.917	123.900
Patrimonio Netto	9		(9.308.161)	112.387
Trattamento fine rapporto	10		277.317	-
Passività per imposte differite	11		487.413	-
Fondi per rischi ed oneri non correnti			-	-
Passività finanziarie non correnti			-	-
Altre passività non correnti			-	-
Passività non correnti			764.730	-
Fondi per rischi ed oneri correnti	12		6.478.738	-
Debiti commerciali	13		130.881.320	-
di cui con parti correlate	29	1.190.195
Passività finanziarie correnti	14		123.153.594	-
di cui con parti correlate	29	122.783.502
Altre passività correnti	15		959.696	11.512
di cui con parti correlate	29	75.860
Passività correnti			261.473.348	11.512
TOTALE PASSIVITA'			252.929.917	123.900

1 la situazione patrimoniale e finanziaria separata al 31 dicembre 2014 della ERG Supply & Trading S.p.A. è confrontata con il bilancio al 31 dicembre 2013, che include il risultato dell'attività della Società nel periodo dalla data di costituzione, 3 dicembre 2013, al 31 dicembre 2013; il conferimento del ramo di azienda da ERG S.p.A. ha avuto efficacia in data 01 gennaio 2014.

Conto Economico

	Note	2014	2013
		(Euro)

Ricavi della gestione caratteristica	19	3.829.487.374	-
di cui con parti correlate	29	869.361.925	-
Altri ricavi e proventi	20	11.118.926	-
di cui con parti correlate	29	1.495.618	-
Variazioni delle rimanenze prodotti	21	(15.859.985)	-
Variazioni delle rimanenze materie prime	21	-	-
Costi per acquisti	22	(3.821.280.975)	-
di cui con parti correlate	29	(13.368.761)	-
di cui poste non ricorrenti	28	(9.874.650)	-
Costi per servizi ed altri costi	23	(18.835.380)	(11.535)
di cui con parti correlate	29	(4.827.769)	-
Costi del lavoro	24	(2.719.274)	-
MARGINE OPERATIVO LORDO		(18.089.314)	(11.535)
Ammortamenti e svalutazioni
immobilizzazioni	25	(157.412)	-
Proventi (oneri) da cessione ramo d'azienda		-	-
Proventi finanziari	26	66.307.849	1
di cui con parti correlate	29	11.873.834	-
Oneri finanziari	26	(74.117.339)	-
di cui con parti correlate	29	(3.728.106)	-
Proventi (oneri) finanziari netti	26	(7.809.490)	1
Proventi (oneri) da partecipazioni netti		-	-
Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti		-	-
Proventi (oneri) da partecipazioni netti		- -	- -
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		(26.056.216)	(11.534)
Imposte sul reddito	27	6.635.667	3.922
di cui poste non ricorrenti	28	2.715.529
RISULTATO NETTO DI ATTIVITA'
IN FUNZIONAMENTO		(19.420.549) -	(7.612) -
di cui poste non ricorrenti	28	(7.159.121)
RISULTATO NETTO DEL PERIODO		(19.420.549)	(7.612)

Altre componenti di conto economico complessivo

		Anno 2014
	(Euro)
RISULTATO NETTO DEL PERIODO		(19.420.549)

Variazioni che non saranno riclassificate a conto economico
Variazione attuariale fondo TFR		-
Imposte sul reddito riferite alla variazione attuariale fondo TFR		-
Totale		-
Variazioni che saranno riclassificate a conto economico
Variazione della riserva di cash flow hedge		-
Imposte sul reddito riferite alla variazione della riserva di cash flow hedge		-
Totale		-
Altre componenti del risultato complessivo al netto delle imposte		-
Risultato netto complessivo		(19.420.549)

Rendiconto Finanziario

	Note	31/12/2014	31/12/2013
		(migliaia di Euro)
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI ESERCIZIO (A):
Risultato netto attività in funzionamento		(19.421)	(8)
- Ammortamenti e svalutazioni delle immobilizzazioni	25	157	-
- Variazione netta dei fondi per rischi e oneri	12, 23	5.261	-
- Variazione netta delle attività (passività) per imposte anticipate (differite)	2, 11	(6.639)	-
- Svalutazione dei crediti		-	-
- Plusvalenze/minusvalenze da realizzo di attività non correnti		-	-
- Svalutazioni nette di immobilizzazioni finanziarie		-	-
- Variazione del trattamento di fine rapporto	10, 24	222	-
TOTALE		(20.419)	(8)

- Variazione delle altre attività e passività di esercizio:
- Variazione delle rimanenze	4, 21	16.232	-
- Variazione dei crediti commerciali	5	17.384	-
- Variazione dei debiti commerciali - Variazione netta di altri crediti/debiti e di altre attività/passività	13	(34.191) (679)	- 8
	6, 15	(1.254)	8

TOTALE		(21.673)	-
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI INVESTIMENTO (B):
Acquisizioni di attività immateriali e avviamento	1	(411)	-
Acquisizioni di immobili, impianti e macchinari		-	-
Acquisizioni partecipazioni		-	-
Disinvestimenti di attività immateriali		-	-
Disinvestimenti di immobili, impianti e macchinari		-	-
Disinvestimenti di partecipazioni		-	-
TOTALE		(411)	-
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITA' DI FINANZIAMENTO (C):
Nuovi finanziamenti non correnti		-	-
Rimborsi di finanziamenti non correnti		-	-
Variazione netta delle attività/passività finanziarie non correnti		-	-
Variazione netta delle passività finanziarie correnti verso Controllante	14	74.847	-
Variazione netta delle altre attività finanziarie correnti	7	(16.817)	-
Aumenti/rimborsi di capitale sociale	9	-	120
Dividendi		-	-
Altre variazioni di patrimonio netto		-	-
TOTALE		58.030	120
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO (A+B+C)		35.946	120
DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI AD INIZIO PERIODO	8	120	-
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO		35.946	120
DISPONIBILITA' LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO	8	36.065	120

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto

	Capitale sociale	Riserve	Utile (perdita) d'esercizio	Totale Patrimonio netto
	(migliaia di Euro)
Versamento capitale sociale	120	-	-	-
Risultato esercizio 2013	-	-	(8)	-
Saldo al 31.12. 2013	120	-	(8)	112
Conferimento 01.01.2014	1.080	8.920		10.000
Destinazione del risultato 2013		(8)	8
Risultato esercizio 2014	-	-	(19.421)	(19.421)
Saldo al 31.12.2014	1.200	8.912	(19.421)	(9.308)

Criteri di redazione

Il presente bilancio è stato redatto secondo il principio della continuità aziendale garantita anche dal supporto del proprio azionista unico formalizzato attraverso un impegno finanziario vincolante per la copertura delle perdite, ivi incluse quelle eventualmente maturande successivamente alla chiusura del bilancio in oggetto. Per maggiori dettagli si rimanda a quanto riportato nel paragrafo Evoluzione prevedibile della gestione.

Il Bilancio al 31 dicembre 2014 è stato redatto, senza alcuna deroga, in applicazione dei Principi Contabili Internazionali emanati dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea, includendo tra questi anche tutti i principi internazionali oggetto di interpretazione (International Financial Reporting Standards – IFRS) e le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e del precedente Standing Interpretations Commitee (SIC).

Per ogni voce dello Situazione patrimoniale finanziaria e del Conto Economico sono esposti, ai fini comparativi, i valori al 31 dicembre 2013. Il confronto dei dati con quello dell'esercizio precedente non risulta particolarmente significativo seppure in continuità di criteri di valutazione in quanto l'efficacia del conferimento è in data 1° gennaio 2014.

Il Bilancio, espresso in Euro, è stato redatto secondo il principio generale del costo, ad eccezione delle attività finanziarie disponibili per la vendita, delle attività finanziarie possedute per la negoziazione, delle rimanenze di prodotti petroliferi destinati alla rivendita nel breve periodo, nonché degli strumenti derivati che sono stati valutati al fair value.

Ai fini di una maggior chiarezza espositiva si è ritenuto preferibile indicare nelle note tutti gli importi arrotondati alle migliaia di Euro; di conseguenza, in alcuni prospetti, gli importi totali possono leggermente discostarsi dalla somma degli importi che li compongono.

Il Bilancio al 31 dicembre 2014 è stato sottoposto a revisione contabile da parte della società Deloitte & Touche S.p.A. secondo le modalità previste dalla normativa Consob.

Contenuto e forma dei prospetti contabili

ERG Supply & Trading S.p.A. presenta il conto economico per natura, struttura ritenuta più rappresentativa rispetto alla presentazione per destinazione. La forma scelta è, infatti, conforme alle modalità di reporting interno e di gestione.

Con riferimento allo situazione patrimoniale finanziaria è stata adottata una forma di presentazione con la distinzione delle attività e passività in correnti e non correnti, secondo quanto consentito dallo IAS 1.

Il rendiconto finanziario è strutturato sulla base del metodo indiretto.

Si segnala che nello schema del conto economico sono stati indicati separatamente quei proventi ed oneri significativi derivanti da operazioni non ricorrenti o da fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività. Tali poste sono commentate in un'apposita nota.

Si segnala inoltre che negli schemi della situazione patrimoniale-finanziaria e del conto economico sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate. Tali poste sono commentate in un'apposita nota.

Principi contabili e criteri di valutazione

Si riportano di seguito i principi contabili adottati e i criteri di valutazione applicati per la redazione del Bilancio al 31 dicembre 2014.

Attività immateriali

Le attività immateriali sono iscritte nell'attivo, secondo quanto disposto dallo IAS 38 – Attività immateriali; quando le stesse sono identificabili, è probabile che l'uso genererà benefici economici futuri e il costo può essere determinato in modo attendibile.

Tali attività sono iscritte al costo di acquisto o di produzione, comprensivo di tutti gli oneri accessori ad esse imputabili, ed ammortizzate a quote costanti in relazione alla loro utilità temporale. L'aliquota di ammortamento applicata alle attività immateriali è del 33%, salvo casi specifici correlati ad un'utilità temporale superiore a tre esercizi. La vita utile viene riesaminata con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti, laddove necessari, sono apportati con applicazione prospettica.

Non sono presenti attività immateriali con vita utile indefinita.

I costi di ricerca vengono spesati direttamente a conto economico nel periodo in cui vengono sostenuti.

Perdita di valore delle attività (impairment test)

La società verifica, almeno una volta all'anno, la recuperabilità del valore contabile delle attività immateriali e degli immobili, impianti e macchinari, al fine di determinare se vi sia qualche indicazione che tali attività possano aver subito una perdita di valore. Se esiste tale indicazione, occorre stimare il valore recuperabile dell'attività per determinare l'eventuale perdita di valore.

Il valore recuperabile di un'attività è il maggiore tra il valore corrente al netto dei costi di vendita ed il suo valore d'uso determinato come valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati.

Una perdita di valore è iscritta se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile. Quando, successivamente, una perdita su attività, diversa dall'avviamento, viene meno o si riduce, il valore contabile dell'attività o dell'unità generatrice di flussi finanziari è incrementato sino alla nuova stima del valore recuperabile senza eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata alcuna perdita.

Attività finanziarie

Lo IAS 39 prevede la classificazione delle attività finanziarie nelle seguenti categorie:

attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico (FVTPL): Fair Value Through Profit or Loss;
investimenti detenuti fino a scadenza (HTM): Held-To-Maturity investments;
finanziamenti e crediti (L&R): Loans and Receivables;
attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS): Available For Sale financial investments.

Inizialmente tutte le attività finanziarie sono rilevate al fair value, aumentato, nel caso di attività diverse da quelle denominate FVTPL, degli oneri accessori.

Al momento della sottoscrizione, si considera se un contratto contiene derivati impliciti. I derivati impliciti sono scorporati dal contratto ospite se questo non è valutato al fair value quando l'analisi mostra che le caratteristiche economiche ed i rischi non sono strettamente correlati a quelli del contratto ospite.

La Società determina la classificazione delle proprie attività finanziarie dopo la rilevazione iniziale e, ove adeguato e consentito, rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio finanziario.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico (FVTPL) Questa categoria comprende:
le attività detenute per la negoziazione;
le attività designate al momento della prima rilevazione come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico.

Le attività detenute per la negoziazione sono tutte quelle attività acquisite ai fini di vendita nel breve termine. I derivati, inclusi quelli scorporati, sono classificati come strumenti finanziari detenuti per la negoziazione a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficace. Utili o perdite sulle attività detenute per la negoziazione sono rilevati a conto economico.

Investimenti detenuti fino a scadenza (HTM)

Le attività finanziarie che non sono strumenti derivati e che sono caratterizzate da pagamenti a scadenza fissa o determinabile sono classificate come "investimenti detenuti fino a scadenza" quando il Gruppo ha l'intenzione e la capacità di mantenerle in portafoglio fino alla scadenza. Dopo la rilevazione iniziale gli investimenti finanziari detenuti fino a scadenza sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di sconto effettivo. Gli utili e le perdite sono rilevati a conto economico nel momento in cui l'investimento viene contabilmente eliminato o al manifestarsi di una perdita di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento. Al 31 dicembre 2014 la società non detiene investimenti classificati come detenuti sino alla scadenza.

Finanziamenti e crediti (L&R)

I finanziamenti e crediti sono attività finanziarie non derivate con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotati su un mercato attivo.

Dopo la rilevazione iniziale, tali attività sono valutate secondo il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di sconto effettivo al netto di ogni accantonamento per perdita di valore. Gli utili e le perdite sono iscritti a conto economico quando i finanziamenti e crediti sono contabilmente eliminati o al manifestarsi di perdite di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

I crediti commerciali sono iscritti al loro fair value corrispondente al valore nominale e successivamente ridotto per eventuali perdite di valore. I crediti commerciali la cui scadenza non rientra nei normali termini commerciali e che non sono produttivi di interessi vengono attualizzati.

Attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS)

Le attività finanziarie disponibili per la vendita sono quelle attività finanziarie, esclusi gli strumenti finanziari derivati, che sono state designate come tali o non sono classificate in nessun'altra delle tre precedenti categorie.

Dopo l'iscrizione iniziale le attività finanziarie detenute per la vendita sono valutate al fair value e gli utili e le perdite sono iscritti in una voce separata del patrimonio netto.

Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo eventualmente svalutato per perdite di valore ed i dividendi distribuiti da tali società sono inclusi nella voce "Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti".

Quando vengono meno i motivi delle svalutazioni effettuate, le partecipazioni valutate al costo sono rivalutate nei limiti delle svalutazioni effettuate con imputazione dell'effetto a conto economico.

Il rischio derivante da eventuali perdite eccedenti il patrimonio netto è rilevato in un apposito fondo nella misura in cui la partecipante è impegnata ad adempiere a obbligazioni legali o implicite nei confronti della società partecipata o comunque a coprire le sue perdite.

Lo IAS 39 prevede i seguenti metodi di valutazione: fair value e metodo del costo ammortizzato.

Fair value

In caso di titoli diffusamente negoziati nei mercati regolamentati, il valore equo è determinato

facendo riferimento alla quotazione di borsa rilevata al termine delle negoziazioni alla data di chiusura dell'esercizio.

Per gli investimenti per i quali non esiste un mercato attivo, il valore equo è determinato mediante tecniche di valutazione basate su:

prezzi di transazioni recenti fra parti indipendenti;
valore corrente di mercato di uno strumento sostanzialmente simile;
l'analisi dei flussi finanziari attualizzati;
modelli di apprezzamento delle opzioni.

Metodo del costo ammortizzato

Gli "Investimenti detenuti fino a scadenza" e i "Finanziamenti e crediti" sono valutati al costo ammortizzato, calcolato usando il metodo del tasso di sconto effettivo al netto di ogni accantonamento per perdita di valore. Tale calcolo comprende ogni sconto o premio di acquisto e include le commissioni che sono una parte integrante del tasso di interesse effettivo e dei costi di transazione.

Perdita di valore su attività finanziarie

ERG Supply & Trading S.p.A. verifica ad ogni data di bilancio se un'attività finanziaria o gruppo di attività finanziarie ha subito una perdita di valore.

Se esiste un'indicazione oggettiva che un finanziamento o credito iscritto al costo ammortizzato ha subito una perdita di valore, l'importo della perdita è misurato come la differenza fra il valore contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati (escludendo perdite di credito future non ancora sostenute) scontato al tasso di interesse effettivo originale dell'attività finanziaria calcolato alla data di rilevazione iniziale.

Il valore contabile dell'attività viene ridotto mediante l'utilizzo di un fondo accantonamento. L'importo della perdita viene rilevato a conto economico.

ERG Supply & Trading S.p.A. valuta l'esistenza di indicazioni oggettive di perdita di valore a livello individuale.

Se, in un periodo successivo, l'importo della perdita di valore si riduce e tale riduzione può essere oggettivamente ricondotta a un evento verificatosi dopo tale rilevazione, il valore precedentemente ridotto può essere ripristinato. Eventuali successivi ripristini di valore sono rilevati a conto economico, nella misura in cui il valore contabile dell'attività non supera il costo ammortizzato alla data del ripristino.

Con riferimento ai crediti commerciali, un accantonamento per perdita di valore si effettua quando esiste indicazione oggettiva (quale, ad esempio, la probabilità di insolvenza o significative difficoltà finanziarie del debitore) che ERG Supply & Trading S.p.A. non sarà in grado di recuperare tutti gli importi dovuti in base alle condizioni originali.

Il valore contabile del credito è ridotto mediante il ricorso ad un apposito fondo. I crediti soggetti a perdita di valore sono stornati se ritenuti irrecuperabili.

Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti

La cassa e le disponibilità liquide equivalenti sono iscritte, a secondo della loro natura, al valore nominale. Secondo quanto indicato dallo IAS 7 - Rendiconto finanziario rientrano nella definizione di cash equivalents il denaro in cassa e i depositi bancari e postali rimborsabili a vista, gli investimenti a breve termine prontamente convertibili in un ammontare di liquidità. Sono inoltre inclusi anche gli investimenti a breve il cui valore di rimborso sia predeterminato alla data di acquisto/iscrizione iniziale.

Passività finanziarie

Lo IAS 39 prevede la classificazione delle passività finanziarie nelle seguenti categorie:

passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico (FVTPL): Fair value Through Profit or Loss;
altre passività finanziarie.

Tutti i finanziamenti sono rilevati inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto al netto degli oneri

accessori di acquisizione del finanziamento.

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo.

Ogni utile o perdita è contabilizzato a conto economico quando la passività è estinta, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Le passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a conto economico comprendono le "passività detenute per la negoziazione".

Le "passività detenute per la negoziazione" sono tutte quelle acquisite ai fini di vendita nel breve termine e comprendono gli strumenti derivati, inclusi quelli scorporati, a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficace. Utili o perdite sulle passività detenute per la negoziazione sono rilevati a conto economico.

Cancellazione di attività e passività finanziarie

Un'attività finanziaria (o, ove applicabile, parte di un'attività finanziaria o parte di un gruppo di attività finanziarie simili) viene cancellata da bilancio quando:

i diritti a ricevere flussi finanziari dall'attività sono estinti;
ERG Supply & Trading S.p.A. conserva il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività, ma ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi a una terza parte;
ERG Supply & Trading S.p.A. ha trasferito il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività e sostanzialmente tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria oppure non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività, ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui ERG Supply & Trading S.p.A. abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa, l'attività viene rilevata nel bilancio di ERG Supply & Trading S.p.A. nella misura del suo coinvolgimento residuo nell'attività stessa.

Una passività finanziaria viene cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato od adempiuto.

Strumenti finanziari derivati e operazioni di copertura

Gli strumenti finanziari derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data in cui sono stipulati. Successivamente tale fair value viene periodicamente rivalutato. Sono contabilizzati come attività quando il fair value è positivo e come passività quando è negativo.

I derivati sono classificati, coerentemente con quanto stabilito dallo IAS 39, come strumenti di copertura quando la relazione tra il derivato e l'oggetto della copertura è formalmente documentata e l'efficacia della copertura, verificata sia preventivamente che periodicamente, è elevata.

Quando i derivati di copertura coprono il rischio di variazione del fair value del sottostante oggetto di copertura (fair value hedge), gli stessi sono rilevati al fair value con imputazione degli effetti a conto economico; coerentemente, gli strumenti oggetto di copertura sono adeguati per riflettere le variazioni del fair value associate al rischio coperto.

Quando i derivati coprono il rischio di variazione dei flussi di cassa del sottostante oggetto di copertura (cash flow hedge), la quota efficace delle variazioni del fair value dei derivati è inizialmente rilevata a patrimonio netto e successivamente imputata a conto economico coerentemente con gli effetti economici prodotti dall'operazione coperta.

Rimanenze di magazzino

Per rimanenze di materie prime o di prodotti si intendono materie e prodotti petroliferi acquistati nell'ambito di operazioni con finalità di compravendita che alla data del Bilancio di esercizio non sono ancora concluse, quindi in particolare operazioni nelle quali:

il passaggio di proprietà in acquisto si è concluso entro la data di redazione del bilancio;
il passaggio di proprietà in vendita non si è ancora concluso entro la data di redazione del bilancio.

Le operazioni nelle quali la Società acquista e vende una partita di greggio o prodotto finito a un soggetto terzo rispetto al Gruppo, che include il sottostante fisico e la relativa copertura paper mediante l'utilizzo di strumenti derivati futures, vengono valutate al fair value (valore equo) al netto dei costi di vendita. Le operazioni nelle quali la Società acquista e vende una partita di greggio o prodotti finiti ad a una società del Gruppo vengono valutate al costo di acquisto al netto di sconti commerciali, resi e altri costi sostenuti.

Operazioni in valuta estera

Sono registrate al tasso di cambio in vigore alla data dell'operazione. Le attività e passività monetarie in valuta estera sono convertite al tasso di cambio in essere alla data di riferimento del bilancio. Le poste non monetarie sono mantenute al cambio di conversione dell'operazione tranne nel caso di andamento sfavorevole persistente del tasso di cambio. Sono rilevate a conto economico, nella voce oneri e proventi finanziari, sia le differenze cambio generate dall'estinzione di poste a tassi differenti rispetto alla conversione al momento della rilevazione iniziale sia quelle relative alle poste monetarie alla data di chiusura del bilancio.

Fondi rischi ed oneri

La società rileva fondi rischi ed oneri quando:

esiste un'obbligazione attuale, legale o implicita, nei confronti di terzi;
è probabile che si renderà necessario l'impiego di risorse per adempiere l'obbligazione;
può essere effettuata una stima attendibile dell'ammontare dell'obbligazione stessa.

Le variazioni di stima sono riflesse nel conto economico del periodo in cui la variazione è avvenuta.

Quando l'effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono stimabili, l'accantonamento è oggetto di attualizzazione utilizzando un tasso di sconto che riflette la valutazione corrente del costo del denaro in relazione al tempo. L'incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a conto economico alla voce "Proventi (oneri) finanziari".

Quando la passività è relativa ad attività materiali (per esempio smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all'attività cui si riferisce e l'imputazione a conto economico avviene attraverso il processo di ammortamento.

Nelle note al bilancio vengono illustrate le passività potenziali significative rappresentate da:

obbligazioni possibili (ma non probabili), derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri non totalmente sotto il controllo dell'impresa;
obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento potrebbe non essere oneroso.

Benefici ai dipendenti

Sino al 31 dicembre 2006 il Fondo Trattamento di Fine Rapporto (TFR) delle società italiane era considerato un piano a benefici definiti. La disciplina di tale fondo è stata modificata dalla Legge 27 dicembre 2006, n. 296 ("Legge Finanziaria 2007") e successivi decreti e regolamenti emanati nei primi mesi del 2007. Alla luce di tali modifiche, e in particolare con riferimento alle società con almeno 50 dipendenti, tale istituto è ora da considerarsi un piano a benefici definiti esclusivamente per le quote maturate anteriormente al 1° gennaio 2007 e non ancora liquidate alla data di bilancio, mentre successivamente a tale data esso è assimilabile ad un piano a contribuzione definita.

La passività relativa ai piani a benefici definiti è determinata, separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali, stimando l'ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento, ed è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto; la valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.

Gli utili e le perdite attuariali relative a piani a benefici definiti derivanti da variazioni delle ipotesi attuariali

utilizzate o da modifiche delle condizioni del piano sono rilevati pro quota a conto economico, per la rimanente vita lavorativa media dei dipendenti che partecipano al piano, se e nei limiti in cui il loro valore netto non rilevato al termine dell'esercizio precedente eccede il maggiore valore tra il 10% della passività relativa al piano e il 10% del fair value delle attività al suo servizio.

Riconoscimento dei ricavi

Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato, sempre che sia possibile determinarne attendibilmente il livello di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull'ammontare e sull'esistenza del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati nei limiti dei costi sostenuti recuperabili.

Proventi ed oneri finanziari

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

Le imposte correnti sono accantonate in base ad una previsione dell'onere di pertinenza dell'esercizio, tenendo anche conto degli effetti relativi all'adesione al "consolidato fiscale" del Gruppo ERG.

Le imposte sul reddito sono rilevate nel conto economico;

inoltre, in relazione al principio della competenza, sono accantonate le imposte differite, sia attive che passive, relative alle differenze temporanee sorte fra i risultati civilistici ed i relativi imponibili fiscali, incluse quelle relative a perdite fiscali pregresse.

Le imposte differite attive (o imposte anticipate) vengono iscritte in bilancio solo se il loro futuro recupero è probabile.

Le imposte differite vengono calcolate sulla base delle aliquote fiscali attese nei periodi in cui le differenze temporanee tassabili saranno recuperate.

Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti.

Si ricorda che in data 15 luglio 2011 è stata approvata la Legge n. 111/2011 di conversione del Decreto Legge n. 98/2011 recante Disposizioni urgenti per la stabilizzazione finanziaria del Paese (Manovra correttiva 2011). In particolare, il Decreto Legge ha modificato l'articolo 84 del TUIR relativo al riporto delle perdite fiscali, eliminando il limite temporale di 5 anni previsto ai fini della riportabilità delle perdite fiscali pregresse (che diventano, pertanto, illimitatamente riportabili), ed introducendo un limite quantitativo all'utilizzo delle perdite fiscali pregresse pari all'80% dei redditi prodotti negli esercizi successivi. Il citato limite quantitativo dell'80% non trova applicazione per le perdite fiscali generatesi nei primi tre esercizi dalla costituzione della società, a condizione che si riferiscano ad una nuova attività produttiva.

Uso di stime – Rischi e incertezze

La redazione delle situazioni contabili in applicazione degli IFRS richiede da parte di ERG Supply & Trading S.p.A. l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali. L'elaborazione di tali stime ha implicato l'utilizzo di informazioni disponibili e l'adozione di valutazioni soggettive.

Per loro natura le stime e le assunzioni utilizzate possono variare di esercizio in esercizio e, pertanto, non è da escludersi che negli esercizi successivi gli attuali valori di bilancio potranno differire a seguito del mutamento delle valutazioni soggettive utilizzate.

La principale stima per le quali è maggiormente richiesto l'impiego di valutazioni soggettive sono state utilizzate, tra l'altro, la valorizzazione delle operazioni di compravendita a fine periodo rilevate a magazzino. Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a conto economico nel periodo in cui la variazione è avvenuta.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2014

I seguenti principi contabili, emendamenti e interpretazioni, sono stati applicati per la prima volta dalla Società a partire dal 1° gennaio 2014:

In data 12 maggio 2011 lo IASB ha emesso il principio IFRS 10 Bilancio Consolidato che sostituirà lo IAS 27 – Bilancio consolidato e separato, per la parte relativa al bilancio consolidato e il SIC-12 Consolidamento – Società a destinazione specifica (società veicolo). Il precedente IAS 27 è stato ridenominato Bilancio separato e disciplina il trattamento contabile delle partecipazioni nel bilancio separato. Le principali variazioni stabilite dal nuovo principio sono le seguenti:
o secondo l'IFRS 10 vi è un unico principio base per consolidare tutte le tipologie di entità e tale principio è basato sul controllo. Tale variazione rimuove l'incoerenza percepita tra il precedente IAS 27 (basato sul controllo) e il SIC 12 (basato sul passaggio dei rischi e dei benefici);
o è' stata introdotta una nuova definizione di controllo , basata su tre elementi: (a) potere sull'impresa acquisita; (b) esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal coinvolgimento con la stessa; (c) capacità di utilizzare il potere per influenzare l'ammontare di tali rendimenti;
o l'IFRS 10 richiede che un investitore, per valutare se ha il controllo sull'impresa acquisita, si focalizzi sulle attività che influenzano in modo sensibile i rendimenti della stessa;
o l'IFRS 10 richiede che, nel valutare l'esistenza del controllo, si considerino solamente i diritti sostanziali, ossia quelli che sono esercitabili in pratica quando devono essere prese le decisioni rilevanti sull'impresa acquisita;
o l'IFRS 10 prevede guide pratiche di ausilio nella valutazione se esiste il controllo in situazioni complesse, quali il controllo di fatto, i diritti di voto potenziali, le situazioni in cui occorre stabilire se colui che ha il potere decisorio sta agendo come agente o principale, ecc.

In termini generali, l'applicazione dell'IFRS 10 richiede un significativo grado di giudizio su un certo numero di aspetti applicativi.

Il principio è applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.

In data 12 maggio 2011 lo IASB ha emesso il principio IFRS 11 – Accordi di compartecipazione che sostituirà lo IAS 31 – Partecipazioni in Joint Venture ed il SIC-13 – Imprese a controllo congiunto – Conferimenti in natura da parte dei partecipanti al controllo congiunto. Il nuovo principio, fermi restando i criteri per l'individuazione della presenza di un controllo congiunto, fornisce dei criteri per il trattamento contabile degli accordi di compartecipazione basati sui diritti e sugli obblighi derivanti da tali accordi piuttosto che sulla forma legale degli stessi, distinguendo tra joint venture e joint operation. Secondo l'IFRS 11, l'esistenza di un veicolo separato non è una condizione sufficiente per classificare un accordo di compartecipazione come una joint venture. Per le joint venture, dove le parti hanno diritti solamente sul patrimonio netto dell'accordo, il principio stabilisce come unico metodo di contabilizzazione nel bilancio consolidato il metodo del patrimonio netto. Per le joint operation, dove le parti hanno diritti sulle attività e obbligazioni per le passività dell'accordo, il principio prevede la diretta iscrizione nel bilancio consolidato (e nel bilancio separato) del pro-quota delle attività, delle passività, dei costi e dei ricavi derivanti dalla joint operation.

Il nuovo principio è applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.

A seguito dell'emanazione del nuovo principio IFRS 11, lo IAS 28 – Partecipazioni in imprese collegate è stato emendato per comprendere nel suo ambito di applicazione, dalla data di efficacia del principio, anche le partecipazioni in imprese a controllo congiunto.

In data 12 maggio 2011 lo IASB ha emesso il principio IFRS 12 Informazioni addizionali su partecipazioni in altre imprese che è un nuovo e completo principio sulle informazioni addizionali da fornire nel bilancio consolidato per ogni tipologia di partecipazione, ivi incluse quelle in imprese controllate, gli accordi di compartecipazione, collegate, società a destinazione specifica ed altre società veicolo non consolidate. Il principio è applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
In data 16 dicembre 2011 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti allo IAS 32 Composizione di attività finanziarie e passività finanziarie, per chiarire l'applicazione di alcuni criteri per la compensazione delle attività e delle passività finanziarie presenti nello IAS 32. Gli emendamenti si applicano in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
Il 28 giugno 2012 lo IASB ha pubblicato il documento Consolidated Financial Statements, Joint Arrangements and Disclosure of Interests in Other Entities: Transition Guidance (Amendments to IFRS 10, IFRS 11 and IFRS 12). Il documento chiarisce le regole di transizione dell'IFRS 10 Bilancio consolidato, IFRS 11 Joint Arrangements e l'IFRS 12 Disclosure of Interests in Other Entities. Queste modifiche si applicano, unitamente ai principi di riferimento, dal 1° gennaio 2014.
Il 31 ottobre 2012 sono stati emessi gli emendamenti all'IFRS 10, all'IFRS 12 e allo IAS 27 "Entità di investimento", che introducono un'eccezione al consolidamento di imprese controllate per le società di investimento, ad eccezione dei casi in cui le loro controllate forniscano servizi che si riferiscono alle attività di investimento di tali società. In applicazione di tali emendamenti, le società di investimento devono valutare i propri investimenti in controllate a fair value. I seguenti criteri sono stati introdotti per la qualificazione come società di investimento e, quindi, per poter accedere alla suddetta eccezione:
o ottenere fondi da uno o più investitori con lo scopo di fornire loro servizi di gestione degli investimenti;
o impegnarsi nei confronti dei propri investitori a perseguire la finalità di investire i fondi esclusivamente per ottenere rendimenti dalla rivalutazione del capitale, dai proventi dell'investimento o da entrambi; e
o misurare e valutare la performance di sostanzialmente tutti gli investimenti in base al fair value.

Tali emendamenti si applicano, unitamente ai principi di riferimento, dal 1° gennaio 2014.

Il 29 maggio 2013 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti allo IAS 36 Riduzione di valore delle attività – Informazioni integrative sul valore recuperabile delle attività non finanziarie. Le modifiche mirano a chiarire che le informazioni integrative da fornire circa il valore recuperabile delle attività (incluso l'avviamento) o unità generatrici di flussi finanziari, nel caso in cui il loro valore recuperabile si basi sul fair value al netto dei costi di dismissione, riguardano soltanto le attività o unità generatrici di flussi finanziari per le quali sia stata rilevata o ripristinata una perdita per riduzione di valore, durante l'esercizio. Le modifiche si applicano in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
In data il 27 giugno 2013 lo IASB ha pubblicato emendamenti allo IAS 39 "Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Novazione di derivati e continuazione della contabilizzazione di copertura". Le modifiche riguardano l'introduzione di alcune esenzioni ai requisiti dell'hedge accounting definiti dallo IAS 39 nella circostanza in cui un derivato esistente debba essere sostituito con un nuovo derivato in una specifica fattispecie in cui questa sostituzione sia nei confronti di una controparte centrale (Central Counterparty –CCP) a seguito dell'introduzione di una nuova legge o regolamento.. Le modifiche si applicano in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
In data 20 maggio 2013 è stata pubblicata l'interpretazione IFRIC 21 Levies, che fornisce chiarimenti sul momento di rilevazione di una passività collegata a tributi (diversi dalle imposte sul reddito) imposti da un ente governativo per un'impresa che deve pagare tali tributi. Il principio affronta sia le passività per tributi che rientrano nel campo di applicazione dello IAS 37 - Accantonamenti, passività e attività potenziali, sia quelle per i tributi il cui timing e importo sono certi.

Non si segnalano effetti significativi sulla presente Relazione Finanziaria Annuale con riferimento all'adozione di suddetti principi.

Principi contabili, emendamenti e interpretazioni omologati dall'Unione Europea ma non ancora applicabili se non in via anticipata

In data 12 dicembre 2013 lo IASB ha pubblicato il documento Annual Improvements to IFRSs: 2010-2012 Cycle che recepisce le modifiche ai principi nell'ambito del processo annuale di miglioramento degli stessi. Le principali modifiche riguardano:
o IFRS 2 Share Based Payments Definition of vesting condition. Sono state apportate delle modifiche alle definizioni di "vesting condition" e di "market condition" e aggiunte le ulteriori definizioni di "performance condition" e "service condition" (in precedenza incluse nella definizione di "vesting condition")
o IFRS 3 Business Combination Accounting for contingent consideration. La modifica chiarisce che una "contingent consideration" classificata come un'attività o una passività

finanziaria deve essere rimisurata a fair value a ogni data di chiusura dell'esercizio e le variazioni di fair value sono rilevate nel Conto Economico o tra gli elementi di Conto Economico complessivo sulla base dei requisiti dello IAS 39 (o IFRS 9).

o IFRS 8 Operating segments Aggregation of operating segments. Le modifiche richiedono a un'entità di dare informativa in merito alle valutazioni fatte dal management nell'applicazione dei criteri di aggregazione dei segmenti operativi, inclusa una descrizione dei segmenti operativi aggregati e degli indicatori economici considerati nel determinare se tali segmenti operativi abbiano "caratteristiche economiche simili".
o IFRS 8 Operating segments Reconciliation of total of the reportable segments' assets to the entity's assets. Le modifiche chiariscono che la riconciliazione tra il totale delle attività dei segmenti operativi e il totale delle attività dell'entità deve essere presentata solo se il totale delle attività dei segmenti operativi viene regolarmente rivisto dal più alto livello decisionale operativo.
o IFRS 13 Fair value Measurement Short-term receivables and payables. Sono state modificate le "Basis for Conclusions" di tale principio al fine di chiarire che con l'emissione dell'IFRS 13, e le conseguenti modifiche allo IAS 39, resta valida la possibilità di contabilizzare i crediti e debiti commerciali correnti senza rilevare gli effetti di un'attualizzazione, qualora tali effetti risultino non materiali.
o IAS 16 Property, plant and equipment e IAS 38 Intangible Assets Revaluation method: proportionate restatement of accumulated depreciation/amortization. Le modifiche hanno eliminato le incoerenze nella rilevazione dei fondi ammortamento quando un'attività materiale o immateriale è oggetto di rivalutazione: i nuovi requisiti chiariscono che il valore di carico lordo sia adeguato in misura consistente con la rivalutazione del valore di carico dell'attività e che il fondo ammortamento risulti pari alla differenza tra il valore di carico lordo e il valore di carico al netto delle perdite di valore contabilizzate.
o IAS 24 Related Parties Disclosures Key management personnel. Si chiarisce che nel caso in cui i servizi dei dirigenti con responsabilità strategiche siano forniti da un'entità (e non da una persona fisica), tale entità sia da considerare una parte correlata.

Le modifiche si applicano a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° luglio 2014 o da data successiva. È consentita un'applicazione anticipata.

Il 12 dicembre 2013 lo IASB ha pubblicato il documento Annual Improvements to IFRSs: 2011- 2013 Cycle che recepisce le modifiche ai principi nell'ambito del processo annuale di miglioramento degli stessi. Le principali modifiche riguardano:
o IFRS 1 First-time Adoption of International Financial Reporting Standards Meaning of "effective IFRS". Viene chiarito che l'entità che adotta per la prima volta gli IFRS, in alternativa all'applicazione di un principio correntemente in vigore alla data del primo bilancio IAS/IFRS, può optare per l'applicazione anticipata di un nuovo principio destinato a sostituire il principio in vigore. L'opzione è ammessa solamente quando il nuovo principio consente l'applicazione anticipata. Inoltre deve essere applicata la stessa versione del principio in tutti i periodi presentati nel primo bilancio IAS/IFRS.
o IFRS 3 Business Combinations Scope exception for joint ventures. La modifica chiarisce che il paragrafo 2(a) dell'IFRS 3 esclude dall'ambito di applicazione dell'IFRS 3 la formazione di tutti i tipi di "joint arrangement", come definiti dall'IFRS 11.
o IFRS 13 Fair value Measurement Scope of portfolio exception. La modifica chiarisce che la "portfolio exception" inclusa nel paragrafo 52 dell'IFRS 13 si applica a tutti i contratti inclusi nell'ambito di applicazione dello IAS 39 (o IFRS 9), indipendentemente dal fatto che soddisfino la definizione di attività e passività finanziarie fornita dallo IAS 32.
o IAS 40 Investment Properties Interrelationship between IFRS 3 and IAS 40. La modifica chiarisce che l'IFRS 3 e lo IAS 40 non si escludono vicendevolmente e che, al fine di determinare se l'acquisto di una proprietà immobiliare rientri nell'ambito di applicazione dell'IFRS 3, occorre far riferimento alle specifiche indicazioni fornite dall'IFRS

3; per determinare, invece, se l'acquisto in oggetto rientri nell'ambito dello IAS 40, occorre far riferimento alle specifiche indicazioni dello IAS 40.

Le modifiche si applicano a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° luglio 2014 o da data successiva. È consentita un'applicazione anticipata.

Amendments to IAS 19 – Defined Benefit Plans: Employee Contributions. L'emendamento chiarifica che i contributi ai piani a benefici definiti per i dipendenti e per i terzi che sono collegati a un servizio reso devono essere attribuite ai periodi in cui il servizio è reso. Al momento si ritiene che l'adozione di tali modifiche non comporterà effetti significativi sul bilancio della Società.

_____________________________________________________________________________________ Principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS non ancora omologati dall'Unione Europea

Alla data del presente Bilancio gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione degli emendamenti e dei principi sotto descritti.

IFRS 14 Regulatory Deferral Accounts Amendments to IFRS 11: Accounting for Acquisitions of Interests in Joint Operations Amendments to IAS 16 and IAS 38: Clarification of Acceptable Methods of Depreciation and Amortization "IFRS 15 Revenue from Contracts with Customers" IFRS 9 – Financial Instruments Amendments to IAS 27: Equity Method in Separate Financial Statement Amendments to IFRS 10 and IAS 28: Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture.
Annual Improvements to IFRSs 2012-2014 Cycle. Amendments to IFRS 10, 12 e allo IAS 28: Investment Entities: Applying the Consolidation Exception Amendments to IAS 1: Disclosure Initiative.

Analisi della situazione patrimoniale-finanziaria

Le seguenti tabelle presentano i valori al 31 dicembre 2014 ed includono i dati relativi al conferimento così come specificato nella Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.. Il confronto con i dati al 31 dicembre 2013 sono poco significativi ed i commenti sono coerenti con tale impostazione.

Nota 1 – Attività immateriali

	Altre attività immateriali	Attività in corso di costruzione	Totale
Saldo al 31.12.2013	-	-	-
Movimenti dell'esercizio
Conferimento	151	46	197
Acquisizioni	120	291	411
Capitalizzazioni/riclassifiche	-	-	-
Alienazioni e dismissioni	-	-	-
Ammortamenti	(157)	-	(157)
Saldo al 31.12.2014	114	337	451

Le immobilizzazioni immateriali, sono rappresentate dai software applicativi e dalla consulenza effettuata nella fase di implementazione degli stessi, utilizzati per lo svolgimento dell'attività di commercializzazione e per la gestione dei contratti derivati utilizzati per la copertura dei rischi connessi all'attività.

Il processo di ammortamento per i beni rientranti nel perimetro di conferimento avverrà, conformemente a quanto previsto nello IAS 38, a quote costanti in relazione alla loro stimata utilità temporale ed in particolare al 33,33%.

Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni sono riportati al netto dei rispettivi fondi di ammortamento e svalutazioni.

Nel periodo sono state effettuate nuove acquisizioni, riferite principalmente al miglioramento di programmi e sistemi operativi.

Nota 2 - Attività per imposte anticipate

	31.12.2014 Conferimento		31.12.2013
	Differenze temporanee	Effetto fiscale	Differenze temporanee	Effetto fiscale	Differenze temporanee	Effetto fiscale
Fondi per rischi ed oneri	6.479	1.782	1.218	461	-	-
Manut. eccedente il limite fiscale	-	-	-	-	-	-
Differenze cambio passive	971	267	-	-	-	-
Altre differenze temporanee	121	37	-	-	-	-

Totale	7.571	2.085	1.218	461	-	- 0

Le imposte anticipate sono stanziate, ove è probabile il loro futuro recupero, sulle differenze temporanee, soggette a tassazione anticipata, tra il valore delle attività e delle passività ai fini civilistici ed il valore delle stesse ai fini fiscali.

L'aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte anticipate è pari all'aliquota nominale IRES (27,5%) in vigore dal 1° gennaio 2008.

Le imposte anticipate al 31 dicembre 2014, pari a 2.085 migliaia di Euro, sono stanziate principalmente sugli accantonamenti a fondi per rischi ed oneri ed alle perdite su cambio non realizzate.

Nota 3 - Altre attività non correnti

	31.12.2014	31.12.2013
Conferimento	-	-
Crediti verso Erario a medio/lungo termine	-	-
Crediti verso altri a medio/lungo termine	2	-
Ratei e risconti attivi a medio lungo termine	-	-
TOTALE	2	-

I crediti verso altri a medio/lungo termine sono relativi principalmente a depositi cauzionali su contratti di locazione passivi.

Nota 4 - Rimanenze

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013
Prodotti finiti e merci	30.631	46.864	-
TOTALE	30.631	46.864	-

Le rimanenze di magazzino sono costituite da prodotti petroliferi giacenti presso depositi di stoccaggio o viaggianti, destinati alla rivendita nel breve periodo. Le rimanenze di commodities acquistate con finalità di rivendita nel breve termine, in stock presso le due navi, sono valutate al fair value al netto dei costi di vendita.

Il valore al 31 dicembre 2014 delle rimanenze è pari a 30.631 migliaia di Euro ed è costituito da prodotti finiti destinati alla rivendita nel breve periodo.

Nota 5 - Crediti commerciali

Il riepilogo dei crediti è il seguente:

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013

Crediti verso clienti	86.508	136.366	-
Crediti verso società del gruppo	57.731	25.257	-
Fondo svalutazione crediti	-	-	-
TOTALE	144.239	161.623	-

I crediti commerciali sono relativi principalmente alla fornitura di prodotti petroliferi nell'ambito dell'attività di compravendita di fine periodo.

I crediti commerciali verso società del gruppo fanno riferimento principalmente alla fornitura di prodotti petroliferi a TotalErg S.p.A..

Per la tipicità del business svolto dalla società, i crediti aperti alla scadenza sono da ricondurre essenzialmente ai movimenti avvenuti a cavallo di periodo.

La Società ritiene esigibile l'ammontare dei crediti verso clienti al 31 dicembre 2014 pertanto non ha proceduto allo stanziamento di fondo svalutazione crediti.

Per completezza di informazione si riporta il dettaglio dei crediti verso clienti .

	31.12.2014	31.12.2013
Crediti non scaduti Crediti scaduti:	142.670	-
entro 60 gg.	348	-
entro 90 gg.	465	-
oltre 90 gg.	755	-

TOTALE	144.239	-

Nota 6 - Altri crediti e attività correnti

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013
Crediti tributari vs Gruppo	5.518	-	4
Crediti tributari vs terzi	313
Crediti da negoziazioni a termine di greggi e prodotti	-	2.237	-
Indennizzi da ricevere	135	-	-
Altri crediti verso società del Gruppo	-	-	-
Crediti diversi	26	-	-
TOTALE	5.993	2.237	4

Gli altri crediti e attività correnti sono riconducibili principalmente al credito verso la controllante per IRES da consolidato, e a un risarcimento concordato con l'assicurazione relativo al calo del carico di una nave.

I crediti diversi si riferiscono principalmente a canoni ed oneri di competenza successiva.

Nota 7 - Attività finanziarie correnti

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013
Crediti finanziari controllanti controllate e collegate	5	-	-
Altri crediti finanziari a breve	33.459	16.647	-
TOTALE	33.464	16.647	-

Le attività finanziarie correnti, sono relative alla gestione degli strumenti derivati (futures e swaps) utilizzati per la copertura dei rischi di prezzo e di quotazione connessi all'attività di supply & trading di greggi e prodotti petroliferi; includono il deposito richiesto a garanzia del margine per l'operatività con strumenti derivati futures sul mercato regolamentato ICE Futures Europe (16.316 migliaia di Euro), ed il saldo a credito per le operazioni concluse al 31 dicembre 2014 sulla medesima piattaforma (17.143 migliaia di Euro).

Nota 8 - Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013
Depositi bancari e postali	36.065	-	120
TOTALE	36.065	-	120

Il saldo rappresenta le disponibilità liquide sui conti correnti ordinari alla data del 31 dicembre 2014, il saldo al 31 dicembre 2013 rappresenta il saldo a seguito del versamento del capitale sociale.

Nota 9 - Patrimonio netto

Capitale sociale

Il capitale sociale al 31 dicembre 2014, interamente versato, è composto da n. 10.000 azioni del valore nominale di 120 Euro cadauna ed è pari a 1.200.000 Euro (incrementato rispetto al 31 dicembre 2013 per un importo pari a 1.080.000 Euro a seguito del conferimento).

Il capitale sociale alla data del 31 dicembre 2014 è interamente detenuto dalla capogruppo ERG S.p.A..

Riserve

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013
Riserva sovrapprezzo azioni	8.920	8.920	-
Utili e perdite portate a nuovo	(8)	-	-
Totale	8.912	8.920	-

La "Riserva sovrapprezzo azioni" è costituita dal sovrapprezzo pagato dai soci per la sottoscrizione delle azioni relative all'aumento del capitale sociale effettuato in sede di conferimento del ramo d'azienda da ERG S.p.A. avvenuto data 20 dicembre 2013.
La "Riserva utili e perdite portate a nuovo" è costituita dal risultato dell'esercizio precedente.

La seguente tabella elenca le voci di patrimonio e indica per ognuna la possibile destinazione nonché gli eventuali vincoli di natura fiscale.

	Importo	Possibilità di utilizzo	Quota disponibile e distribuibile	Quota in sospensione d'imposta
	migliaia di Euro
Capitale sociale	1.200	-	-	1.200
Riserva sovrapprezzo azioni	8.920	A B	8.920	-
Riserva legale	-		-	-
Utili e perdite portate a nuovo	(8)		-	-
Riserva cash flow hedge	-	-	-	-
Riserva Available For Sale	-	-	-	-
Altre Riserve	-		-	-
Perdita di esercizio	(19.421)		-	-
TOTALE	(9.308)		8.920	1.200
Legenda A – per aumento capitale sociale B – per copertura perdite C – per distribuzione soci

Nota 10 - Trattamento fine rapporto

	31.12.2014	31.12.2013
Saldo d'inizio periodo	-	-
Conferimento	289	-
Incrementi	148	-
Decrementi	(160)	-

Saldo di fine periodo	277	0

La posta accoglie la stima della passività, determinata sulla base di tecniche attuariali, relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti all'atto della cessazione del rapporto di lavoro. Si precisa che la movimentazione esposta in tabella non include la quota di TFR maturato e trasferito al fondo di Tesoreria INPS.

Nota 11 - Passività per imposte differite

	31.12.2014		Conferimento		31.12.2013
	Differenze temporanee	Effetto fiscale	Differenze temporanee	Effetto fiscale	Differenze temporanee	Effetto fiscale
Amm.ti eccedenti ed anticipati	-	-	-	-	-	-
Svalutazione crediti	-	-	-	-	-	-
Altri strumenti finanziari	-	-	-	-	-	-
Valutazione attuariale TFR	-	-	-	-	-	-
Utili su cambi non realizzati	1.772	487	-	-	-	-
Altre Imposte differite	-	-	-	-	-	-
Totale	1.772	487		-		-

La passività per imposte differite è stanziata sulla base delle differenze temporanee, soggette a tassazione differita, fra il valore delle attività e delle passività ai fini civilistici ed il valore delle stesse ai fini fiscali. L'aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte differite è pari all'aliquota nominale IRES (27,5%) in vigore dal 1° gennaio 2008.

Nota 12 - Fondi per rischi ed oneri correnti

	31.12.2014	Incrementi	Decrementi	Conferimento	31.12.2013
Fondo rischi controstallie Altri fondi	2.079 4.400	1.978 4.400	1.117 -	1.218 -	- -
TOTALE	6.479	6.378	1.117	1.218	-

La voce accoglie 2.079 migliaia di Euro di stima della passività relativa al fondo per rischi ed oneri da controstallie, ovvero agli accantonamenti degli importi dovuti a fronte di richieste della controparte per controstallie passive.

La voce accoglie inoltre 4.400 migliaia di Euro per fronteggiare gli oneri stimati legati alla compravendita di una nave il cui contratto è stato formalizzato a fine 2014 ma gli effetti economici si finalizzeranno nel 2015.

Il valore al 31 dicembre 2014 dei fondi rischi ed oneri è ritenuto capiente per fronteggiare eventuali rischi ed oneri futuri.

Nota 13 - Debiti commerciali

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013
Debiti verso fornitori	129.691	164.901	-
Debiti verso società del gruppo	1.190	171	-
TOTALE	130.881	165.072	-

I debiti verso fornitori sono relativi ad acquisti di prodotti petroliferi di fine periodo verso fornitori nazionali ed esteri pagabili entro l'esercizio successivo.

Nota 14 - Passività finanziarie correnti

	31.12.2014	31.12.2013
Banche a breve
	-	-
Altre passività finanziarie a breve
Debiti finanziari verso Controllante	122.784	-
Debiti finanziari verso società del Gruppo	-	-
Altri debiti finanziari a breve	370	-
	123.154	-
TOTALE	123.154	-

I "debiti finanziari verso Controllante" includono principalmente il debito per il contratto di tesoreria centralizzata verso ERG S.p.A. per 74.049 migliaia di Euro e il debito verso Erg S.p.A. per conguaglio relativo al conferimento per 48.735 migliaia di Euro.

Gli altri debiti finanziari a breve si riferiscono principalmente alla valutazione di strumenti derivati.

Nota 15 - Altre passività correnti

	31.12.2014	Conferimento	31.12.2013

Debiti tributari	86	-	-
Debiti verso il personale	342	489	-
Debiti verso istituti di previdenza e assistenza	239	141	-
Debiti per affitti passivi maturati	-	-	-
Altre passività correnti minori	293	2.514	12
TOTALE	960	3.144	12

I "Debiti tributari" sono costituiti principalmente dal debito verso l'Erario per ritenute operate sulle retribuzioni e sui compensi erogati nel mese di dicembre .

I "Debiti verso il personale" sono relativi alle competenze del periodo non ancora liquidate ed includono ferie, riposi compensativi non goduti e la stima del premio di produttività e dei riconoscimenti variabili legati agli obiettivi aziendali.

I "Debiti verso istituti di previdenza ed assistenza" sono relativi ai contributi di competenza su salari e stipendi del mese di dicembre 2014.

Le "Altre passività correnti minori" rappresentano principalmente ratei e risconti passivi su assicurazioni e su strumenti derivati e dal credito per carte di credito societarie.

Nota 16 - Garanzie, impegni e rischi

Si evidenzia che al 31 dicembre 2014 non sono state rilasciate garanzie.

Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.

Come anticipato nella Relazione sulla Gestione del presente Bilancio di esercizio, si fornisce di seguito un'informativa di dettaglio in merito alla situazione patrimoniale di conferimento.

Situazione patrimoniale del conferimento

	Note	Conferimento
		(Euro)
Attività immateriali (softw are)	a	197.380
Avviamento		-
Immobili, impianti e macchinari		-
Partecipazioni		-
Altre attività finanziarie		-
Attività per imposte anticipate	b	461.480
Altre attività non correnti		-
Attività non correnti		658.860
Rimanenze	c	46.863.814
Crediti commerciali	d	161.622.838
Altri crediti e attività correnti	e	2.236.617
Attività finanziarie correnti	f	16.647.290
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti		-
Attività correnti		227.370.559
Attività destinate alla vendita
TOTALE ATTIVITA'		228.029.419

Patrimonio Netto		10.000.000
Trattamento fine rapporto	g	288.554
Passività per imposte differite		-
Fondi per rischi ed oneri non correnti		-
Passività finanziarie non correnti		-
Altre passività non correnti		-
Passività non correnti		288.554
Fondi per rischi ed oneri correnti	h	1.217.627
Debiti commerciali	i	165.071.505
Passività finanziarie correnti	j	48.307.630
Altre passività correnti	k	3.144.103
Passività correnti		217.740.864
Passività destinate alla vendita		-
TOTALE PASSIVITA'		228.029.418

Analisi situazione patrimoniale del conferimento

Tutti i dettagli delle voci e gli importi contenuti nelle tabelle sono espressi in migliaia di Euro, salvo dove diversamente indicato.

Nota a – Attività Immateriali

Nota b – Attività per imposte anticipate

Le attività per imposte anticipate sono riferibili al fondo oneri per rischi ed oneri correnti, relativo alle controstallie ed alle perdite su cambi non realizzate; l'aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte differite è pari all'aliquota nominale IRES (27,5%).

Nota c – Rimanenze

Le rimanenze di magazzino sono costituite da prodotti petroliferi giacenti presso depositi di stoccaggio o viaggianti, destinati alla rivendita nel breve periodo, valorizzate al costo di acquisto.

Nota d – Crediti Commerciali

I crediti commerciali sono relativi principalmente alla fornitura di prodotti petroliferi nell'ambito dell'attività di compravendita di fine periodo.

Nota e – Altri crediti e attività correnti

Gli altri crediti e attività correnti sono principalmente legati a ratei e risconti su strumenti derivati.

Nota f – Attività finanziarie correnti

Le attività finanziarie correnti, sono relative alla gestione degli strumenti derivati (futures e swaps) utilizzati per la copertura dei rischi di prezzo e di quotazione connessi all'attività di supply & trading di greggi e prodotti petroliferi; includono il deposito richiesto a garanzia del margine per l'operatività con strumenti derivati futures sul mercato regolamentato ICE Futures Europe (5.440 migliaia di Euro), ed il saldo a credito per le operazioni concluse al 31 dicembre 2013 sulla medesima piattaforma (11.207 migliaia di Euro).

Nota g – Trattamento di fine rapporto

La stima della passività legata al TFR, è stata determinata sulla base di tecniche attuariali ed è relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti all'atto della cessazione del rapporto di lavoro.

Nota h – Fondi per rischi ed oneri correnti

La voce accoglie la stima della passività relativa al fondo per rischi ed oneri da controstallie, ovvero agli accantonamenti degli importi dovuti a fronte di richieste della controparte per controstallie passive.

Nota i – Debiti commerciali

I debiti verso fornitori sono relativi ad acquisti di prodotti petroliferi di fine periodo.

Nota j – Passività finanziaria correnti

La voce al 1° gennaio 2014 include la passività finanziaria verso la società Conferente ERG S.p.A..

Nota k – Altre passività correnti

Le altre passività correnti si riferiscono principalmente a ratei e risconti passivi su strumenti derivati (2.596 migliaia di Euro), a debiti verso istituti di previdenza (162 migliaia di Euro), ad altre poste minori (anticipi), ed a debiti verso il personale dipendente (567 migliaia di Euro). I debiti verso il personale sono relativi alle competenze spettanti al personale dipendente del ramo oggetto di conferimento per mensilità correnti, competenze straordinarie, incentivi e premi di produzione maturate alla data del 31 dicembre 2013 e non ancora oggetto di regolazione a tale data.

Nota 18 - Passività potenziali e contenziosi

Si segnala che la Società non è a conoscenza di passività potenziali e contenziosi in essere alla data di redazione del presente Bilancio di esercizio oltre a quelle ordinarie di natura commerciale a fronte delle quali si è già provveduto a stanziare appositi fondi (vedi Nota12 - Fondi per rischi ed oneri correnti).

Analisi del Conto Economico

Le singole voci riportate nelle seguenti tabelle presentano i valori dei ricavi e dei costi 2014 e 2013. Gli importi dell'esercizio precedente non sono comparabili in quanto il conferimento ha avuto efficacia il 01 gennaio 2014 così come specificato nel paragrafo Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A. della Relazione e Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A., in tale esercizio la Società non è stata operativa.

Tutti i dettagli delle voci e gli importi contenuti nelle tabelle sono espressi in migliaia di Euro, salvo dove diversamente indicato.

Nota 19 - Ricavi della gestione caratteristica

	2014
Ricavi delle vendite	3.826.325
Ricavi delle prestazioni TOTALE	3.163 3.829.487

I ricavi delle vendite sono costituiti essenzialmente dalla vendita di prodotti petroliferi.

I ricavi delle prestazioni si riferiscono principalmente a operazioni relative al contratto charter ed i relativi riaddebiti per prestazioni di servizi a controllate.

Si rammenta che tali operazioni sono effettuate con controparti di primaria importanza internazionale.

Nota 20 - Altri ricavi e proventi

	2014
Altri ricavi verso società del Gruppo Altri ricavi verso terzi	1.496 9.623
TOTALE	11.119

Gli altri ricavi e proventi includono addebiti per controstallie per 5.117 migliaia di Euro, addebiti a terzi per servizi vetting per 1.880 migliaia di Euro, addebiti per cancellation fee per 1.358 migliaia di Euro e per recupero spese diverse per 994 migliaia di Euro. In particolare la cancellation fee è dovuta principalmente ad addebiti previsti contrattualmente nei confronti del fornitore, con il quale la società aveva in essere un contratto, la cui fornitura non si è concretizzata. La Società non aveva ancora stipulato contratti di vendita in relazione agli acquisti in oggetto e non ha pertanto consuntivato alcuna penale passiva.

Gli altri ricavi verso società del Gruppo riguardano essenzialmente addebiti per controstallie verso società consociate per 1.371 migliaia di Euro.

Nota 21 - Variazione delle rimanenze

	2014
Variazioni delle rimanenze di prodotti Variazioni delle rimanenze di materie prime	(15.860) -
TOTALE	(15.860)

Le rimanenze finali ammontano a 30.631 migliaia di Euro in diminuzione per 15.860 migliaia di Euro rispetto alle rimanenze iniziali conferite da ERG S.p.A..

Nota 22 - Costi per acquisti

	2014
Costi per acquisti Effetto negoziazione a termine di greggi e prodotti	3.847.612 (26.332)
TOTALE	3.821.281

I costi per acquisti sono costituiti essenzialmente dall'acquisto di prodotti petroliferi e dai costi accessori ad essi collegati, come ad esempio costi di trasporto, controstallie, assicurazioni, ispezioni ecc., principalmente riferibili a soggetti terzi. Le operazioni sono con controparti di primaria importanza internazionale.

Nota 23 - Costi per servizi ed altri costi

	2014
Costi per servizi	12.256
Affitti passivi, canoni e noleggi	49
Accantonamenti / perdite su crediti
Accantonamenti per rischi ed oneri	6.378
Imposte e tasse
Altri costi di gestione	152
TOTALE	18.835

I costi per servizi sono composti come indicato nella tabella seguente ed includono principalmente costi per servizi legati alla commercializzazione di prodotti petroliferi inclusi i costi relativi all'affitto del deposito di Fiumicino, compensi ad Amministratori e Sindaci, ed altri servizi vari, che includono in particolare le prestazioni da altre società del Gruppo, servizi EDP da terzi, servizi per il personale ed altre prestazioni:

	2014
Costi commerciali, di distribuzione e di trasporto Utenze e somministrazioni	7.796 5
Consulenze e mediazioni	3.055
Compensi Amministratori e Sindaci	30
Altri servizi	1.370
TOTALE	12.256

Nota 24 - Costi del lavoro

	2014

Salari e stipendi	1.909
Oneri sociali	568
Trattamento di fine rapporto	134
Altri costi	108
TOTALE	2.719

Il costo del lavoro è influenzato dall'operazione di conferimento, per maggiori dettagli si rimanda alla Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.

Si evidenzia di seguito la composizione dell'organico di ERG Supply & Trading S.p.A. (unità medie del periodo)

	2014
Dirigenti	3
Quadri	16
Impiegati	12
TOTALE	31

Si precisa che il numero dei dipendenti oggetto del conferimento ammontava a 32 e al 31 dicembre 2014 il numero dei dipendenti ammonta complessivamente a 30 unità.

Nota 25 - Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni

	2014
Ammortamenti immobilizzazioni immateriali	157
Ammortamenti immobilizzazioni materiali	-
Svalutazioni delle immobilizzazioni	-
TOTALE	157

Gli ammortamenti delle immobilizzazioni immateriali si riferiscono a licenze e software.

Nota 26 - Proventi (oneri) finanziari netti

	2014
Proventi
Differenze cambio attive	66.185
Interessi attivi bancari	62
Altri proventi finanziari	61
	66.308
Oneri
Differenze cambio passive	(72.077)
Interessi passivi bancari a breve termine	(263)
Altri oneri finanziari	(1.777)
	(74.117)
TOTALE	(7.809)

Le differenze cambio sono complessivamente negative per 5.892 migliaia di Euro, tale importo comprende l'adeguamento di fine periodo, calcolato dalla Società allineando tutte le partite in valuta estera al cambio di fine periodo. Esse sono di importo significativo anche per effetto delle importanti fluttuazioni del tasso di cambio avvenuto in maniera particolare a partire dal terzo trimestre, che hanno portato a un deprezzamento del tasso di cambio.

Negli "altri oneri finanziari" sono ricompresi principalmente interessi passivi verso società controllanti a seguito del contratto per tesoreria centralizzata verso ERG S.p.A. per un importo pari a 1.584 migliaia di Euro.

Nota 27 - Imposte sul reddito 2014 Imposte differite 1.132 Imposte esercizio precedente - Beneficio da consolidato fiscale ed altre imposte 5.504 TOTALE 6.636

L'accantonamento delle imposte sul reddito dell'esercizio è stato calcolato tenendo conto del prevedibile risultato fiscale determinato alla luce dell'attuale normativa tributaria.

Le imposte anticipate e differite sono originate da differenze temporanee fra i risultati civilistici ed i relativi imponibili fiscali, le imposte differite ammontano a 1.619 migliaia di Euro per IRES ed 487 migliaia di Euro per IRAP.

La voce beneficio da consolidato fiscale ed altre imposte è composta dal recupero ai fini IRES della perdita fiscale dell'anno 2014 per un importo pari a 5.244 migliaia di Euro a seguito dell'adozione del "consolidato fiscale", e dal provento conseguente la cessione degli interessi passivi indeducibili al consolidato fiscale per 260 migliaia di Euro.

Riconciliazione tra onere fiscale da bilancio e onere fiscale teorico

Si riporta di seguito la riconciliazione dell'onere fiscale.

IRES
Risultato ante imposte	(26.056)
Onere fiscale teorico (27,5%)		(9.901)
Variazioni fiscali permanenti	2.409
Imponibile fiscale	(23.647)
IRES aliquota (27,5%)		(6.503)
IRAP
Differenza tra costi e ricavi della produzione	(18.245)
Costi e ricavi non rilevanti ai fini IRAP	2.719
Base imponibile teorica ai fini IRAP	(15.526)
Onere fiscale teorico (aliquota 4,82%)		-
Variazioni fiscali permanenti	6.079
Imponibile IRAP	(9.447)
IRAP a bilancio		-
Provento cessione interessi passivi consolidato fiscale		(260)
Altro		127
Totale imposte a bilancio		(6.636)

Nota 28 – Poste non ricorrenti

Le poste non ricorrenti del presente bilancio di esercizio sono pari a circa -7.159 migliaia di Euro, di cui 9.875 migliaia di Euro si riferiscono al fair value negativo degli swap sui differenziali di copertura ed il relativo effetto fiscale per un importo pari a 2.716 migliaia di Euro.

Nota 29 - Parti correlate

Nelle seguenti tabelle si dà evidenza del dettaglio delle attività, passività, proventi ed oneri verso parti correlate.

	Crediti Commerciali	Crediti Diversi	Finanziarie correnti
	(migliaia di Euro)
Controllanti ERG S.p.A.	164	5.518	5
Consociate
TotalErg S.p.A.	57.567	-	-
Totale	57.731	5.518	5

	Debiti Commerciali	Debiti Diversi	Debiti Finanziari
	(migliaia di Euro)
Controllanti
ERG S.p.A.	312	76	122.784
Consociate
Erg Power Generation S.p.A.	8	-	-
ERG Services S.p.A.	648	-	-
TotalErg S.p.A.	222	-	-
Totale	1.190	76	122.784

	Ricavi della gestione caratteristica	Altri ricavi e proventi	Proventi finanziari
	(migliaia di Euro)
Controllanti ERG S.p.A.	-	-	55
Consociate ERG Oil Sicilia S.r.l.	-	40	-
TotalErg S.p.A.	869.362	1.456	11.819
Totale	869.362	1.496	11.874

	Costi per Acquisti	Servizi e altri oneri	Oneri finanziari
	(migliaia di Euro)
Controllanti
ERG S.p.A.	-	1.143	1.679

Consociate
ERG Power Generation S.p.A.	-	21	-
ERG Services S.p.A.	-	2.056	-
ERG Oil Sicilia S.r.l.	-	7	-
TotalErg S.p.A.	13.369	1.601	2.049
Totale	13.369	4.828	3.728

I rapporti patrimoniali attivi sono relativi principalmente a crediti di natura commerciale, all'erogazione di finanziamenti, all'IVA di Gruppo e al "consolidato fiscale".

I rapporti patrimoniali passivi sono relativi principalmente a debiti di natura commerciale e a contratti di finanziamento.

I rapporti economici riguardano essenzialmente ricavi e costi connessi al business, al recupero costi per prestazioni di servizi effettuati dalle funzioni di staff centralizzate.

Tutte le operazioni fanno parte della gestione ordinaria e sono regolate a condizioni di mercato.

Nota 30 - Corrispettivi di revisione

In base all'art. 149-duodecies del Regolamento Emittenti, si riportano gli oneri di competenza 2014 relativi alle prestazioni effettuate dalla società di revisione Deloitte & Touche S.p.A., revisore principale del Gruppo ERG, e dalle società appartenenti al network ad essa correlato.

	2014	2013

Servizi di revisione	104	0
Servizi diversi dalla revisione	0	0
TOTALE	104	0

I "servizi di revisione" comprendono la revisione completa dei bilanci annuali separato e consolidato e la revisione limitata della relazione semestrale.

Nota 31 - Strumenti Finanziari

31/12/2014	FVTPL(1)	L&R(2)	AFS(3)	Altre passività	Derivati di copertura	Totale	di cui non corrente	Fair value
Partecipazioni in altre imprese	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Crediti finanziari	‐	(16.310)	‐	‐	‐	(16.310)	‐	‐
Strumenti derivati	‐	‐	‐	‐	33.458	33.458	‐	33.458
Crediti commerciali	‐	144.239	‐	‐	‐	144.239	‐	‐
Titoli finanziari nel circolante	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Altri crediti	‐	16.453	‐	‐	‐	16.453	‐	‐
Disponibilità liquide	‐	36.065	‐	‐	‐	36.065	‐	‐
Totale attività	‐	180.447	‐	‐	33.458	213.905	‐	33.458
Mutui e finanziamenti	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Project Financing no recourse	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Debiti verso banche a breve	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Debiti finanziari	‐	‐	‐	123.152	‐	123.152	‐	123.152
Strumenti derivati	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Debiti commerciali	‐	‐	‐	130.880	‐	130.880	‐	‐
Altri debiti	‐	‐	‐	287	‐	287	‐	‐
Totale passività	‐	‐	‐	254.319	‐	254.319	‐	123.152

La tabella seguente mostra un'analisi degli strumenti finanziari valutati al fair value, raggruppati in Livelli da 1 a 3 basati sul grado di osservabilità del fair value:

livello 1, il fair value è determinato da prezzi quotati in mercati attivi;
livello 2 il fair value è determinato tramite tecniche di valutazione che si basano su variabili che sono direttamente (o indirettamente) osservabili sul mercato;
livello 3 il fair value è determinato tramite tecniche di valutazione che si basano su significative variabili non osservabili sul mercato.

	Livello 1	Livello 2	Livello 3
Attività finanziarie
‐ FVTPL	33.458	‐	‐
‐ AFS	‐	‐	‐
‐ Derivati di copertura		‐	‐
Totale	33.458	‐	‐

Passività finanziarie
‐ FVTPL	‐	‐	‐
‐ Derivati di copertura	‐	‐	‐
Totale	‐	‐	‐

Nota 32 - Informativa sui rischi

I principali rischi identificati e attivamente gestiti da ERG Supply & Trading S.p.A. sono i seguenti:

il rischio di credito, col quale si evidenzia la possibilità di insolvenza (default) di una controparte o l'eventuale deterioramento del merito creditizio assegnato;
il rischio di mercato, derivante dall'esposizione alle fluttuazioni dei tassi di cambio, principalmente tra Euro e dollaro americano, dei tassi di interesse, nonché dalla variazione dei prezzi dei prodotti venduti e degli acquisti di materie prime (rischio volatilità prezzo commodity);
il rischio di liquidità, che esprime il rischio che le risorse finanziarie disponibili risultino insufficienti a mantenere i propri impegni di pagamento.

Il Gruppo ERG attribuisce grande importanza al presidio dei rischi ed ai sistemi di controllo, quali condizioni per garantire una gestione efficiente dei rischi assunti; il processo di Risk Finance misura e controlla a livello centrale per l'intero Gruppo il grado di esposizione ai singoli rischi e verifica la coerenza con i limiti assegnati e fornisce le proprie analisi, sia alle singole società controllate, che al Comitato Rischi e all'Alta Direzione della Capogruppo, per le decisioni di tipo strategico.

Rischio di credito

L'esposizione al rischio di credito, insito nella probabilità che una determinata controparte non riesca a far fronte alle proprie obbligazioni contrattuali, viene gestita attraverso opportune analisi e valutazioni attribuendo ad ogni controparte un rating interno (Internal Rating Based, indice sintetico di valutazione del merito creditizio). La classe di rating fornisce una stima della probabilità di insolvenza (default) di una determinata controparte da cui dipende il grado di affidamento assegnato, che viene puntualmente monitorato e che non deve mai essere superato. La scelta delle controparti relativamente sia al business industriale sia alle negoziazioni finanziarie sottostà alle decisioni del Comitato Fidi e Crediti le cui scelte sono supportate dalle analisi del merito creditizio.

Anche il rischio di concentrazione, sia per cliente sia per settore viene costantemente monitorato senza però aver mai presentato situazioni di allerta.

La tabella sottostante fornisce informazioni circa l'esposizione di ERG Supply & Trading S.p.A. al rischio di credito a fine esercizio, mediante classificazione nei crediti non scaduti (vedi Nota 5 – Crediti commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating interni assegnati.

(migliaia di Euro)	2014
VALUTAZIONE AAA	48
VALUTAZIONE AA+ / AA-	80
VALUTAZIONE A+ / A-	369
VALUTAZIONE BBB+ / BBB-	38.512
VALUTAZIONE BB+ / BB-	123
VALUTAZIONE B+ / B-	17.250
	-
CREDITI VERSO IMPRESE DEL GRUPPO	57.132
NON ASSEGNATI	31.369
Saldo al 31.12.2014	144.883

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità si identifica con il rischio che le risorse finanziarie possano non essere sufficienti a coprire tutti gli obblighi in scadenza. Ad oggi il Gruppo ERG garantisce con la generazione di flussi e disponibilità di linee di credito, rese da controparti diverse, l'adeguata copertura dei propri fabbisogni finanziari.

Le seguenti tabelle riassumono il profilo temporale delle passività finanziarie di ERG Supply & Trading S.p.A. al 31/12/2014 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati.

	Scadenziere dei debiti
(migliaia di Euro)	Su richiesta	inferiore a 3 mesi	da 3 a 12 mesi	da 1 a 5 anni	superiore a 5 anni
Debiti finanziari	‐	‐	‐	123.152	‐
Debiti commerciali	45.688	85.192	‐	‐	‐
Totale passività	45.688	85.192	‐	123.152	‐

Rischio di mercato

Il rischio di mercato comprende il rischio di cambio ed il prezzo delle commodities. La gestione di tali rischi è disciplinata dalle linee guida indicate nella Policy di Gruppo e da procedure interne alla funzione Treasury.

Rischio di cambio

Il rischio di cambio è la variazione dei tassi di cambio espressi nelle varie divise rispetto all'Euro che incide sui risultati economici dell'impresa. I flussi netti in valuta generati dall'azienda diversi dall'Euro (valuta di riferimento) costituiscono l'esposizione al rischio di cambio. Al fine di poter ridurre la volatilità di tali esposizioni vengono eseguite operazioni di copertura (sebbene non designate in hedge accounting) sia sul mercato a pronti sia sul mercato a termine.

La seguente tabella evidenzia l'impatto sull'utile ante imposte, mantenendo fisse tutte le altre variabili, derivante dal diverso fair value delle attività e delle passività finanziarie a seguito di una variazione del +/-10% del tasso di cambio del dollaro.

Impatto a Conto Economico

	2014	2013
	(milioni di Euro)
Shock‐up (variazione cambio Euro/dollaro +10%)	10,1	‐
Shock‐down (variazione cambio Euro/dollaro ‐10%)	(12,3)	‐

Rischio commodity

Il rischio prezzo delle merci è insito nella variazione inattesa dei prezzi delle materie prime, dell'approvvigionamento dei servizi, dei prodotti finiti e dei servizi immessi sul mercato per la vendita.

Per quanto concerne la gestione del rischio prezzo legato alle attività di compravendita, le politiche interne prevedono la copertura del flat price (rischio prezzo legato a diversi periodi di maturazione prezzo tra ogni singolo acquisto e la corrispondente rivendita).

Obiettivo definito nella policy di Risk Finance è quello di non esporre il margine di compravendita al rischio di fluttuazione dei prezzi di mercato .

Al fine del conseguimento della copertura del flat price delle compravendite, la Società utilizza strumenti derivati come Futures e Commodity Swap con sottostante grezzi e prodotti petroliferi.

La tabella sotto riportata considera gli strumenti finanziari derivati e rappresenta a fronte di ragionevoli cambiamenti dei prezzi, mantenendo fisse tutte le altre variabili, l'impatto sulle variazioni dell'utile ante imposte (a causa di variazioni del fair value delle attività e delle passività finanziarie) e del patrimonio netto della Società (dovuto a variazioni del valore equo degli strumenti derivati in cash flow hedge) del cambiamento del prezzo delle commodity del +/-20%.

Impatto a Conto Economico

	2014	2013
	(milioni di Euro)
Shock‐up (variazione prezzo commodities +25%)	(22,1)	‐
Shock‐down (variazione prezzo commodities ‐25%)	22,1	‐

Strumenti derivati utilizzati

Gli strumenti derivati perfezionati dalla Società volti a fronteggiare l'esposizione al rischio prezzo commodities, rischio di tasso di cambio e di tasso di interesse al 31 dicembre 2014 sono i seguenti:

Tipologia	Rischio coperto	Nozionale		Fair Value
		di riferimento		31/12/2014
Strumenti non Hedge Accounting				(migliaia di Euro)
A Future copertura rischio prezzo commodity	Rischio variazione prezzi prodotti	migliaia di TO	165	11.171
B Forward su cambi di breve periodo	Rischio transattivo cambio	milioni di dollari	135	(370)
C Swap copertura rischio differenziale su prodotti	Rischio variazione prezzi prodotti	migliaia di tonnellate	1.834	2.088
C Swap copertura rischio differenziale su prodotti	Rischio variazione prezzi prodotti	migliaia di BBLS	7.353	(8.149)
C Swap copertura rischio differenziale su prodotti	Rischio variazione prezzi prodotti	migliaia di GALS	13.378	(7.907)
Totale strumenti non Hedge Accounting				(3.167)
TOTALE STRUMENTI DERIVATI				(3.167)

Strumenti non Hedge Accounting

A. Futures copertura rischio prezzo commodity

Operazioni futures a copertura del rischio di variazione dei prezzi greggio e prodotti petroliferi Trattasi di contratti con cui le parti si impegnano ad acquistare e/o a vendere a termine un determinato quantitativo di lotti di greggio. Il regolamento monetario fra le parti avviene sulla base della differenza di prezzo.

B. Forward su cambi di breve periodo

Operazioni a copertura del rischio di cambio sui flussi finanziari generati dagli acquisti di materie prime e dalla vendita di prodotti finiti attesi nel mese di gennaio 2015.

C. Swap copertura rischio differenziali su prodotti

Operazioni swap a copertura del rischio di variazione dei prezzi su diversi mercati relativamente ad acquisti e vendite di grezzi e prodotti petroliferi. Trattasi di contratti con cui le parti fissano il differenziale di prezzo tra mercati impegnandosi a versare o a riscuotere ad una scadenza pattuitala differenza tra il delta prezzi fissato e quello a consuntivo per le quantità oggetto del contratto (capitale nozionale).

Per il Consiglio di Amministrazione Amministratore Delegato Sergio Bovo

Dati essenziali dell'ultimo bilancio di ERG S.p.A., Società che esercita su ERG Supply & Trading S.p.A. attività di direzione e coordinamento

Situazione patrimoniale e finanziaria	31/12/2013 (1)
	(migliaia di euro)
Attività immateriali	1.675
Avviamento	-
Immobili, impianti e macchinari	12.873
Partecipazioni	885.505
Altre attività finanziarie	159.952
Attività per imposte anticipate	14.786
Altre attività non correnti	2.350
Attività non correnti	00/01/1900 1.077.140
Rimanenze	-
Crediti commerciali	218.441
Altri crediti e attività correnti	104.265
Attività finanziarie correnti	113.274
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	791.597
Attività correnti	1.227.577
Attività destinate a essere trasferite	00/01/1900 417.955
TOTALE ATTIVITA'	2.722.672 00/01/1900
Patrimonio Netto	1.524.071
Trattamento fine rapporto	728
Passività per imposte differite	5.027
Fondi per rischi ed oneri non correnti	91.661
Passività finanziarie non correnti	33.865
Altre passività non correnti	4.591
Passività non correnti	135.871
Fondi per rischi ed oneri correnti	35.068
Debiti commerciali	299.301
Passività finanziarie correnti	307.835
Altre passività correnti	107.100
Passività correnti	749.304
Passività destinate a essere trasferite	00/01/1900 313.426
TOTALE PASSIVITA'	2.722.672

(1) la situazione patrimoniale e finanziaria separata al 31 dicembre 2013 della ERG S.p.A. è rappresentata secondo quanto stabilito dall'IFRS 5 "Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", con l'esclusione pertanto delle attività e passività relative ai Business Supply & Trading e Power, indicate separatemente alle righe "Attività e passività destinate a essere trasferite" in considerazione del trasferimento delle attività e passività dei due business nelle partecipate totalitarie ERG Supply & Trading S.p.A. e ERG Power Generation S.p.A. a seguito del nuovo modello organizzativo.

Conto economico	31/12/2013 (1)
	(migliaia di euro)
Ricavi della gestione caratteristica	6.101
Altri ricavi e proventi	10.419
Variazioni delle rimanenze prodotti	-
Variazioni delle rimanenze materie prime	-
Costi per acquisti	(206)
Costi per servizi ed altri costi	(27.054)
Costi del lavoro	(26.610)
MARGINE OPERATIVO LORDO	(37.349)
Ammortamenti e svalutazioni immobilizzazioni	(2.590)
Proventi (oneri) da cessione ramo d'azienda	-
Proventi (oneri) finanziari netti	6.619
Proventi (oneri) da partecipazioni netti	(30.988)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(64.308)
Imposte sul reddito	9.380
RISULTATO NETTO DI ATTIVITA' IN FUNZIONAMENTO	(54.928)
Risultato netto di attività destinate a essere trasferite	84.093
RISULTATO NETTO DEL PERIODO	29.166

(1) il Conto Economico è rappresentato secondo quanto stabilito dall'IFRS 5, "Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate", con l'esclusione pertanto dei risultati economici dei Business Oil e Power, indicati separatamente alla riga "Risultato netto di attività destinate a essere trasferite" in considerazione del trasferimento delle attività e passività dei due business nelle partecipate totalitarie ERG Supply & Trading ed ERG Power Generation S.p.A. a seguito del nuovo assetto organizzativo del gruppo.

RELAZIONE SULLA GESTIONE

PREMESSA

Il Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014 è redatto in applicazione dei Principi Contabili Internazionali promulgati dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea, includendo tra questi anche tutti i Principi Internazionali oggetto di interpretazione (International Accounting Standards – IAS) e le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e del precedente Standing Interpretations Committee (SIC).

Il presente documento è stato sottoposto a revisione contabile da parte della società Deloitte & Touche S.p.A.secondo le modalità previste dalla normativa CONSOB.

INFORMAZIONE AI SENSI DEGLI ARTT. 70 E 71 DEL REGOLAMENTO EMITTENTI

La Società si avvale della facoltà, introdotta dalla CONSOB con Delibera n. 18079 del 20 gennaio 2012, di derogare all'obbligo di mettere a disposizione del pubblico un documento informativo in occasione di operazioni significative di fusione, scissione, aumento di capitale mediante conferimento di beni in natura, acquisizione e cessione.

RISULTATI A VALORI CORRENTI ADJUSTED

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale dei business i risultati economici sono esposti anche a valori correnti adjusted con l'esclusione delle poste non caratteristiche ¹ e comprensivi del contributo, per la quota di spettanza ERG, dei risultati a valori correnti delle joint venture TotalErg S.p.A.per quel che riguarda ilsettore Downstream integrato e LUKERG Renew GmbH per ilsettore Rinnovabili, i cui contributi nel Conto Economico non a valori correnti adjusted sono rappresentati dalla valutazione a equity delle partecipazioni. L'indebitamento finanziario netto è a valori adjusted e tiene conto, per la quota di spettanza ERG, della posizione finanziaria netta delle joint venture LUKERG Renew GmbH (50%) e TotalErg S.p.A.(51%), al netto delle relative poste infragruppo.

ACCORDO PER LA CESSIONE DELL'IMPIANTO IGCC ISAB ENERGY E RISOLUZIONE ANTICIPATA CIP 6

A fine 2013 ERG ha comunicato di aver raggiunto un accordo con GDF SUEZ per l'acquisizione delle partecipazioni, pari al 49% del capitale sociale (indirettamente possedute dalla stessa GDF SUEZ e da Mitsui & Co.), in ISAB Energy,società proprietaria dell'impianto di produzione di energia elettrica IGCC (528 MW) di Priolo Gargallo (SR),in ISAB Energy Services,società di manutenzione e gestione dell'impianto,e in ISAB Energy Solare,proprietaria di un impianto fotovoltaico della potenza di 1 MW.

Contestualmente ERG ha sottoscritto con ISAB, controllata dal Gruppo LUKOIL, un accordo per la cessione dei rami d'azienda di ISAB Energy e ISAB Energy Services, costituiti principalmente dall'impianto di produzione IGCC e dal personale per la sua gestione e manutenzione. Il corrispettivo pattuito per l'asset value è di 20 milioni.

Il 16giugno2014 è statoperfezionatoil closingconGDF SUEZperl'acquisizionedellepartecipazioni, pari al 49% del capitale sociale,in ISAB Energy,ISAB Energy Services e ISAB Energy Solare.

L'operazione si è conclusa, in linea con gli accordi comunicati il 30 dicembre 2013, a seguito dell'approvazione da parte dell'Autorità Antitrust competente e dell'avvenuta accettazione da parte del GSE della risoluzione anticipata della convenzione CIP 6/92 per l'impianto di ISAB Energy, con efficacia dal 1° luglio 2014.

¹ Le poste non caratteristiche includono componenti reddituali significativi aventi natura non usuale.

Il 30 giugno 2014 è stato quindi perfezionato il closing con ISAB, controllata dal Gruppo LUKOIL, per la cessione dei rami d'azienda sopra descritti.

Il presente Bilancio riflette gli effetti delle operazioni sopra descritte. Per una migliore comprensione dei dati commentati nel presente documento sisegnalano in particolare iseguenti impatti:

acquisizione delle minorities da GDF SUEZ per un importo di 153 milioni con azzeramento delle relative quote di minoranza e incremento del patrimonio netto di Gruppo. Poiché l'operazione è avvenuta a fine giugno il Conto Economico riflette ancora le relative quote di minoranza per i primi sei mesi del 2014;
rilevazione del provento per la risoluzione anticipata della convenzione CIP 6 pari a circa 515 milioni (317 milioni al netto dell'effetto fiscale) il cui incasso è avvenuto nel corso del terzo trimestre dell'esercizio;
rilevazione della minusvalenza netta per la cessione degli impianti e del personale per la sua gestione e manutenzione pari a circa 405 milioni (267 milioni al netto dell'effetto fiscale) con corrispondente diminuzione degli assets e delle passività del personale trasferito, a fronte di un incasso di circa 26 milioni;
rilevazione di altri proventi netti, accessori e correlati all'operazione, pari a 30 milioni a livello di margine operativo lordo (5 milioni a livello di risultato netto) relativi principalmente al rilascio del risconto passivo della maggiorazione tariffaria CIP 6 e allo stanziamento di imposte differite passive su riserve distribuibili di patrimonio netto.

Tali poste sono considerate non caratteristiche e pertanto non sono riflesse nei valori correnti adjusted.

CESSIONE PARTECIPAZIONE IN ERG OIL SICILIA

In data 29 dicembre 2014 ERG ha ceduto a Maiora,società controllata da GRS Petroli, il 100% del capitale sociale di ERGOil Sicilia,società operante nelsettore della distribuzione carburanti in Sicilia con una Rete di circa 200 punti vendita.Il corrispettivo della cessione è di circa 30 milioni. Il presente Bilancio beneficia, a Conto Economico, dei risultati per l'intero esercizio della società mentre,a Stato Patrimoniale,riflette la vendita aisuddetti valori.L'operazione si inquadra nella strategia di portafoglio di Gruppo che prevede una sempre maggiore focalizzazione verso la produzione di energia da fonti rinnovabili.

NUOVO MODELLO ORGANIZZATIVO

Nel 2014 è stato implementato un nuovo modello organizzativo di Gruppo il cui obiettivo è garantire l'allineamento tra strategie di business e modello aziendale di funzionamento, ricercando il contesto ottimale in cui le persone di ERG possano esprimere al meglio il proprio patrimonio di idee e competenze. Il nuovo modello organizzativo-societario intende rispondere a queste esigenze attraverso l'interazione di tre macro-ruoli:

la Capogruppo ERG S.p.A. garantisce l'indirizzo strategico, il controllo direzionale e il presidio del capitale umano,finanziario e relazionale quali asset fondamentali per lo sviluppo;
le "business units", ovvero società di scopo focalizzate sui rispettivi business e dotate di adeguate strutture proprie,in grado di garantire efficienza gestionale,spinta allo sviluppo e risposta tempestiva alla volatilità dei mercati di riferimento;
ERG Services S.p.A.,società deputata a raggiungere l'eccellenza operativa nella fornitura di servizi di supporto a tutte le società del Gruppo ERG ("shared services").

L'attuazione del nuovo modello organizzativo societario di Gruppo ha previsto:

– la societarizzazione delle attività di business precedentemente svolte da ERG S.p.A., tramite il conferimento dei rami d'azienda (attività,personale,assets e contratti) dei business Oil e Power rispettivamente in ERG Supply & Trading S.p.A. e in ERG Power Generation S.p.A., entrambe controllate dal socio unico ERG S.p.A.;

il mantenimento nella controllata ERG Renew S.p.A. di tutte le attività relative al business Renewables;
la societarizzazione delle principali attività di servizio e supporto trasversali alle attività del Gruppo precedentemente svolte da ERG S.p.A., tramite il conferimento del relativo ramo d'azienda (attività, personale, assets e contratti) nella neocostituita ERG Services S.p.A., controllata dal socio unico ERG S.p.A.

La nuova organizzazione è stata varata a fine 2013 e la sua concreta attuazione,sia per quanto concerne gli adempimenti formalisia per quanto riguarda il riallineamento dei processi operativi, si è sostanzialmente completata già nella prima metà del 2014.

In particolare in data 1° gennaio 2014 hanno avuto efficacia i conferimenti dei rami d'azienda relativi a ERG Supply &Trading S.p.A.ed ERG Services S.p.A.,che hanno pertanto assunto piena operatività da inizio anno,mentre in data 1° luglio 2014 ha avuto efficacia il conferimento del ramo d'azienda relativo a ERG Power Generation S.p.A.

In merito a ERG Supply &Trading S.p.A.,in considerazione dei risultati negativi consuntivati nel 2014 e tenuto conto dell'evoluzione degli indirizzi strategici del Gruppo si è deciso di non proseguire le relative attività di business e di conseguenza valutare le più adeguate operazioni di riorganizzazione.

PROFILO DEL GRUPPO

Il Gruppo ERG,anche attraverso le proprie controllate e joint venture con primari operatori internazionali, opera nei seguenti settori:

RINNOVABILI

Attraverso ERG Renew (controllata al 93%),ERG opera nelsettore della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili con 1.341 MW di potenza eolica installata al 31 dicembre 2014, di cui 636 MW derivanti dall'acquisizione di IP Maestrale nel corso del 2013. ERG Renew è il primo operatore nelsettore eolico in Italia e uno dei primi dieci in Europa. A partire dal 2014 sono entrati in pieno esercizio commerciale i nuovi parchi eolici costruiti in Italia (34 MW) e in Romania attraverso LUKERG Renew (84 MW di cui 42 MW quota ERG). I parchi sono concentrati prevalentemente in Italia (1.087 MW), ma con una presenza significativa anche in Germania (86 MW), in Francia (64 MW),e attraverso LUKERG Renew in Romania (77 MW quota ERG) e in Bulgaria (27 MW quota ERG); inoltre nella seconda parte del 2014 è iniziata la realizzazione di un nuovo parco in Polonia (42 MW) la cui entrata in esercizio è prevista nel 2015.

Da ottobre 2013 inoltre, attraverso la creazione di ERG Renew O&M, la società ha internalizzato le attività di gestione e manutenzione dei parchi eolici in Italia derivanti dall'acquisizione di IP Maestrale e sta iniziando a estendere progressivamente tale attività anche agli altri parchi italiani.

POWER

Il Gruppo nel 2014 ha svolto l'attività di produzione e commercializzazione di energia elettrica, vapore e gas, attraverso:

− ERG Power S.r.l.:società proprietaria della Centrale Nord (480 MW) ubicata nel sito industriale di Priolo, comprendente un impianto a ciclo combinato alimentato a gas naturale e altri impianti necessari a soddisfare le richieste di vapore e altre utilities delsito stesso. La centrale è entrata in esercizio commerciale nell'aprile 2010;
− ISAB Energy S.r.l.:società proprietaria fino al 30 giugno 2014 di una centrale (528 MW) che ha operato nell'ambito di una convenzione CIP 6 ventennale utilizzando come combustibile gas disintesi ottenuto da un processo di gassificazione dell'asfalto proveniente dalla Raffineria ISAB di Priolo (Sicilia);
− ISAB Energy Services S.r.l.:società che svolge i servizi di O&M per ERG Power S.r.l. e fino al 30 giugno 2014 per ISAB Energy S.r.l.

A seguito dell'operazione con i gruppi GDF SUEZ e LUKOIL, conclusasi il 30 giugno 2014, il Gruppo ERG ha modificato sostanzialmente il proprio perimetro di attività nel settore termoelettrico, con la cessione dell'impianto produttivo da 528 MW di ISAB Energy e del ramo d'azienda relativo all'attività di O&M sull'impianto stesso.

DOWNSTREAM INTEGRATO

Il Gruppo è attivo nel settore del Downstream integrato, in cui è uno dei primari operatori del mercato italiano attraverso TotalErg, joint venture con Total, con una rete di circa 2.700 punti vendita,e,fino al 29 dicembre 2014 tramite ERG Oil Sicilia (EOS),società operante nel settore rete in Sicilia la cui partecipazione, pari al 100% del capitale sociale, è stata ceduta da ERG al gruppo GRS Petroli.

TotalErg opera anche nel settore della logistica e della raffinazione principalmente attraverso un importante polo per lo stoccaggio e la movimentazione di prodotti petroliferi nel centro Italia e mediante la Raffineria Sarpom di Trecate partecipata al 24% e con una capacità di lavorazione pari a 1,6 milioni di tonnellate annue.

In seguito alla cessione della partecipazione del 20% nella raffineria ISAB di Priolo, avvenuta a fine 2013, ERG è uscita dal business della Raffinazione costiera, caratterizzato negli ultimi anni da margini di lavorazione molto depressi. Nel 2014 è continuata invece attraverso ERG Supply & Trading, l'attività di compravendita di greggi e prodotti petroliferi.Tale attività tuttavia è prevista in dismissione nel corso del 2015 non risultando più coerente con le strategie del Gruppo.

(1) L'impianto IGCC di ISAB Energy da 528 MW è stato ceduto in data 30 giugno 2014.

(2) La partecipazione in ERG Oil Sicilia è stata ceduta in data 29 dicembre 2014.

STRATEGIA

La strategia perseguita da ERG mira a consolidare l'attuale posizionamento del Gruppo nelle rinnovabili in Italia e proseguire la crescita nell'eolico all'estero, ottimizzare la gestione operativa e la generazione di cassa nel termoelettrico,razionalizzare la Rete di TotalErg,in un contesto di profondo cambiamento del settore.

RINNOVABILI

La strategia di ERG mira a proseguire il percorso di crescita nelsettore attraverso la controllata ERG Renew con l'obiettivo di consolidare il proprio posizionamento di primo operatore nel mercato domestico e accelerare lo sviluppo all'estero.Negli ultimi anni ERG Renew ha incrementato significativamente la propria capacità installata passando dai circa 200 MW del 2009 agli oltre 1.300 MW attuali,con una crescita ottenuta sia attraverso l'acquisizione di assets sia attraverso la realizzazione di nuovi impianti. In particolare per quel che riguarda l'estero, dove è collocata circa il 20% della capacità installata, la strategia di ERG mira ad accelerare il percorso di crescita e diversificazione geografica del proprio portafoglio di assets,sia attraverso gli investimenti in corso di realizzazione in Polonia,sia attraverso la valutazione di possibili nuovi investimenti in altri paesi. Il dimensionamento raggiunto, l'integrazione di IP Maestrale in ERG Renew e l'internalizzazione delle attività di O&M,consentiranno di ottenere importanti benefici nella gestione degli assets,sia in termini di efficienza e controllo dei costi che di performance operative.

POWER

ERGcontinua a perseguire una strategia di massima valorizzazione dell'impianto CCGT della controllata ERG Power. In tale ottica di valorizzazione del portafoglio assets, la strategia è volta alla massimizzazione e stabilizzazione dei flussi di cassa,attraverso l'accordo con IREN per la fornitura di 2 TWh all'anno di energia elettrica persei anni a decorrere dal 1° gennaio 2012,i contratti di lungo periodo di fornitura utilities alsito di Priolo e la partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) con un importante contributo sui margini.Anche alla luce di tali elementi l'impianto ERG Power presenta fattori di utilizzo e una redditività ampiamente al di sopra della media per questa tipologia di impianti.Parte integrante della strategia è la massima valorizzazione dell'energia elettrica attraverso una direzione dedicata di Energy Management,che commercializza l'energia elettrica prodotta dall'impianto CCGT e dai parchi eolici italiani di ERG Renew,che hanno progressivamente rinunciato al ritiro dedicato da parte del GSE.

DOWNSTREAM INTEGRATO

La strategia di ERG è volta al massimo valorizzo della propria partecipazione inTotalErg attraverso il rafforzamento della posizione competitiva per migliorare la redditività e la sostenibilità nel lungo termine,in un contesto difficile sia per la fortissima contrazione dei consumi sia per una struttura inefficiente della rete di distribuzione carburanti del Paese, con erogato medio perstazione diservizio ampiamente inferiore alla media dei principali Paesi europei.In tale contesto ERG,attraverso la joint venture TotalErg,mira a razionalizzare e rafforzare, anche tramite una maggiore automazione degli impianti, la propria rete di distribuzione carburanti.In parallelo,oltre a ricercare la massima efficienza in termini di riduzione di costi,la strategia mira anche a razionalizzare l'impiego di capitale attraverso un modello di supply maggiormente orientato all'acquisto sul mercato cargo dei prodotti petroliferi per sfruttare l'eccesso di offerta nell'area del Mediterraneo. In tale contesto TotalErg ha completato, nel pieno rispetto dei tempi programmati, le attività previste per la trasformazione della raffineria in polo logistico, in particolare quelle di adeguamento del parco serbatoi e dei terminali marittimi.

ERG IN BORSA

Al 30 dicembre 2014 il prezzo diriferimento deltitolo ERGpresenta una quotazione di 9,26 Euro, in flessione (-5,0%) rispetto a quella della fine dell'anno precedente,a fronte di una crescita dell'indice europeo di settore Stoxx Utilities Index (+12,3%),di una sostanziale stabilità dell'indice FTSE All Share (-0,3%) e di una diminuzione dell'indice FTSE Mid Cap (-3,9%). Si segnala che in data 22 maggio 2014 ERGS.p.A.ha messo in pagamento un dividendo di 1 Eu/sh (dividend yield del 9,5% calcolato sul prezzo medio del periodo),di cui 0,5 Eu/sh straordinario.

Si riportano diseguito alcuni dati relativi ai prezzi e ai volumi del titolo ERG nel periodo 2 gennaio – 30 dicembre 2014:

PREZZO DELL'AZIONE	EURO
PREZZO DI RIFERIMENTO AL 30/12/2014	9,26
PREZZO MASSIMO (02/05/2014)(1)	12,69
PREZZO MINIMO (16/12/2014)(1)	8,06
PREZZO MEDIO	10,52

(1) intesi come prezzi minimo e massimo registrati nel corso delle negoziazioni della giornata,pertanto non coincidenti con i prezzi ufficiali e di riferimento alla stessa data

VOLUMI SCAMBIATI	N.AZIONI
VOLUME MASSIMO (12/03/2014)	1.882.024
VOLUME MINIMO (21/02/2014)	49.553
VOLUME MEDIO	242.967

La capitalizzazione di borsa al 30 dicembre 2014 ammonta a circa 1.391milioni (1.465 milioni alla fine del 2013).

Al 10 marzo 2015 il prezzo di riferimento del titolo ERG (Blue Chips) presenta una quotazione di 11,65 Euro,superiore del 19,5% rispetto a quella della fine dell'anno 2013, a fronte di una crescita dell'indice europeo di settore Stoxx Utilities Index (15,2%), dell'indice FTSE All Share (18,0%) e dell'indice FTSE Mid Cap (19,7%).

PREZZO DELL'AZIONE	EURO
PREZZO DI RIFERIMENTO AL 10/03/2015	11,65
PREZZO MASSIMO (02/05/2014)(1)	12,69
PREZZO MINIMO (16/12/2014)(1)	8,06
PREZZO MEDIO	10,52

(1) intesi come prezzi minimo e massimo registrati nel corso delle negoziazioni della giornata,pertanto non coincidenti con i prezzi ufficiali e di riferimento alla stessa data

ANDAMENTO DEL TITOLO ERG A CONFRONTO CON I PRINCIPALI INDICI (NORMALIZZATI)

ERG VS. EURO STOXX UTILITIES, FTSE ALL SHARE E FTSE MID CAP

SINTESI DEI RISULTATI

(MILIONI DI EURO)		ANNO 2014	ANNO 2013
PRINCIPALI DATI ECONOMICI
RICAVI TOTALI (1)		1.999	7.076
MARGINE OPERATIVO LORDO		547	380
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(2)		429	493
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI ADJUSTED(3)		491	569
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(2)		240	283
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI ADJUSTED(3)		249	278
RISULTATO NETTO		73	85
DI CUI RISULTATO NETTO DI GRUPPO		48	28
RISULTATO NETTO DI GRUPPO A VALORI CORRENTI(4)		76	38
PRINCIPALI DATI FINANZIARI
CAPITALE INVESTITO NETTO		2.049	2.821
PATRIMONIO NETTO		1.719	2.014
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTOTOTALE		330	807
DI CUI PROJECT FINANCING NON RECOURSE(5)		1.297	1.362
LEVA FINANZIARIA		16%	29%
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTOTOTALE ADJUSTED(6)		538	1.015
DATI OPERATIVI
CAPACITÀ INSTALLATA IMPIANTI EOLICI A FINE PERIODO	MW	1.341	1.340
PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA IMPIANTI EOLICI	MILIONI DI KWH	2.580	2.403
CAPACITÀ INSTALLATA IMPIANTI TERMOELETTRICI(7)	MW	480	1.008
PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA IMPIANTI TERMOELETTRICI	MILIONI DI KWH	4.665	6.805
VENDITE TOTALI DI ENERGIA ELETTRICA	MILIONI DI KWH	9.354	10.631
VENDITE RETE ITALIA(8)	MIGLIAIA DI TONNELLATE	1.403	1.544
QUOTA DI MERCATO RETE TOTALERG	BENZINA + GASOLIO	10,6%	11,3%
QUOTA DI MERCATO RETE ERG OIL SICILIA(9)	BENZINA + GASOLIO	N.A.	0,8%
STOCK DI MATERIE PRIME E PRODOTTI(10)	MIGLIAIA DI TONNELLATE	425	360
LAVORAZIONI RAFFINERIE (11)	MIGLIAIA DI TONNELLATE	650	2.922
INVESTIMENTI (12)	MILIONI DI EURO	54	74
DIPENDENTI A FINE PERIODO(13)	UNITÀ	604	778
INDICATORI DI MERCATO
PREZZO DI RIFERIMENTO ELETTRICITÀ(14)	EURO/MWH	52,1	63,0
PREZZO DI VENDITA"CERTIFICATI VERDI"(RINNOVABILI)	EURO/MWH	97,4	89,3
PREZZO DI VENDITA CIP 6 (TERMOELETTRICO - ISAB ENERGY)	EURO/MWH	100,9	118,7
PREZZO ZONALE SICILIA	EURO/MWH	80,9	92,0
Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted si rimanda a quanto commentato nel capitolo"Indicatori alternativi di performance" (1) al netto delle accise e, nel 2014, delle operazioni di compravendita (3.829 milioni).Nel 2014 i ricavi totali comprendono anche il provento per la risoluzione anticipata della convenzione CIP 6 (2) non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non caratteristiche (3) comprendono in aggiunta il contributo, per la quota di spettanza ERG, dei risultati di TotalErg (società in joint venture con Total), di LUKERG Renew (società in joint venture con il Gruppo LUKOIL). Il 2013 includeva, per la quota di spettanza ERG il contributo dei risultati di ISAB S.r.l. (4) non include gli utili (perdite)su magazzino,le poste non caratteristiche e le relative imposte teoriche correlate.I valori corrispondono anche a quelli adjusted (5) al lordo delle disponibilità liquide ed escluso il fair value dei relativi derivati a copertura dei tassi

(6) comprende in aggiunta il contributo, per la quota di spettanza ERG, della posizione finanziaria netta delle joint venture LUKERG Renew e TotalErg

(7) a seguito della cessione del ramo d'azienda di ISAB Energy la capacità installata si è ridotta di 528 MW

(8) dati stimati. Includono il 51% di TotalErg

(9) relativi ai punti vendita della controllata al 100% ERG Oil Sicilia, ceduta in data 29 dicembre 2014

(10) comprendono la quota ERG dello stock nella joint venture TotalErg.

(11) nel 2013 comprendono le lavorazioni effettuate presso la raffineria ISAB

(12) in immobilizzazioni materiali e immateriali

(13) include la cessione del ramo d'azienda relativo all'organico da ISAB Energy Services a ISAB S.r.l.

(14) Prezzo Unico Nazionale

SINTESI DEI RISULTATI PER SETTORE

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA
RINNOVABILI	349	339
POWER	1.164	1.642
DOWNSTREAM INTEGRATO(1)	3.098	9.002
CORPORATE	30	6
RICAVI INFRASETTORI	(291)	(621)
TOTALE RICAVI ADJUSTED(2)	4.350	10.368
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB S.R.L.A VALORI CORRENTI	–	(189)
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI	(2.958)	(3.117)
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI	(22)	(11)
TOTALE RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	1.369	7.051
MARGINE OPERATIVO LORDO
RINNOVABILI	267	245
POWER	204	358
DOWNSTREAM INTEGRATO(1)	44	(5)
CORPORATE	(24)	(30)
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI ADJUSTED(3)	491	569
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB S.R.L.A VALORI CORRENTI	–	(31)
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI	(47)	(39)
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI	(14)	(7)
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(3)	429	493
UTILI (PERDITE) SU MAGAZZINO	–	(6)
POSTE NON CARATTERISTICHE	118	(107)
MARGINE OPERATIVO LORDO	547	380
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
RINNOVABILI	(137)	(126)
POWER	(54)	(80)
DOWNSTREAM INTEGRATO(1)	(48)	(83)
CORPORATE	(2)	(3)
AMMORTAMENTI A VALORI CORRENTI ADJUSTED(3)	(241)
		(291)
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB S.R.L.A VALORI CORRENTI	–	22
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI	44	56
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI AMMORTAMENTI A VALORI CORRENTI(3)	8 (189)	4 (210)

RISULTATO OPERATIVO NETTO
RINNOVABILI	131	119
POWER	150	278
DOWNSTREAM INTEGRATO(1)	(5)	(87)
CORPORATE	(27)	(32)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI ADJUSTED(3)	249	278
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB S.R.L.A VALORI CORRENTI	–	(9)
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI	(3)	17
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI	(6)	(3)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(3)	240	283
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI
RINNOVABILI	38	97
POWER	14	26
DOWNSTREAM INTEGRATO(1)	34	41
CORPORATE	3	2
TOTALE INVESTIMENTI ADJUSTED(4)	89	165
		–

INVESTIMENTI DI ISAB S.R.L. (QUOTA ERG)	–
INVESTIMENTI DI TOTALERG (51%) INVESTIMENTI DI LUKERG RENEW (50%)	(34) (2)	(39) (52)

Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted si rimanda a quanto commentato nel capitolo"Indicatori alternativi di performance"

(1) Il Downstream integrato, nel 2013, includeva anche i risultati della Raffinazione costiera

(2) i ricavi adjusted tengono conto della quota ERG dei ricavi effettuati dalle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew. Il 2013 includeva, per la quota di spettanza ERG, il contributo dei risultati di ISAB S.r.l.Nel 2014 non includono i ricavi delle attività di ERG Supply & Trading (3.829 milioni), esposti a riduzione dei costi per acquisti

(3) i risultati a valori correnti non includono gli utili (perdite) su magazzino e le poste non caratteristiche. I valori adjusted comprendono in aggiunta il contributo, per la quota dispettanza ERG,dei risultati di TotalErg S.p.A.,LUKERG Renew. Il 2013 includeva,per la quota dispettanza ERG il contributo dei risultati di ISAB S.r.l.

(4) tengono conto della quota ERG degli investimenti effettuati da TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew

VENDITE

ENERGIA

Le vendite di energia elettrica effettuate dal Gruppo ERG fanno riferimento principalmente all'energia elettrica prodotta dai propri impianti ² , sia eolici (ERG Renew) che termoelettrici (ERG Power e,fino al 30 giugno, ISAB Energy) e, in misura minore, ad acquistisu mercati organizzati e tramite contratti bilaterali fisici. Delle vendite di energia elettrica effettuate in Italia nel corso del 2014, circa 6,7 TWh sono relative alle produzioni degli impianti del Gruppo,pari a circa il 2,2% della domanda complessiva nazionale (2,8% nel 2013).La ripartizione dei volumi di vendita, con riferimento alla tipologia di fonte, è riportata nella tabella seguente:

(GWH)	ANNO 2014	ANNO 2013
ENERGIA
ERG RENEW ITALIA	2.051	2.010
ERG RENEW ESTERO	529	393
ISAB ENERGY	2.042	4.142
ERG POWER GENERATION	4.732	4.087
TOTALE	9.354	10.631

Nel corso del 2014 le vendite di vapore3 sono state pari a 838 migliaia di tonnellate (1.577 nell'analogo periodo del 2013), mentre le vendite di gas sono state pari a 320 milioni di Sm3 - Standard metri cubi (502 milioni di Sm3 nel 2013).

PRODOTTI PETROLIFERI

Le vendite complessive di prodotti petroliferi del Downstream integrato nel 2014 sono state pari a 3.602 migliaia di tonnellate (7.795 migliaia di tonnellate nel 2013). La forte riduzione dei volumi venduti è imputabile principalmente al differente perimetro derivante dalla cessione della quota nella Raffineria ISAB perfezionatasi a fine 2013. La ripartizione dei volumi di vendita di prodotti petroliferi di ERG per canale di distribuzione è riportata nella seguente tabella. Si precisa che i dati includono nel 2014 il contributo delle vendite di TotalErg al 51% e di ERG Oil Sicilia, ceduta in data 29 dicembre 2014.

(MIGLIAIA DI TONNELLATE)	ANNO 2014	ANNO 2013

RAFFINAZIONE E RIFORNIMENTI
ESPORTAZIONI VIA NAVE	57	3.052
FORNITURE AL MERCATO INTERNO	1.362	2.266
TOTALE RAFFINAZIONE E RIFORNIMENTI	1.418	5.317
COMMERCIALIZZAZIONE
RETE	1.403	1.544
EXTRA RETE	781	934
TOTALE COMMERCIALIZZAZIONE	2.184	2.478
TOTALE PRODOTTI PETROLIFERI	3.602	7.795

Sisegnala inoltre che nell'anno 2014 sono state acquistate e vendute,nell'ambito dell'attività di ERG Supply & Trading S.p.A., circa 6,3 milioni di tonnellate di greggi e prodotti,non rappresentati nella tabella sopra indicata in coerenza con la rappresentazione dei ricavi contabili esposti a riduzione dei corrispondenti costi d'acquisto.

² Per ERG Power le vendite di energia elettrica differiscono dalle produzioni in quanto includono energia comprata e rivenduta sui mercati wholesale e sui mercati a termine.

³ Vapore somministrato agli utilizzatori finali al netto delle quantità di vapore ritirato dagli stessi e delle perdite di rete.

COMMENTO AI RISULTATI DEL PERIODO

Nel 2014 iricavi adjusted ⁴ sono pari a 4.350 milioni,in diminuzione rispetto ai 10.368 milioni del 2013, in conseguenza principalmente dell'uscita dal settore della Raffinazione costiera e della cessione dell'impianto di ISAB Energy.

Il margine operativo lordo a valori correnti adjusted⁵ si attesta a 491 milioni, in riduzione rispetto ai 569 milioni registrati nel 2013,ma in presenza di un diverso perimetro di attività.La variazione riflette i seguenti fattori:

RINNOVABILI

Margine operativo lordo pari a 267 milioni, in crescita rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (245 milioni) grazie al contributo dei nuovi parchi in Italia e all'estero, all'incremento dell'efficienza derivante dall'internalizzazione delle attività di O&M e ai minori oneri di sbilanciamento in seguito agli effetti della recente sentenza del Consiglio di Stato, che hanno più che compensato la riduzione dei prezzi medi di vendita.

POWER

Margine operativo lordo di 204 milioni, in contrazione rispetto ai 358 milioni registrati nel 2013, principalmente a causa del minor apporto di ISAB Energy, il cui contributo è venuto meno nelsecondo semestre in seguito alla cessione dell'impianto e che nel primo semestre aveva risentito della forte riduzione della tariffa CIP 6 rispetto al 2013. Il risultato derivante dall'attività dell'impianto CCGT pari a circa 100 milioni è pressochè in linea con quello dello scorso esercizio.

DOWNSTREAM INTEGRATO

Margine operativo lordo pari a 44 milioni, in forte miglioramento rispetto al risultato negativo di 5 milioni registrato nel 2013 grazie principalmente ai migliori risultati di TotalErg che beneficiano di importanti azioni di efficienza e alla cessazione dell'attività di Raffinazione costiera conseguente alla cessione dell'ultimo 20% della Raffineria ISAB; tali effetti positivisono in parte stati mitigati da una performance negativa di ERG Supply &Trading.

Ilrisultato operativo netto a valori correnti adjusted⁵ è stato pari a 249 milioni (278 milioni nel 2013) dopo ammortamenti per 241 milioni (291 milioni nel 2013).

Il risultato netto di Gruppo a valori correnti è stato pari a 76 milioni,rispetto al risultato di 38 milioni del 2013.Ilsignificativo miglioramento del risultato è legato principalmente al maggior contributo delle Rinnovabili e all'uscita dalla Raffinazione costiera, che hanno più che compensato i minori utili di ISAB Energy nel periodo. I risultati hanno inoltre beneficiato di minori oneri finanziari netti e di un minore tax rate anche a seguito della riduzione dell'addizionale IRES dal 10,5% al 6,5% sulle imposte correnti.

Il risultato netto di Gruppo è stato pari a 48 milioni (28 milioni del 2013) e risente principalmente dell'effetto positivo della risoluzione del CIP 6 di ISAB Energy (317 milioni,al netto dell'effetto fiscale), parzialmente compensato dalla minusvalenza netta legata alla cessione dei rami d'azienda di ISAB Energy e ISAB Energy Services(268 milioni,al netto dell'effetto fiscale). Il risultato risente inoltre degli effetti negativi (-19 milioni) legati allo stralcio di tax assetsin conseguenza della dichiarata incostituzionalità non retroattiva dell'addizionale RobinTax e del fair value negativo (-7 milioni) di strumenti derivati.

⁴ I ricavi adjusted non includono i ricavi delle attività di Supply & Trading, esposti a riduzione dei costi per acquisti.

⁵ Per la definizione e la riconciliazione dei risultati a valori correnti adjusted e per un dettaglio delle poste non caratteristiche si rimanda a quanto commentato nel capitolo"Indicatori alternativi di performance".

Si ricorda che i risultati del 2013 includevano l'impatto positivo derivante dalla cessione dell'ultimo 20% della partecipazione in ISAB S.r.l. con una plusvalenza di 177 milioni, in parte compensata da accantonamenti legati alle attività sul Sito di Priolo e conseguenti principalmente all'uscita dalsettore della Raffinazione e da oneri accessori relativi all'acquisizione di ERG Wind.Il risultato rifletteva inoltre la svalutazione della partecipazione inTotalErg per 58 milioni a seguito dell'impairment test.

Nel 2014 gli investimenti di Gruppo adjusted sono stati 89 milioni (165 milioni nel 2013) di cui il 42% nel settore Rinnovabili (59%), il 16% nel settore Power (15%) e il 38% nel settore Downstream integrato (25%).

L'indebitamento finanziario netto risulta pari a 330 milioni,in diminuzione di 477 milioni rispetto a quello del 31 dicembre 2013 principalmente a seguito dell'incasso derivante dalla risoluzione del contratto CIP 6 di ISAB Energy (515 milioni) e dal flusso di cassa operativo di periodo parzialmente compensati dal pagamento dei dividendi da ERG S.p.A. (143 milioni) e da ISAB Energy al socio di minoranza (22 milioni), dall'acquisizione della quota di minoranza di ISAB Energy e ISAB Energy Services (153 milioni). L'indebitamento al 31 dicembre 2014 risente anche positivamente dell'importo di 50 milioni conseguente all'ingresso di UniCredit nell'azionariato di ERG Renew.

Nell'indebitamento finanziario netto sono rilevate passività finanziarie relative al fair value di strumenti derivati a copertura del tasso di interesse per circa 181 milioni (141 milioni al 31 dicembre 2013).

L'indebitamento finanziario netto adjusted, che include la quota di competenza ERG della posizione finanziaria netta nelle joint venture TotalErg e LUKERG Renew,risulta pari a 538 milioni, in diminuzione di circa 477 milioni rispetto al 31 dicembre 2013 sostanzialmente per le stesse motivazioni sopra riportate e per fenomeni puntuali del circolante di TotalErg.Nell'indebitamento finanziario netto adjusted sono rilevate passività finanziarie relative al fair value distrumenti derivati a copertura del tasso di interesse per circa 189 milioni (147 milioni al 31 dicembre 2013).

CONFRONTO RISULTATI A PARITÀ DI PERIMETRO

Il confronto dei risultati 2014 con quelli del 2013 risente del cambiamento del perimetro, con particolare riferimento alla cessione dell'ultima quota della Raffineria ISAB alla fine del 2013 ed alla cessione dell'impianto IGCC alla fine del primo semestre 2014.

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento nei due periodi,nella tabella sottostante si propone il confronto dei risultati a perimetro costante ovvero considerando il contributo di ISAB Energy per ilsolo primo semestre 2013 (con l'esclusione quindi delsecondo semestre pari a 132 milioni) ed escludendo i risultati della Raffinazione costiera per l'intero anno 2013 (-50 milioni).

	2014	2013 RESTATED
RINNOVABILI	267	245
POWER	204	226
DOWNSTREAM INTEGRATO	44	45
CORPORATE	(24)	(30)
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI ADJUSTED	491	487

La lieve crescita del margine operativo lordo a valori correnti adjusted, a parità di perimetro, riflette principalmente il maggiore contributo delle Rinnovabili e la riduzione dei costi centrali, compensati dal minore contributo dell'impianto ISAB Energy nel primo semestre dell'anno per effetto di una significativa contrazione del prezzo di vendita CIP 6 dell'energia elettrica.Si evidenzia che a fronte di un andamento economico sostanzialmente in linea,l'indebitamento finanziario netto risulta in forte riduzione rispetto all'anno precedente proprio per gli incassi straordinari legati alle due operazioni, la cessione del 20% della Raffineria ISAB e l'incasso del corrispettivo di uscita anticipata dal CIP 6. L'andamento delle grandezze economiche e patrimoniali riflettono la significativa trasformazione del portafoglio di attività del Gruppo che è proseguita nel corso del 2014.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DELL'ESERCIZIO

RINNOVABILI - ITALIA

In data 16 gennaio 2014 l'Assemblea di ERG Renew ha deliberato un aumento di capitale riservato, per un controvalore complessivo di 50 milioni,contestualmente sottoscritto e liberato da UniCredit, corrispondente a una quota di minoranza in ERG Renew pari al 7,14% del relativo capitale sociale.In pari data il Consiglio di Amministrazione ha cooptato un rappresentante di UniCredit in conformità ai patti parasociali.

In data 20 gennaio 2014 ERG Renew ha comunicato l'entrata in esercizio del parco eolico di Palazzo San Gervasio (PZ),avvenuta in anticipo rispetto alle tempistiche originariamente previste. Il nuovo impianto,composto da 17 aerogeneratoriVestasV100 da 2 MW ciascuno,ha una capacità installata di 34 MW e una produzione di oltre 72 GWh all'anno di energia,pari a circa 30 kt di emissioni di CO2 evitata.

Con la realizzazione del parco,ERG Renew rafforza la propria posizione di leadership nel mercato eolico italiano, con una capacità installata complessiva di 1.087 MW e di 1.341 MW a livello Europeo. In data 23 maggio 2014 ERG Eolica Basilicata S.r.l. (100% ERG Renew) ha sottoscritto il contratto di finanziamento in Project Financing per il parco eolico situato in provincia di Potenza, entrato in produzione nel primo trimestre 2014 con una capacità installata di 34 MW.Il finanziamento,per un importo complessivo di 43 milioni e una durata di 17 anni,è stato sottoscritto dai Mandated Lead Arrangers BNP Paribas e Crédit Agricole CIB, che agisce anche in qualità di banca agente, e Carispezia Crédit Agricole in qualità di Account Bank.

In data 5 novembre 2014 ERG ha notificato a International Power una richiesta di rimborso di un importo di 45,8 milioni. La richiesta di rimborso fa riferimento al Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico di revoca dei contributi Legge 488/92 a suo tempo assegnati a parchi eolici acquisiti nell'ambito dell'operazione ERG Wind del 2013. Si ricorda che i rischi connessi alla revoca dei predetti contributi erano stati coperti negli accordi di acquisizione di ERG Wind da specifiche obbligazioni di indennizzo rilasciate da parte del venditore.Avverso i decreti di revoca è stato tempestivamente proposto ricorso straordinario con richiesta di sospensione cautelare dell'efficacia dei provvedimenti impugnati e si attende ora la decisione sia sull'istanza cautelare e che sul merito del ricorso.

Si precisa che nelle more del giudizio presso il Tribunale di Avellino risultano già vincolati 32 milioni presso l'apposito Fondo di Giustizia istituito dall'art.61, comma 23,del Decreto Legge n. 112/2008 (convertito dalla Legge n. 133/2008).

RINNOVABILI – ESTERO

In data 9 gennaio 2014 LUKERG Renew, joint venture tra ERG Renew e LUKOIL-Ecoenergo,ha completato la costruzione e il commissioning del parco eolico di Topolog-Dorobantu in Romania, nella regione di Tulcea.Il nuovo impianto,composto da 42 aerogeneratoriVestasV90 da 2 MW ciascuno,ha una capacità installata di 84 MW.L'ultimo aerogeneratore,la cui costruzione è stata completata nei primi mesi del 2014,è entrato in esercizio commerciale il 29 aprile 2014. A regime l'impianto produrrà oltre 200 GWh all'anno di energia, pari a circa 85 kt di emissioni di CO2 evitata. Con la realizzazione del parco, LUKERG Renew rafforza in maniera significativa la propria presenza nel mercato eolico rumeno e si posiziona,con una capacità installata complessiva di circa 150 MW,tra i principali operatori del settore.

In data 2 aprile 2014 LUKERG Renew, attraverso la controllata Corni Eolian, ha sottoscritto il contratto di finanziamento in Project Financing con Raiffeisen Bank International AG e ING Bank NV in qualità di Mandated Lead Arranger (MLA) per finanziare il parco eolico di Gebeleisisin Romania nella regione di Galati,con una capacità installata di 70 MW.Il finanziamento,per un importo complessivo di 67 milioni, avrà una durata di 11 anni.

In data 15 maggio 2014 ERG Renew ha sottoscritto un accordo per l'acquisizione dal gruppo Vortex Energy del 100% del capitale di EW Orneta 2,società di diritto polacco titolare delle autorizzazioni necessarie per la realizzazione di un parco eolico in Polonia, nella regione di Radziejów,con una capacità prevista di 42 MW e una produzione di energia elettrica,a regime, stimata di oltre 100 GWh all'anno,pari a circa 2.400 ore equivalenti e a circa 85 kt di emissione di CO2 evitata. ERG Renew ha iniziato i lavori di realizzazione del parco eolico nel terzo trimestre 2014 per entrare in operatività a metà del 2015.

L'investimento totale stimato per la realizzazione del parco è di circa 65 milioni,già inclusivo del corrispettivo pagato per l'enterprise value della società pari a circa 7,2 milioni. In data 22 luglio 2014 è stato perfezionato il closing dell'acquisizione.L'operazione permette a ERGRenew di entrare in un Paese ritenuto strategico perle sue potenzialità disviluppo nell'eolico e di proseguire ilsuo percorso di crescita all'estero.

In data 4 giugno 2014 LUKERG Renew, attraverso la controllata Land Power, ha sottoscritto il contratto di finanziamento in Project Financing con la Banca Europea per la Ricostruzione e lo Sviluppo (EBRD) e UniCredit in qualità di Hedging Provider and Account Bank per finanziare il parco eolico di Topolog-Dorobantu in Romania nella regione di Tulcea. Il finanziamento, per un importo complessivo di 57 milioni, avrà una durata di 14 anni.

TERMOELETTRICO

In data 16 giugno 2014 ERG ha perfezionato il closing con GDF SUEZ per l'acquisizione delle partecipazioni, pari al 49% del capitale sociale (indirettamente possedute dalla stessa GDF SUEZ e da Mitsui & Co.),in ISAB Energy,ISAB Energy Services e ISAB Energy Solare.L'operazione si è conclusa, in linea con gli accordi comunicati il 30 dicembre 2013, a seguito dell'approvazione da parte dell'Autorità Antitrust competente e dell'avvenuta accettazione da parte del GSE della risoluzione anticipata della convenzione CIP 6/92 per l'impianto di ISAB Energy,con efficacia dal 1° luglio 2014.

In data 30 giugno 2014 ERG ha perfezionato il closing con ISAB, controllata dal Gruppo LUKOIL, per la cessione dei rami d'azienda di ISAB Energy e ISAB Energy Services, costituiti principalmente dall'impianto di produzione IGCC e dal personale impiegato per la sua gestione e manutenzione.Questo è stato il passaggio conclusivo di un'operazione complessa che ha portato alla cessione dell'impianto di ISAB Energy,in coerenza con la definitiva uscita dalla Raffineria ISAB,permettendo al Gruppo di compiere un significativo passo in avanti nella strategia di riposizionamento del portafoglio di attività.L'operazione nelsuo complesso permetterà, inoltre,di rafforzare ulteriormente la struttura patrimoniale di ERG anche a supporto dei futuri piani di sviluppo.

OIL

In data 5 novembre 2014 ERG ha reso noto di aver raggiunto con GRS Petroli un accordo per la cessione della partecipazione, pari al 100% del capitale sociale, in ERG Oil Sicilia, società operante nelsettore della distribuzione carburanti in Sicilia con una Rete di circa 200 punti vendita. A fronte di tale operazione GRS Petroli,già proprietaria di una Rete di punti vendita nell'isola, ha riconosciuto a ERG un corrispettivo di circa 30 milioni.In data 29 dicembre 2014 ERG ha quindi comunicato di aver perfezionato il closing per la cessione a Maiora, società controllata da GRS Petroli,della suddetta partecipazione,pari al 100% del capitale sociale, in ERG Oil Sicilia. L'operazione, anche a seguito della cessione della Raffineria ISAB, è coerente con la strategia di valorizzazione degli asset e rappresenta un ulteriore importante passo nel riposizionamento industriale in Sicilia di ERG che è presente con i 198 MW di potenza eolica di ERG Renew e con i 480 MW di potenza dell'impianto CCGT di ERG Power.

CORPORATE

In data 15 aprile 2014 l'Assemblea di ERG S.p.A.,su proposta del Consiglio di Amministrazione, ha deliberato il pagamento di un dividendo di 1 Euro per azione, inclusivo di una parte non ricorrente di 0,50 Euro per azione legata alla positiva conclusione di una fase essenziale del progetto strategico di riassetto industriale iniziato nel 2008.

VERIFICA FISCALE TOTALERG

In data 6 agosto 2014 ERG S.p.A.,nell'ambito delle indagini relative alle presunte irregolarità fiscali afferenti TotalErg, ha ricevuto, in qualità di consolidante fiscale, un processo verbale di constatazione da parte della Guardia di Finanza di Roma redatto nei confronti di TotalErg il cui contenuto richiama sostanzialmente le contestazioni commentate nel Bilancio 2013.

Si ricorda che tali contestazioni hanno a oggetto presunte irregolarità fiscali riferite all'esercizio 2010, che sarebbero state realizzate attraverso la registrazione nella contabilità di TotalErg S.p.A.di fatture per asserite operazioni inesistenti di acquisto greggi, emesse per complessivi 904 milioni da società con sede alle Bermuda appartenenti al gruppo Total, i cui costi sono stati inclusi nelle dichiarazioni fiscali di TotalErg S.p.A.,e recepite dalla consolidante ERG S.p.A. nella dichiarazione del Consolidato Fiscale Nazionale del Gruppo ERG.

Si segnala inoltre che, in pari data,TotalErg ha ricevuto un processo verbale di constatazione per presunte irregolarità fiscali relative a Total Italia per gli anni 2007, 2008, 2009, di natura e importi sostanzialmente analoghi per ciascuno esercizio a quelle sopra richiamate, riferite quindi a periodi anteriori alla costituzione della joint venture TotalErg.Al riguardo si ricorda comunque che l'accordo di joint venture con Total prevede un adeguato reciproco apparato di garanzie.

A fronte dei citati processi verbali di constatazione ERG S.p.A. e TotalErg S.p.A., per ulteriormente ribadire la correttezza del proprio operato, hanno presentato all'Amministrazione Finanziaria proprie osservazioni e note di approfondimento la cui disamina è in corso da parte dell'Amministrazione Finanziaria.Alla data di autorizzazione alla pubblicazione del presente documento non risulta emesso nessun avviso di accertamento nei confronti della società.

Il Gruppo ERG ritiene di aver sempre operato nel pieno rispetto delle leggi e delle normative vigenti e confida pertanto, anche con il parere dei propri legali, che verrà accertata la correttezza del proprio operato.

QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO

Nel seguito sono illustrati i provvedimenti di maggior rilievo che hanno caratterizzato il settore energia nel corso dell'anno 2014.

GENERALE

PACCHETTO CLIMA-ENERGIA 2030

Il 22 gennaio 2014 la Commissione Europea ha pubblicato la Comunicazione dedicata al Quadro per le politiche dell'energia e del clima per il periodo dal 2020 al 2030.

Sebbene il documento non abbia carattere normativo o vincolante per gli Stati membri, contiene gli orientamenti per avviare le discussioni in merito alla politica climatica dopo il 2020. I principali contenuti della Comunicazione sono:

1. riduzione dell'emissione di gas serra del 40% rispetto al livello di emissione al 1990;
1. riforma dell'ETS che includa l'istituzione di una riserva per la stabilità del mercato dall'inizio del prossimo periodo di scambio, nel 2021;
1. nuovo target"comunitario"di almeno il 27% di Energie Rinnovabili sul consumo lordo di energia al 2030, vincolante solo a livello dell'Unione e non per i singoli Stati membri.

La Commissione,e più specificamente,la Direzione Generale per la Concorrenza,ha pubblicato il 9 aprile le nuove Linee Guida sugli aiuti di Stato in ambito ambientale ed energetico che anticipano gli orientamenti della Direzione Generale in merito alla compatibilità con il mercato interno degli aiuti di Stato.Tali Linee Guida saranno applicate dal 1° luglio 2014 al 31 dicembre 2020. Con una particolare attenzione alle energie rinnovabili e agli schemi nazionali di incentivazione delle stesse, i principali contenuti delle Linee guida sono così riassumibili:

isistemi incentivanti già esistentisaranno soggetti alle Linee Guida solo se non sono stati "notificati"presso la Commissione o se sono stati modificati o prolungati;
i nuovisistemi di incentivazione,dovranno seguire le LineeGuida che prevedono di adottare sistemi competitivi ad asta pubblica per l'aggiudicazione degli incentivi,sistemi"feed-in tariff" limitati agli impianti di taglia inferiore e un regime transitorio per gli anni 2015 e 2016.

Per quanto attiene l'efficienza energetica, il 5 giugno 2014 la Commissione europea ha pubblicato la nuova Comunicazione in materia, i cui elementi sono i seguenti:

a) un target di riduzione del 18-19% al 2020 del consumo energetico sembra poter essere raggiunto con un uso più efficace degli strumenti esistenti;
b) per il 2030, viene proposto un target del 30% di riduzione del consumo energetico. Nell'assenza di una più precisa definizione della natura vincolante o indicativa e del livello della sua applicazione,nazionale o all'Unione tutta,è stato il Consiglio europeo di ottobre a indicare tempi, modi e quantità.

Il 23 ottobre 2014, i Capi di Stato e di Governo dell'Unione europea hanno raggiunto un accordo politico di principio sul quadro clima ed energia al 2030. La discussione si è sviluppata a partire dalla Comunicazione della Commissione europea in materia pubblicata in gennaio. L'accordo raggiunto in seno al Consiglio europeo enuclea dei principi guida.Essi dovranno essere tradotti in proposte della Commissione europea e sottoposti alla normale procedura legislativa di codecisione tra Parlamento e Consiglio dell'Unione europea.

In estrema sintesi,sono stati accettati 3 target, anche se molto diversi per natura e sostanza, per il 2030:

un target vincolante di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra del 40% rispetto ai livelli di emissione registrati nel 1990.Tale target è ulteriormente suddiviso in:43% per isettori ETS e 30% per i non ETS. Entrambi i dati sono riferiti al livello di emissione del 2005;
1. un target di almeno il 27%del consumo lordo finale di energia perl'energia da fontirinnovabili. Il target è vincolante per l'Unione in quanto tale,ma non per i singoli Stati membri;
1. un target di riduzione del consumo energetico rispetto al tendenziale del 27%.Il target di efficienza energetica non è vincolante né per l'unione né per gli Stati membri.

Per quanto attiene l'ETS, il Consiglio europeo ha trovato un accordo sui seguenti punti:

1. il fattore di riduzione lineare delle quote complessive messe ad asta passa dal 1,74% di oggi al 2,2% a partire dal 2021;
1. i Paesi con un PIL pro capite inferiore al 60% della media UE potranno continuare a garantire allowances gratuite alsettore elettrico dopo il 2020.Tale quota non potrà superare il 40% del monte quote a titolo oneroso;
1. si ribadisce l'impegno all'assegnazione di quote gratuite per evitare il rischio di perdita di competitività dei settori industriali soggetti a Carbon Leakage. I parametri di riferimento saranno riesaminati periodicamente in linea con i progressi tecnologici nei rispettivi settori industriali.

Altri elementi di interesse dell'accordo raggiunto in Consiglio europeo:

1. si definisce un target dedicato alle interconnessioni calcolato sulla capacità installata elettrica, di almeno il 10%, valido almeno per i Baltici e la penisola Iberica nei confronti dei Paesi che rappresentano i rispettivi ingressi al mercato europeo;
1. il documento affronta anche il tema del completamento sia normativo che del mercato interno dell'energia, visto come elemento fondamentale per migliorare la sicurezza energetica europea per quanto riguarda l'energia elettrica e il gas;
1. da segnalare che qualsiasi proposta legislativa della commissione dovrà rispettare scrupolosamente "member states freedom to determine their energy mixes".

DECRETO "DESTINAZIONE ITALIA - SPALMA INCENTIVI VOLONTARIO"

In ambito nazionale è stato convertito in legge il Decreto Legge "Destinazione Italia" che prevede alcune misure urgenti per il settore energetico.

In particolare, per gli impianti di produzione elettrica alimentati da fonti rinnovabili (a esclusione del comparto fotovoltaico),è previsto che gli operatori possano optare per l'estensione del periodo di incentivazione disette anni a fronte di una riduzione dell'incentivo (cosidetto

"Spalma incentivi volontario"). In caso di mancata adesione,si perde il diritto ad accedere a ogni altra forma di nuovo incentivo per 10 anni;dalla misura sono esclusi i nuovi impianti (autorizzati con D.M.6 luglio 2012),gli impianti con incentivazione in scadenza e quelli in regime CIP 6.

L'attuazione del Decreto Legge"Destinazione Italiaӏ avvenuta con il Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico pubblicato il 18 novembre 2014,che stabilisce le modalità di determinazione dei nuovi incentivi riconosciutisull'energia elettrica prodotta dagli impianti a fonti rinnovabili esistenti, diversi da quelli fotovoltaici, che abbiano optato per la rimodulazione dell'incentivo entro il 17 febbraio 2015.

Un'altra disposizione di rilievo introdotta con il Decreto Legge "Destinazione Italia" è l'eliminazione dei cosidetti Prezzi Minimi Garantiti per gli impianti FER di taglia inferiore a 1 MW; sono invece fatti salvi gli impianti piccoli (inferiori a 100 kW se fotovoltaici/solari e a 500 kW se idroelettrici).

Sul fronte biocarburanti,è stata confermata anche per il 2015 la quota minima d'obbligo di miscelazione nei carburanti tradizionali già vigente per il 2014 (4,5% vol.).

DECRETO "COMPETITIVITÀ"

L'impegno del Governo italiano a rendere maggiormente competitive le imprese nazionali (in particolare le cosiddette PMI),anche attraverso una riduzione dei costi dell'energia prelevata, si è concretizzato nell'emanazione di un nuovo provvedimento riguardante anche il comparto energetico, il Decreto Legge "Competitività",pubblicato a giugno 2014 e convertito con modificazioni nella Legge 11 agosto 2014, n. 116. Il provvedimento contiene una norma ad hoc per la riduzione degli incentivi per gli impianti fotovoltaici di taglia superiore a 200 kW da applicare a partire dal 1° gennaio 2015.

In sintesi, gli operatori fotovoltaici dovranno scegliere tra tre opzioni: a) l'estensione da 20 a 24 anni del periodo di incentivazione, a fronte di una rimodulazione del valore unitario dell'incentivo di entità dipendente dalla durata del periodo incentivante residuo; b) il mantenimento del periodo di erogazione ventennale, a fronte di una riduzione dell'incentivo per un primo periodo,e di un corrispondente aumento dello stesso per un secondo periodo,con percentuali definite dal Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 17 ottobre 2014; c) il mantenimento del periodo di erogazione ventennale,a fronte di una riduzione percentuale crescente a seconda della taglia degli impianti.

Lo stesso provvedimento ha previsto, inoltre, la possibilità per tutti i produttori rinnovabili di cedere una quota fino all'80% degli incentivi a operatori finanziari internazionali attraverso un'asta organizzata dall'Autorità dell'energia.Sisottolinea,però,che tale norma non ha ancora ricevuto attuazione in quanto subordinata alla verifica da parte del Ministero dell'Economia della compatibilità degli effetti di tale operazione sui saldi di finanza pubblica ai fini del rispetto degli impegni assunti in sede europea.

Per gli operatori titolari di Reti elettriche Interne di Utenza (RIU) o di Sistemi Efficienti di Utenza (SEU) è previsto un ricarico degli oneri disistema per i consumi interni alla rete di proprietà, pari al 5%.

EMENDAMENTO "MUCCHETTI" PER LE UNITÀ DI PRODUZIONE IN SICILIA

Nel corso dell'iter di conversione in legge del Decreto Legge 91/14"Decreto Competitività",tra le varie disposizioni introdotte,si evidenzia il cosiddetto emendamento"Mucchetti": con tale disposizione, al fine di abbassare il prezzo dell'elettricità all'ingrosso della zona Sicilia il regolatore ha definito essenziali, a partire dal 1° gennaio 2015 e fino all'entrata in operatività dell'elettrodotto 380 kV"Sorgente-Rizziconi"tra la Sicilia e il Continente (il cui completamento è ad oggi previsto entro il 2015),tutte le unità di produzione di energia elettrica,con esclusione di quelle rinnovabili non programmabili, di potenza superiore a 50 MW di tale zona (incluso l'impianto CCGT della Società).I criteri di offerta e remunerazione delle suddette unità di produzione soggette alla disciplina di essenzialità sono state fissate dall'Autorità per l'energia elettrica il gas ed il sistema idrico con la Deliberazione n. 521/2014/R/eel,seguendo l'impostazione della disciplina della reintegrazione dei costi ai sensi della Delibera n. 111/06.

Con lo stesso emendamento, è stata introdotta un'ulteriore disposizione afferente ai fini del calcolo deglisbilanciamenti fino alla completa revisione della disciplina Mercato dei Servizi di Dispacciamento riguardante la rimozione dalla suddivisione della rete rilevante delle macrozone Sicilia e Sardegna mediante incorporazione nella macrozona Sud (di conseguenza la nuova struttura delle zone aisoli fini del calcolo deglisbilanciamentisi articola in zona A composta dalla zona Nord,e zona D composta dalle zone Centro Nord,Centro Sud,Sud,Sicilia e Sardegna).

Con la Delibera 525/2014/R/eel l'Autorità per l'energia elettrica il gas e ilsistema idrico ha attuato, con decorrenza 1° novembre 2014, le suddette disposizioni, al fine di limitare gli oneri per il sistema elettrico dovuti all'applicazione di prezzi di sbilanciamento calcolati sulla base della configurazione macrozonale previgente.

TEMATICHE AMBIENTE - EFFICIENZA - SICUREZZA

Per quanto riguarda la tematica prettamente ambientale, è opportuno segnalare che nel primo trimestre dell'anno è stato modificato il cosidetto Testo Unico Ambientale (Decreto Legislativo 46/2014) con effetto già dalsecondo trimestre; in particolare,sono state inserite disposizioni relative all'incenerimento e termovalorizzazione dei rifiuti prima non presenti.Le altre novità di rilievo riguardano l'aggiornamento delle procedure di valutazione ambientale, dei livelli limite di emissione per i grandi impianti di combustione (superiori a MW) e l'inseverimento dei limiti in caso di modifica"sostanziale"all'impianto.

Merita inoltre particolare menzione il Decreto Legislativo 4 luglio 2014, n. 102, di recepimento della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica che,tra le numerose misure da adottarsi nei diversisettori che contribuiscono al consumo di energia delsistema Paese,introduce l'obbligo per le grandi imprese e per le imprese energivore di effettuare la diagnosi energetica nei propri siti produttivi entro il 5 dicembre 2015.

Si segnala, infine, la pubblicazione della Legge 30 ottobre 2014, n. 161 recante:"Disposizioni per l'adempimento degli obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea – Legge europea 2013-bis". Il provvedimento, entrato in vigore lo scorso novembre 2014, contiene alcune modifiche in tema disicurezza, legate alla valutazione dei rischisia in caso di costituzione di nuova impresa, che di rielaborazione di una valutazione esistente. In materia di distributori di carburanti,viene definitivamente eliminato il vincolo di localizzazione al di fuori dei centri abitati degli impianti non presidiati, le cosiddette stazioni di servizio "automat" o "ghost".

ROBIN TAX

Con sentenza n. 10 del 11 febbraio 2015, la Corte Costituzionale ha dichiarato l'illegittimità costituzionale dell'addizionale IRES del 6,5% per le imprese operanti neisettori del petrolio e dell'energia ("Robin Tax"), introdotta dall'art. 81 comma 16 del D.L. 112/2008 (conv. Legge 133/2008) e successive modifiche.

La declaratoria di incostituzionalità non retroattiva produce gli effetti a partire dal 12 febbraio 2015, giorno successivo a quello della pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale.

Ai fini del presente Bilancio si è pertanto proceduto al computo delle imposte correnti considerando, ove applicabile,l'addizionale RobinTax mentre si è proceduto allo stralcio dei crediti per imposte anticipate e fondi per imposte differite stanziati in relazione alla suddetta addizionale IRES in quanto decadono i presupposti stessi del loro atteso riversamento.

L'impatto netto alla riga imposte è risultato negativo per 5 milioni.

Si segnala inoltre che la valutazione a equity della joint venture TotalErg S.p.A.riflette -14 milioni (quota ERG) legata al medesimo effetto.

I suddetti impatti sono stati isolati come posta non caratteristica.

Si precisa infine che il relativo effetto è stato considerato un adjusting event in applicazione di quanto previsto dallo IAS 10,vale a dire un fatto intervenuto dopo la data di riferimento del bilancio che comporta una rettifica sulla base delle migliori analisi disponibili al momento della redazione del presente Bilancio in relazione alla recente emanazione della sentenza.

RINNOVABILI

ITALIA

Il settore delle Rinnovabili è stato oggetto di provvedimenti mirati, oltre a quelli di connotazione interdisciplinare già riportati nel precedente paragrafo.

Nell'intento,più volte manifestato dal Governo,di monitorare più attentamente l'erogazione degli incentivi, il Ministro dello Sviluppo Economico ha firmato il 31 gennaio 2014 il Decreto che prevede la definizione organica dei controlli,e ispezioni che il GSE può svolgere sugli impianti a fonti rinnovabili cui ha erogato incentivi (c.d.D.M."Verifiche").

Nello specifico, il provvedimento disciplina le procedure per lo svolgimento dei controlli di competenza del GSE sugli impianti di produzione e anche le misure sanzionatorie nel caso in cui vengano accertate violazioni rilevanti (specificate in un apposito allegato). In questa evenienza, è prevista la decadenza degli incentivi con l'integrale recupero delle somme già erogate. L'applicazione del provvedimento riguarda in egual misura tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili, indipendemente dalla loro taglia e dalla tipologia della fonte utilizzata. Un altro argomento di rilievo per le rinnovabili non programmabili (come appunto la fonte eolica) è rappresentato dagli oneri di sbilanciamento.

Con la sentenza 9 giugno 2014, n. 2936, il Consiglio di Stato (CdS) ha annullato in via definitiva le Delibere 281/2012 e 493/2012 con le quali l'Autorità aveva introdotto gli oneri disbilanciamento a carico degli impianti a fonti rinnovabili non programmabili,confermando però la necessità di evitarne la socializzazione.

Facendo seguito alla consultazione che si è conclusa l'8 settembre 2014 (DCO 302/2014), in ottobre l'Autorità ha definito con laDelibera 522/2014 la nuova regolazione in materia.In particolare, l'AEEGSI ha stabilito che a partire dal 1° gennaio 2015 sia possibile scegliere tra due modalità di applicazione del corrispettivo disbilanciamento.La prima prevede l'introduzione di «bande» differenziate per fonte (per l'eolico,è pari al 49% del programma),per una diversa modalità di valorizzazione deglisbilanciamenti:al disopra della banda,si applica la disciplina prevista per le unità non abilitate,mentre al di sotto,gli sbilanciamenti sono valorizzati attraverso un corrispettivo unitario medio indifferenziato per fonte.Per evitare quest'ultima valorizzazione, è possibile optare per l'applicazione della disciplina prevista per le unità non abilitate per tutta l'energia sbilanciata. Il provvedimento è stato impugnato innanzi al Tribunale Amministrativo Regionale della Lombardia. Il giudizio è tuttora pendente.

Riguardo il periodo 1° gennaio 2013 - 31 dicembre 2014, la Delibera 522/2014 ha ripristinato la disciplina che non prevedeva il pagamento di oneri di sbilanciamento a carico dei produttori rinnovabili non programmabili,salvo i casi di correzione del programma nel mercato infragiornaliero.

Sul fronte delle nuove installazioni, a fine marzo il GSE ha pubblicato i bandi relativi ai registri e alle procedure d'asta per gli incentivi alle Fonti Rinnovabili non fotovoltaici relativi al contingente 2015 (l'ultimo previsto dal D.M. 6 luglio 2012).

In relazione alle aste eoliche,è stato stabilito un contingente pari a 356,1 MW;i registri e le procedure d'asta sisono chiuse e le relative graduatorie sono state pubblicate dal GSE ad agosto 2014.

BULGARIA

A fine 2013 il Parlamento bulgaro ha approvato,nell'ambito delle Finanziaria 2014,un emendamento alla legge di incentivazione delle fonti rinnovabili, in base al quale a partire da gennaio 2014 è stata imposta una fee pari al 20% dei ricavi relativi agli impianti alimentati da fonte solare ed eolica. In data 31 luglio la Corte Costituzionale bulgara,richiesta da parte del Presidente della Repubblica di una verifica di costituzionalità della norma,si è espressa verso l'incompatibilità della fee del 20%. La decisione della Suprema Corte che ha pertanto dichiarato la legge incostituzionale è stata pubblicata nella Gazzetta n. 65 del 6 agosto 2014 con entrata in vigore tre giorni dopo la pubblicazione.Il provvedimento della Corte non ha effetti retroattivi.

L'Autorità regolatoria bulgara ha inoltre emendato le regole relative al trading di elettricità (emendamenti pubblicati in Gazzetta Ufficiale in data 9 maggio 2014),introducendo,a partire dal mese di giugno 2014, la responsabilità del bilanciamento anche per le fonti rinnovabili non programmabili.

ROMANIA

La Legge 23/2014, che emenda e recepisce la precedente ordinanza di Emergenza del marzo 2013, è stata, dopo alcune vicissitudini, ratificata dal Presidente rumeno nel mese di marzo 2014 .La legge ha introdotto alcuni emendamenti alsistema di incentivazione e in particolare, per gli impianti eolici esistenti,è prevista la trattenuta di 1"certificato verde"nel periodo 1° luglio 2013-31 marzo 2017. I"certificati verdi"trattenuti verranno via via liberati a partire dal 1° gennaio 2018 e comunque non oltre il 31 dicembre 2020, con modalità ancora da definire. Nel frattempo il Governo,su indicazioni dell'ANRE,ha portato la quota annua massima di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili incentivabile per il 2014 dal 15% previsto dalla precedente normativa all'11,1%.In base alle modifiche introdotte dalla nuova legge,infatti,l'ANRE ha il compito di definire su base annua tale quota d'obbligo.

La legge è attualmente in esame presso la Commissione Europea - DG Competition.Il mercato si attende una decisione da parte delle autorità di Bruxelles entro la prima metà del 2015. Gli impianti eolici operativi dopo il 1° gennaio 2014 sono invece sottoposti alla decurtazione del numero di"certificati verdi"(overcompensation) come previsto dalla Decisione governativa che accoglie la decisione del Regolatore (ANRE).A seguito di quest'ultima,gli impianti in oggetto accedono a 1,5 "certificati verdi" per ogni MWh prodotto fino al 2017 e 0,75 "certificati verdi"per ogni MWh prodotto a partire dal 2018.

Nell'ottobre 2014 la Direzione Generale per la Concorrenza della Commissione europea ha approvato lo schema di esenzione per le industrie elettro-intensive dall'obbligo di legge di acquisire"certificati verdi".Il Governo ha annunciato l'intenzione di far entrare in vigore il relativo decreto attuativo il 1° gennaio 2015. Il mercato attende di conoscere i dettagli del testo, in particolar modo per quanto riguarda le modalità di distribuzione delle quote pertinenti agli esentati tra gli altri soggetti che rimangono obbligati.

FRANCIA

Si è concluso l'iter dei ricorsi contro il Decreto Legge del 2008 che stabiliva misura e modalità di incentivazione degli impianti rinnovabili. Contro tale Decreto infatti era stato presentato un ricorso presso il Consiglio di Stato francese per la presunta incompatibilità con le norme comunitarie sugli Aiuti di Stato.A seguito del pronunciamento della DG Concorrenza,il Decreto del 2008 è stato annullato ma è stato subito sostituito da un nuovo provvedimento che riconferma il sistema di incentivazione (anche per gli impianti esistenti).

Nel frattempo,la Camera dei Deputati ha approvato il nuovo testo sulla Legge per la transizione energetica, che prevede di incentivare la nuova capacità rinnovabile attraverso una tariffa "feed-in premium".

GERMANIA

Dopo l'approvazione, negli scorsi anni, della cosiddetta EnergieWende, ovvero la legge che presiede alla transizione energetica del Paese verso una completa decarbonizzazione entro il 2050,ilGoverno ha pubblicato in ottobre 2014 un"Libro verde",in cui vengono delineate le scelte essenziali in termini di disegno del mercato utili a conseguire gli obiettivi energetici e ambientali del Paese.

Il documento si inserisce nel più ampio dibattito sulla sorte delle energie fossili nel mix generativo tedesco e sulle modalità attraverso cui rispettare il target definito nel momento della formazione del Governo di grande coalizione di una riduzione dei gas a effetto serra del 40% entro il 2020.

Sebbene il Libro verde non contenga una posizione univoca ma si limiti a impostare i termini del dibattito,sottolinea la necessità di riforma del mercato (per esempio dei mercati del bilanciamento e infragiornalieri) e l'opportunità di costituire una riserva strategica di capacità, giudicata meno onerosa rispetto ai meccanismi di remunerazione della capacità.

POLONIA

Dopo l' insediamento di un nuovo Governo a Varsavia, il Parlamento ha continuato la discussione della nuova Legge sulle fonti energetiche rinnovabili. Il testo intende introdurre un sistema di incentivazione del tipo"Contratto per differenza"basato su asta per i nuovi entranti. È prevista una forma di passaggio volontario"incentivato"per quei soggetti che, pur beneficiando già dell'attuale sistema a "certificati verdi", intendessero optare per la nuova forma di incentivazione. Le sezioni che governano il Contract for Difference dovrebbero entrare in vigore il 1° gennaio 2016.Per la piena approvazione della Legge,l'ordinamento polacco richiede il voto congiunto della Camera dei Deputati e del Senato.

Tale nuova regolamentazione è stata modellata sulle direttive delineate nelle Linee Guida comunitarie dellaDirezione Generale Concorrenza in materia di Aiuti di Stato in ambito energetico ed Ambientale.

TERMOELETTRICO

Sul fronte della normativa nazionale, come già evidenziato in precedenza,nel corso del 2014 sono stati approvati diversi provvedimenti per ridurre il costo dell'energia al fine di favorire la competitività delle aziende italiane.

Fra questi, il Decreto per alleggerire il peso in bolletta degli incentivi CIP 6. Si tratta del Decreto Ministeriale31gennaio2014 sulle nuove modalità di determinazione del cosiddettoCEC2013 e seguenti, che recepisce in toto la proposta dell'Autorità di revisione delle modalità di calcolo del costo evitato di combustibile (CEC) aisensi del"Decreto del Fare"(art.5,D.L.69/2013),volta a rendere le tariffe CIP 6/92 più aderenti alla struttura dei costi del mercato del gas naturale.

Riguardo il nuovo mercato della capacità introdotto con la Delibera 98/11,si segnala che dopo un lungo periodo di consultazioni pubbliche, si è giunti alla sua approvazione finale. Con il D.M.30 giugno 2014, il Ministero ha,finalmente, approvato lo schema del nuovo mercato della capacità produttiva trasmesso da Terna,sentita l'Autorità dell'energia,a condizione che vengano apportate una serie di modifiche. Secondo una nota del MSE, le prime aste per il nuovo mercato della capacità dovrebbero essere bandite da Terna entro il 2015, con effetti a partire dal 2018/2019.

Quanto al"capacity payment transitorio"post 2014, invece,si è ancora in attesa di una sua approvazione finale.Si ricorda che l'Autorità dell'energia con laDelibera 6/2014 ha avviato il procedimento per attuare l'art. 1 comma 153 della Legge di Stabilità sul capacity payment elettrico transitorio,a cui ha fatto seguito il documento di consultazione 234/2014,riguardante le proposte di revisione dei meccanismi di remunerazione della capacità produttiva a regime e nel transitorio ai fini della valorizzazione della flessibilità.Al termine della consultazione pubblica (DCO 234/2014),l'Autorità con laDelibera 320/2014 ha reso nota la proposta indirizzata al MSE di integrazione del sistema di remunerazione della capacità di generazione (capacity payment transitorio) attualmente in vigore ai fini di un'esplicita remunerazione della capacità flessibile, con riferimento al periodo 2015-2017.Tale proposta è stata trasmessa al MSE e a Terna per l'approvazione finale.

Infine,alcune novità importantisono state introdotte dall'Autorità per quanto riguarda il mercato del dispacciamento (MSD).In particolare, con la Delibera 66/2014, l'Autorità ha previsto l'introduzione di un meccanismo volontario di misurazione e valorizzazione del contributo alla regolazione primaria fornito dalle unità di produzione di taglia non inferiore a 10 MVA con determinati requisiti tecnici, che permetta tra l'altro di escludere dal calcolo degli sbilanciamenti delle unità di produzione il contributo alla regolazione primaria da queste eventualmente fornito. Infine, con la Delibera 65/2014, l'Autorità ha modificato le regole di calcolo del corrispettivo di mancato rispetto dell'ordine di accensione da parte dei titolari di centrali termoelettriche sul mercato del dispacciamento (MSD).

DOWNSTREAM INTEGRATO

Oltre alle disposizioni citate sopra,inerenti la liberalizzazione degli impianti automatici non presidiati e la quota d'obbligo di biocarburanti,è da rilevare che, come previsto dalla Legge n.98 del 9 agosto 2013 (di conversione in Legge delDecreto"Del fare"),a decorrere dal 1° marzo 2014 e fino al 31 dicembre 2014 è entrato in vigore l'aumento delle aliquote dell'accisa sui carburanti (benzina e gasolio):

da 728,40 a 730,80 Euro per mille litri per la benzina;
da 617,40 a 619,80 Euro per mille litri per il gasolio usato come carburante.

Sulla Gazzetta Ufficiale del 9 aprile 2014,n. 83,sono stati pubblicati due decreti del Ministero dell'Interno in materia di self service per GPL e metano.

Essi prevedono che accanto agli erogatori di benzina e gasolio,possano essere installati (sotto alcune prescrizioni di sicurezza) anche quelli per il metano auto o il GPL in modalità self-service diurna e notturna senza presidio.

L'intento delle norme è quello di favorire la diffusione del metano e del GPL come carburanti nell'autotrazione, consentendo all'Italia di consolidare la sua posizione ai primi posti in Europa nell'utilizzo di questi carburanti (con vantaggi in termini di riduzione delle emissioni inquinanti e disviluppo della filiera dei relativi modelli e componenti per l'industria automobilistica).

IMPATTI SUL GRUPPO

Per quanto riguarda gli impatti di tali provvedimenti per l'anno 2014 sul Gruppo ERG, si rinvia ai successivi capitoli dedicati alle singole attività gestite.

SETTORI DI ATTIVITÀ

RINNOVABILI

Il Gruppo ERG opera nelsettore delle energie rinnovabili attraverso la controllata ERG Renew, i cui risultati dipendono principalmente dal business eolico.

I parchi eolici sono costituiti da aerogeneratori in grado di trasformare l'energia cinetica del vento in energia meccanica la quale, a sua volta, viene utilizzata per la produzione di energia elettrica. Fermo restando la disponibilità degli impianti, i risultati attesi da ciascun parco eolico sono ovviamente influenzati dalle caratteristiche anemologiche delsito nel quale è localizzato il parco stesso.

I risultati economici sono inoltre influenzati dal prezzo di vendita dell'energia elettrica, che può variare anche in relazione alle aree geografiche in cui insistono gli impianti,dal valore dei "certificati verdi", e in generale daisistemi di incentivazione per le fonti rinnovabili che differiscono da paese a paese.

MERCATO DI RIFERIMENTO(1)

	ANNO 2014	ANNO 2013

MERCATO RINNOVABILE ITALIA(2) (GWH)
PRODUZIONI DA FONTI RINNOVABILI (3)	101.873	95.428
DI CUI:
IDROELETTRICA	58.067	54.068
GEOTERMICA	5.541	5.319
EOLICA	14.966	14.812
FOTOVOLTAICO	23.299	21.229
PREZZI DI CESSIONE (EURO/MWH)
PUN (ITALIA)(4)	52,1	63,0
"CERTIFICATI VERDI"	97,4	89,3
PREZZO EE ZONA CENTRO-SUD	48,9	59,3
PREZZO EE ZONA SUD	47,4	57,2
PREZZO EE SICILIA	80,9	92,0
PREZZO EE SARDEGNA	52,2	61,5
VALORE UNITARIO MEDIO DI CESSIONE ENERGIA ERG IN ITALIA	146,4	148,1
FEED IN TARIFF (GERMANIA)(5)	96,0	94,6
FEED IN TARIFF (FRANCIA)(5)	91,1	90,4
FEED IN TARIFF (BULGARIA)(5)	94,9	94,8
PREZZO EE ROMANIA	25,0	33,5
PREZZO CV ROMANIA(6)	29,3	42,1

(1) produzione stimata per il mese di dicembre

(2) fonte:Terna S.p.A.rapporto mensile sul sistema elettrico.Dati stimati,soggetti a rettifica

(3) fonti considerate: idroelettrica, geotermoelettrica, eolica e fotovoltaica

(4) Prezzo Unico Nazionale - Fonte GME S.p.A.

(5) I valori di Feed in Tariff all'estero si riferiscono ai prezzi ottenuti dagli impianti di ERG Renew

(6) Prezzo riferito al valore unitario del"certificato verde"(il numero dei"certificati verdi"riconosciuti e le tempistiche sono descritte nella sezione scenario Romania)

SCENARIO DI MERCATO IN ITALIA

Nel corso del 2014 la produzione elettrica nazionale (netta) è stata coperta per il 38% da fonti rinnovabili, in crescita rispetto al 34% del 2013;tale produzione da fonti rinnovabili deriva per il 22%dall'idroelettrico,peril 9%dal fotovoltaico,peril 6%dall'eolico e perilrestante 2%da fonte geotermica;rispetto al 2013 risultano in forte crescita sia il fotovoltaico (+10%) che l'idroelettrico (+7%),mentre la produzione eolica ha registrato solo un lieve incremento (+1%).

SCENARIO TARIFFARIO

Italia

Ilsistema di incentivazione in Italia prevede,per gli impianti eolici on-shore in esercizio entro il 20126 ,la prosecuzione delsistema dei"certificati verdi"fino al 2015 e la successiva conversione, per il residuo periodo di diritto all'incentivazione,in una tariffa feed-in premium erogata mensilmente e calcolata sullabasedi analoga formula.Perquantoriguarda le tempistichediritirodaparte del GSE dei"certificati verdi",per le produzioni del primo trimestre 2014 il ritiro è avvenuto entro il 30 settembre 2014 con pagamento entro il 31 ottobre;perle produzioni delsecondo trimestre 2014 il ritiro è avvenuto entro il 31 dicembre 2014 con pagamento entro il 31 gennaio 2015,per le produzioni del terzo trimestre 2014 il ritiro avverrà entro il 31 marzo 2015 con pagamento entro il 30 aprile e infineperleproduzionidelquarto trimestre ilritiro avverrà entro il 30 giugno 2015. Il prezzo di ritiro dei"certificati verdiӏ pari al 78% della differenza fra 180 Euro/MWh e il valore medio annuo del prezzo di cessione dell'energia elettrica dell'anno precedente ⁷ .

Gli impianti eolici di capacità superiore a 5 MW realizzati a partire dal 2013 (entrati in esercizio dopo aprile 2013) accedono invece agli incentivi tramite la partecipazione a un'asta al ribasso8 . La prima asta ha visto, per l'eolico on-shore, l'assegnazione di 442 MW (il contingente relativo al 2013 era pari a 500 MW) mentre nella seconda asta,che si è conclusa il 10 giugno 2013, è stato assegnato tutto il contingente disponibile per l'anno 2014 pari a 399,9 MW contro una capacità richiesta di 1.086 MW ⁹ .Con la terza asta,relativa al contingente 2015,che si è conclusa il 26 giugno 2014, è stato nuovamente assegnato tutto il contingente disponibile per l'eolico on shore,pari a circa 356 MW (capacità richiesta nettamente superiore al contingente e pari a circa 1.261 MW).A partire dal 2013, inoltre,per tutti i soggetti che accedono ai meccanismi di incentivazione per la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili (a esclusione del fotovoltaico e degli impianti ammessi al provvedimento CIP 6/92), è previsto un contributo di 0,5 Euro per ogni MWh di energia incentivata,da corrispondere al GSE.

Quanto alla revisione della disciplina sul servizio di dispacciamento dell'energia elettrica per le unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, in seguito alla sentenza del Consiglio di Stato n.2936 del 9/06/2014,sono stati annullati in via definitiva gli oneri di sbilanciamento relativi agli anni 2013 e 201410 .

A valle del DCO 302/2014, l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico ha emesso la Delibera 522/2014/R/EEL, che reintroduce dal 2015 gli oneri di sbilanciamento eliminando di fatto le franchigie previste dalla precedente Delibera 281/12/R/EEL e prevedendo nuovi meccanismi di calcolo differenziati per tecnologia.

Terna ha provveduto agli eventuali conguagli entro il 31 dicembre 2014.

Sisegnala infine che nel mese di ottobre 2014 è stato approvato il Decreto attuativo"spalmaincentivi"(in attuazione della Legge "Destinazione Italia"n. 9 del 21 febbraio 2014), rivolto ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili (diverse dal fotovoltaico),titolari di impianti che beneficiano di incentivi sotto la forma di"certificati verdi", tariffe omnicomprensive, ovvero tariffe premio. L'adesione è su base volontaria e prevede, a fronte di una riduzione dell'incentivo, un'estensione del periodo incentivante di ulteriori sette anni. Per gli impianti che non aderiscono alla modulazione viene preclusa la possibilità di godere di incentivi in caso di intervento di qualunque tipo per un periodo di 10 anni dal termine del periodo di incentivazione. L'opzione può essere esercitata entro 90 giorni dalla pubblicazione del decreto in Gazzetta ufficiale, a oggi ancora in via di finalizzazione. Si segnala al riguardo che ERG, in mancanza di un chiaro quadro normativo circa il livello e le modalità di accesso a nuovi incentivi, ha deciso di non optare per l'estensione del periodo di incentivazione.

⁶ Previsto un transitorio fino al 30 aprile 2013, per gli impianti già autorizzati entro l'11 luglio 2012.

⁷ Prezzo di cessione dell'energia elettrica definito dall'Autorità per l'energia elettrica e il gasin attuazione dell'art.13, comma 3,del Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387,registrato nell'anno precedente e comunicato dalla stessa Autorità.

⁸ Base di prezzo di 127 Euro/MWh.

⁹ In seguito a sentenza TAR Lombardia del 14 febbraio 2014 sono stati reintegrati in graduatoria 66 MW che erano stati precedentemente esclusi dalla seconda asta (dopo la chiusura del periodo di presentazione delle offerte d'asta) perché appartenenti al periodo transitorio.Di conseguenza,tale capacità è stata sottratta al contingente 2015.

¹⁰ Anni per i quali continua a essere in vigore la Delibera 111/2006.

Germania

Il sistema di incentivazione per l'eolico in Germania è del tipo feed-in tariff/feed-in premium. In base al nuovo EEG 2014,la tariffa per in nuovi impianti eolici on-shore è pari a 89 Euro/MWh per 20 anni (costante).Gli impianti esistenti,hanno inoltre la possibilità discegliere un sistema di incentivazione alternativo,del tipo feed-in premium (obbligatorio per i nuovi impianti).Scegliendo questa opzione,l'energia elettrica viene venduta direttamente sul mercato e l'Operatore riceve,su base mensile, un premio pari alla differenza fra il valore base della feed-in tariff e il prezzo medio mensile di mercato dell'energia elettrica, al quale viene aggiunto un"management premium"(pari a 4,5 Euro/MWh per il 2014), decrescente nel corso degli anni, che rappresenta un'approssimazione degli oneri legati alla gestione della vendita dell'energia elettrica sul mercato.

La versione del 2009 della stessa legge ha introdotto un System Service Bonus, pari a 7 Euro/MWh per gli interventi effettuati entro il 2010,riconosciuto nel caso in cui siano effettuati interventi tecnologici sull'impianto (per migliorarne le prestazioni relative alla regolazione della tensione e della frequenza), per i primi 5 anni dall'effettuazione dell'intervento. La tariffa per i parchi di ERG Wind varia fra gli 87 e gli 89 Euro/MWh (costanti in termini nominali per 20 anni). I parchi di Sallgast e Brunsbuttel nel corso del 2014 sono passati al sistema direct market,mentre i restanti 3 parchi hanno continuato ad usufruire delsistema a tariffa fissa. Tutti i parchi tedeschi di ERGWind (a eccezione del parco di Gembeck, 4 WTG) usufruiscono a oggi di tale bonus (SDL) di 7 Euro/MWh.

Francia

Ilsistema di incentivazione per l'eolico on-shore è del tipo feed-in tariff.L'incentivo per gli impianti esistenti è riconosciuto per 15 anni e viene aggiornato annualmente in base a una formula legata all'indice del costo orario del lavoro e all'indice dei prezzi alla produzione dei prodotti industriali ¹¹ .Per i primi 10 anni di esercizio è la tariffa iniziale,dipendente dall'anno distipula del contratto, a essere aggiornata su base annua, mentre per i successivi 5 anni il valore da indicizzare è decrescente nel caso di ore di funzionamento annuo superiori a 2.400. Per il 2006 il valore della tariffa iniziale era di 82 Euro/MWh.Per definire il valore di partenza peri nuovi impianti negli anni successivi,tale tariffa viene ridotta del 2% rispetto all'anno precedente, a partire dal 2008,e viene aggiornata per tener conto dell'evoluzione degli indici citati.Il valore così determinato, per ogni impianto, viene quindi aggiornato annualmente,secondo il meccanismo sopra esposto. In riferimento al ricorso al Consiglio di Stato, che ha a sua volta investito la Corte di Giustizia europea, contro il Decreto del 2008 per la presunta incompatibilità con le norme comunitarie sugli aiuti distato,lo stesso Decreto del 2008 è stato annullato il 28 maggio 2014 (in virtù della mancata notifica alla Commissione europea prima della sua implementazione), ma è stato emesso un nuovoDecreto il 17 giugno 2014,che riconferma lo stesso sistema di incentivazione (anche per gli impianti esistenti).Tale Decreto era stato precedentemente approvato in via definitiva da parte della Direzione Generale per la conCorrenza della Commissione europea che ha giudicato il testo compatibile con la normativa vigente in materia di aiuti di Stato.

Bulgaria

L'attuale quadro normativo prevede, per i parchi eolici on-shore, una tariffa (feed-in tariff) a scaglioni in base alle ore di funzionamento, costante in termini nominali. In particolare,per i parchi esistenti alla data del 3 maggio 2011, l'incentivo è riconosciuto per i primi 15 anni di esercizio e il valore della tariffa è pari a 188,29 BGN/MWh (circa 96,3 Euro/MWh) al di sotto di 2.250 ore di funzionamento annuo e a 172,95 BGN/MWh (circa 88,4 Euro/MWh) al disopra di 2.250 ore di funzionamento annuo. Per gli impianti entrati in esercizio successivamente a

¹¹ Gli indici considerati sono l'ICHTrevTS ("indice du coût horaire du travail (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques") e il FM0ABE0000 ("indice de prix de production de l'industrie française pour l'ensemble de l'industrie").

tale data ed entro giugno 2012, l'incentivo è riconosciuto per i primi 12 anni di esercizio e il valore della tariffa è pari a 191 BGN/MWh (circa 97,7 Euro/MWh) al disotto di 2.250 ore di funzionamento annuo e a 173,1BGN/MWh (circa 88,5 Euro/MWh) al disopra di 2.250 ore di funzionamento annuo. Nel mese di settembre 2012 è stato introdotto dalla locale Autorità regolatoria, per i produttori da fonti rinnovabili in esercizio da marzo 2010, un onere per l'accesso alle reti di trasmissione e distribuzione.

L'esito del ricorso da parte degli Operatori e Associazioni disettore contro la relativa Delibera, che definiva tale onere temporaneamente pari al 10% della feed-in tariff per i produttori da fonte eolica,è stato positivo.È stato tuttavia pubblicato il valore definitivo,basato su un'analisi dettagliata dei reali costi di gestione delle reti,che è applicabile a partire dal 13 marzo 2014 ed è stato ridotto a 2,5 BGN/MWh (circa 1,3 Euro/MWh).A fine 2013 il Parlamento bulgaro ha approvato,nell'ambito delle Finanziaria 2014,un emendamento alla legge di incentivazione delle fonti rinnovabili, in base al quale a partire da gennaio 2014 è stata imposta una fee pari al 20% dei ricavi relativi agli impianti alimentati da fonte solare ed eolica. In data 31 luglio, la Corte Costituzionale bulgara,richiesta da parte del Presidente della Repubblica di una verifica di costituzionalità della norma,si è espressa verso l'incompatibilità della fee del 20%. La decisione della Suprema Corte che ha pertanto dichiarato la legge incostituzionale è stata pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 65 del 6 agosto 2014 con entrata in vigore tre giorni dopo la pubblicazione. Il provvedimento non ha effetti retroattivi.

L'Autorità regolatoria bulgara ha inoltre emendato le regole relative al trading di elettricità (emendamenti pubblicati in Gazzetta Ufficiale in data 9 maggio 2014), introducendo, a partire dal mese di giugno 2014, la responsabilità del bilanciamento anche per le fonti rinnovabili non programmabili.

Romania

L'energia rinnovabile in Romania viene incentivata tramite i"certificati verdi" per i primi 15 anni di esercizio. L'obbligo di immettere un certo quantitativo annuo di energia verde in rete (o di acquistare una uguale quantità di"certificati verdi") è sul consumo finale di energia elettrica. Per i parchi eolici entrati in esercizio prima del 2014 sono previsti 2"certificati verdi"per ogni MWh prodotto fino al 2017 e 1"certificato verde"a partire dal 2018 e il prezzo unitario dei "certificati verdi" varia fra un cap (55 Euro/MWh in moneta 2010) e un floor (27 Euro/MWh in moneta 2010),definiti in Euro,e indicizzati all'inflazione su base annua.La Legge 23/2014,che emenda e recepisce la precedente ordinanza di Emergenza del marzo 2013, è stata, dopo alcune vicissitudini,ratificata dal Presidente rumeno nel mese di marzo 201412 . La Legge ha introdotto alcuni emendamenti alsistema di incentivazione e in particolare,per gli impianti eolici esistenti,è prevista la trattenuta di 1"certificato verde"nel periodo 1° luglio 2013-31 marzo 2017. I"certificati verdi"trattenuti verranno via via "sbloccati" a partire dal 1° gennaio 2018 e comunque non oltre il 31 dicembre 2020, con modalità ancora da definire. Nel frattempo il Governo,su indicazioni dell'ANRE,ha portato la quota annua massima di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili incentivabile per il 2014 dal 15% previsto dalla precedente normativa all'11,1% (per il 2015 dal 16% previsto dalla precedente normativa all'11,9%). In base alle modifiche introdotte dalla nuova legge, infatti, l'ANRE ha il compito di definire su base annua tale quota d'obbligo.

La legge è attualmente in esame presso la Commissione Europea - DG Competition.

Gli impianti eolici operativi dopo il 1° gennaio 2014 sono invece sottoposti alla decurtazione del numero di"certificati verdi"(c.d. overcompensation) come previsto dalla Decisione governativa che accoglie la decisione del Regolatore (ANRE).A seguito di quest'ultima,gli impianti in oggetto accedono a 1,5"certificati verdi" per ogni MWh prodotto fino al 2017 e 0,75"certificati verdi"per ogni MWh prodotto a partire dal 2018.

¹² Decreto 270/2014 di approvazione della Legge 23/2014, che approva l'Ordinanza di Emergenza 57/2013, che modifica e integra la Legge 220/2008 per il sistema di incentivazione dei"certificati verdi".

Relativamente ai parchi detenuti da ERG Renew in Romania,si segnala che il parco di Gebeleisis(70 MW, 35 MW quota ERG) accede al regime di incentivazione che prevede il riconoscimento di 2 CV fino al 2017, di cui uno trattenuto sino al 31 marzo 2017, mentre il parco di Topolog (84 MW a regime, 42 MW quota ERG), entrato in esercizio commerciale nel 2014, è sottoposto alregime di"overcompensation"che prevede ilriconoscimento di 1,5"certificati verdi" fino al 2017, e successivamente di 0,75"certificati verdi"per MWh prodotto.

Nell'ottobre 2014 la Direzione Generale per la Concorrenza della Commissione europea ha approvato lo schema di esenzione per le industrie elettro-intensive dall'obbligo di legge di acquisire"certificati verdi".Il Governo ha annunciato l'intenzione di far entrare in vigore il relativo decreto attuativo il 1 gennaio 2015; il mercato attende di conoscere i dettagli del testo,in particolar modo per quanto riguarda le modalità di distribuzione delle quote pertinenti agli esentati tra gli altri soggetti che rimangono obbligati.

SINTESI DEI RISULTATI A VALORI CORRENTI ADJUSTED DEL PERIODO

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale del settore Rinnovabili i risultati del businesssono esposti a valori correnti adjusted che tengono conto della quota dispettanza ERG (50%) dei risultati consolidati della joint venture LUKERG Renew.

	ANNO 2014	ANNO 2013
RISULTATI ECONOMICI
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	349	339
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(1)	267	245
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (1)	(137)	(126)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(1)	131	119
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI	38	97
PRINCIPALI DATI FINANZIARI(2)
CAPITALE INVESTITO NETTO	1.701	1.838
PATRIMONIO NETTO	636	589
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTOTOTALE	1.065	1.249
DI CUI PROJECT FINANCING NON RECOURSE(3)	1.120	1.157
EBITDA MARGIN %(4)	76%	72%
(1) non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo"Indicatori alternativi di performance", al quale si rimanda per maggiori dettagli

(2) dati relativi al Consolidato ERG Renew (3) al lordo delle disponibilità liquide

(4) rapporto del margine operativo lordo a valori correnti adjusted sui ricavi della gestione caratteristica

La ripartizione del margine operativo lordo a valori correnti tra i diversi settori geografici del business Rinnovabili è la seguente:

	ANNO 2013


233	219
12	11
8	8
4	4
10	2
267	245
	ANNO 2014

I ricavi consolidati registrati nel 2014 risultano superiori a quelli del 2013,grazie alle maggiori produzioni del periodo che hanno più che compensato l'effetto dei minori prezzi di vendita. Più nel dettaglio, le produzioni hanno registrato un incremento significativo all'estero,grazie al contributo per l'intero periodo dei parchi di Gebeleisesin Romania (35 MW quota ERG) e di Hrabrovo in Bulgaria (7 MW quota ERG), acquisiti nel terzo trimestre del 2013 nonché del nuovo parco di Topolog (42 MW quota ERG) in Romania entrato in esercizio a fine 2013; in Italia le produzioni sono in lieve aumento grazie all'entrata in esercizio del parco di Palazzo San Gervasio (34 MW) nel dicembre 2013, che ha più che compensato la minore ventosità riscontrata in Sicilia e Sardegna.

Per quanto riguarda la diminuzione dei prezzi di vendita,per ERG Renew il prezzo di cessione dell'energia elettrica in Italia è risultato essere pari mediamente a 49,0 Euro/MWh,significativamente inferiore al valore di 58,8 Euro/MWh registrato nel 2013,e inferiore al prezzo unico nazionale (52,1 Euro/MWh).Tale diminuzione è in linea con la generale diminuzione dei prezzi dell'energia, mentre la differenza rispetto al prezzo unico nazionale deriva dalla specifica ripartizione geografica degli impianti ERG, concentrati nel Sud Italia.La riduzione del prezzo di vendita dell'energia elettrica è stata parzialmente compensata dall'incremento del valore dei "certificati verdi",pari a 97,4 Euro/MW,in aumento rispetto al valore di 89,3 Euro/MWh del 2013, alla luce del sistema di incentivazione che compensa, in parte, le variazioni di prezzo dell'energia elettrica.Complessivamente, il ricavo medio unitario delle produzioni di ERG Renew in Italia,considerando il valore di cessione dell'energia e quello dei"certificati verdi",è stato pari a 146,4 Euro/MWh, in calo rispetto al valore di 148,1 Euro/MWh del 2013.

Il ricavo medio unitario dei parchi esteri nel 2014, è stato pari a circa 87,5 Euro/MWh, in diminuzione rispetto al valore di 92,2 Euro/MWh registrato nell'esercizio precedente, a causa dell'ingresso dei nuovi parchi in Romania, con ricavi medi unitari inferiori.

Il margine operativo lordo a valori correnti adjusted registrato nel 2014 è pari a 267 milioni,in ulteriore crescita rispetto ai 245 milioni dell'esercizio precedente, principalmente grazie al contributo dei nuovi parchi, ai benefici derivanti dalla internalizzazione delle attività di Operations & Maintenance relative ai parchi ERG Wind (550 MW) e ai minori costi legati anche al venir meno degli oneri di sbilanciamento.

L'EBITDA margin è risultato pari al 76%, in crescita rispetto al 72% del 2013.Tale indicatore di marginalità ha risentito positivamente degli effetti della recente sentenza del Consiglio di Stato sugli oneri di sbilanciamento, che ha comportato, oltre all'azzeramento di tali costi nel 2014, l'iscrizione di un provento sugli oneri 2013 di circa 5 milioni. Sono inoltre proseguite le efficaci azioni di contenimento dei costi, grazie alle efficienze derivanti dalle accresciute dimensioni aziendali, dall'internalizzazione delle attività di O&M sui parchi ERG Wind conseguente all'acquisizione di ERG Renew O&M, nonché a progetti specifici di revisione dei processi aziendali e dei budget di costo in ottica"zero based".

Tale indicatore di marginalità ha invece risentito negativamente delle variazioni di perimetro, con ricavi unitari inferiori a quelli italiani relativamente ai nuovi assets in Romania, e della diminuzione dei ricavi unitari in Italia.

	ANNO 2014	ANNO 2013
POTENZA INSTALLATA(MW)
ITALIA	1.087	1.087
DI CUI
CAMPANIA	239	239
CALABRIA	120	120
PUGLIA	249	249
MOLISE	79	79
BASILICATA	89	89
SICILIA	198	198
SARDEGNA	111	111
ALTRE	2	2
ESTERO	254	253
DI CUI
GERMANIA	86	86
FRANCIA	64	64
BULGARIA (50%)	27	27
ROMANIA (50%)	77	76
POTENZA INSTALLATA COMPLESSIVA A FINE PERIODO(1)	1.341	1.340

(1) potenza impianti in esercizio a fine periodo

La potenza in esercizio al 31 dicembre 2014 è pari a 1.341 MW, in linea con il dato al 31 dicembre 2013.

Rispetto alla potenza in esercizio nel corso degli anni 2014 e 2013, tuttavia,si ricorda che a fine 2013 la potenza è cresciuta di circa 76 MW grazie ai nuovi parchi realizzati a Palazzo San Gervasio in Basilicata (34 MW) e nella regione di Tulcea in Romania attraverso LUKERG Renew (84 MW, 42 MW quota ERG); la realizzazione di tali parchi si è di fatto ultimata a fine 2013, con le prime produzioni in fase di commissioning già nel mese di dicembre 2013,e il conseguente pieno contributo ai risultati di ERG Renew solo nel 2014.

Si segnala inoltre che, rispetto al 2013, il 2014 ha beneficiato, oltre ai sopracitati parchi, del contributo per l'intero periodo dei parchi di Gebeleises in Romania (35 MW quota ERG) e di Hrabrovo in Bulgaria (7 MW quota ERG), acquisiti nel terzo trimestre del 2013.

	ANNO 2014	ANNO 2013

PRODUZIONI (GWH)
ITALIA	2.051	2.010
DI CUI
CAMPANIA	453	437
CALABRIA	249	246
PUGLIA	502	497
MOLISE	163	164
BASILICATA	173	103
SICILIA	313	336
SARDEGNA	198	220
ALTRE	–	7
ESTERO	529	393
DI CUI
GERMANIA	144	155
FRANCIA	122	127
BULGARIA (50%)	67	57
ROMANIA (50%)	196	54
PRODUZIONI COMPLESSIVE PARCHI	2.580	2.403

Nel 2014 la produzione di energia elettrica di ERG Renew è stata pari a 2.580 GWh, in crescita rispetto al 2013 (2.403 GWh), con una produzione in lieve aumento in Italia (da 2.010 GWh a 2.051 GWh) e in crescita all'estero (da 393 GWh a 529 GWh).

Sisegnala che tali valori di produzione in Italia sono stati influenzati,positivamente,dalla maggiore capacità installata per 34 MW (in Basilicata) e, negativamente, da condizioni anemologiche molto al disotto della media storica,e leggermente inferiori al dato già debole del 2013. Si ricorda che a livello nazionale le produzioni complessive da fonte eolica sono risultate sostanzialmente in linea con i valori registrati nel 2013, ma a fronte di una capacità installata in leggera crescita. Per quel che riguarda l'estero, la crescita deriva principalmente dall'apporto del nuovo parco nella regione di Tulcea in Romania oltre che dei parchi eolici di Gebeleisis in Romania e di Hrabrovo in Bulgaria che nel 2013 avevano contribuito alla produzione rispettivamente solo dal 28 giugno e dal 5 settembre 2013.

Nella seguente tabella vengono rappresentati i load factor degli impianti eolici per le principali aree geografiche;tale dato,stimato tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio dei parchi all'interno dei singoli esercizi,fornisce una misura del livello di produzione dei vari parchi in termini relativi, ed è influenzato,oltre che dalle caratteristiche dei parchi e dalle condizioni anemologiche nel periodo considerato,anche dal livello di disponibilità degli impianti e da eventuali limitazioni sulle reti di trasporto dell'energia.

	ANNO 2014	ANNO 2013
LOAD FACTOR (%)
ITALIA	22%	22%
DI CUI:
CAMPANIA	22%	21%
CALABRIA	24%	23%
PUGLIA	23%	23%
MOLISE	23%	24%
BASILICATA	22%	21%
SICILIA	18%	19%
SARDEGNA	20%	23%
ALTRE	N.A.	13%
GERMANIA	19%	21%
FRANCIA	22%	23%
BULGARIA (50%)	28%	29%
ROMANIA (50%)	29%	31%
LOAD FACTOR(1)	22%	22%

(1) produzione effettiva rispetto alla produzione massima teorica (calcolata tenendo conto dell'effettiva entrata in esercizio di ogni singolo parco eolico)

Il load factor complessivo del 2014, pari al 22%, è risultato complessivamente in linea con i dati del 2013.

LUKERG Renew

ERG Renew è presente in Bulgaria e Romania tramite LUKERG Renew, joint venture tra ERG Renew e LUKOIL-Ecoenergo nata nel 2011 per operare in modo congiunto nel mercato delle rinnovabili in Romania, in Bulgaria, In Ucraina e in Russia.

Al termine del primo semestre 2012 LUKERG Bulgaria GmbH, controllata dalla joint venture LUKERG Renew GmbH, ha acquisito due parchi eolici (Kavarna e Longman) già operativi in Bulgaria,nella regione diDobrich,per una capacità complessiva installata pari a circa 40 MW.
A fine 2012, LUKERG Renew ha acquisito il 100% di Land Power S.r.l.,società di diritto rumeno, titolare dei terreni e delle autorizzazioni per un parco eolico da 84 MW a Topolog, nella regione di Tulcea (Romania), la cui costruzione è iniziata ad aprile 2013 ed è stata completata a gennaio 2014.
A giugno 2013 LUKERGRenew ha firmato conVestas due accordi perl'acquisizione del 100% di due parchi eolici già operativi (capacità istallata complessiva di 84 MW):Gebeleisisin Romania e Hrabrovo in Bulgaria.

Il parco eolico di Gebeleisis si trova nella regione di Galati (Romania), pienamente operativo da febbraio 2013,ha una capacità installata complessiva di 70 MW (35 WTGVestas V90-2 MW). Il closing dell'acquisizione è stato perfezionato il 28 giugno 2013. Il parco eolico di Hrabrovo si trova nella regione di Dobrich (Bulgaria), pienamente operativo da marzo 2012, ha una capacità installata complessiva di 14 MW (7 WTG Vestas V90-2 MW). Il closing dell'acquisizione è stato perfezionato il 5 settembre 2013 tramite la controllata LUKERG Bulgaria. Il parco eolico di Topolog si trova nella regione di Tulcea (Romania),pienamente operativo da

dicembre 2013, ha una capacità installata complessiva di 84 MW (42 WTG Vestas V90-2 MW). Con tali acquisizioni e con la messa in esercizio di Topolog, LUKERG Renew ha così raggiunto una potenza installata di oltre 200 MW,diventando uno dei principali player in entrambi i mercati in cui opera.

Nel corso del 2014,inoltre,sono stati firmati per i parchi eolici Romeni di Gebeleisis e Topolog, due Project Finance di importi rispettivamente pari a 67 milioni e 57 milioni.

Tutti i parchi beneficiano quindi di finanziamenti di tipo Project Financing non-recourse che sono prova dell'elevata qualità degli impianti riconosciuta dalsistema creditizio,in contesti normativi complessi.

I dati di seguito esposti si riferiscono al 100% del Bilancio Consolidato della joint venture.

	ANNO 2014	ANNO 2013
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(1)	28	13
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (1)	(16)	(7)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(1)	12	6
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI	4	104
POTENZA INSTALLATA
BULGARIA	54	54
ROMANIA	154	152

(1) non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo"Indicatori alternativi di performance", al quale si rimanda per maggiori dettagli

Il margine operativo lordo del 2014 è stato pari a circa 28 milioni, in aumento rispetto a quello registrato nel 2013 (13 milioni) principalmente a causa delle maggiori produzioni derivanti dalla maggiore capacità installata,solo in parte compensata da un minore prezzo dell'energia. Gli investimenti del 2014 si riferiscono principalmente alle ultime attività legate alla fase di messa in esercizio e test del parco di Topolog, completate nel primo semestre del 2014. Sisegnala che la posizione finanziaria netta di LUKERG Renew al 31 dicembre 2014 risulta pari a 277 milioni,in aumento rispetto ai 270 milioni al 31 dicembre 2013.La quota a medio-lungo termine ammonta a 270 milioni di cui circa 154 relativi a project finance e 136 a finanziamenti verso i soci.

POWER

MERCATO DI RIFERIMENTO

	ANNO 2014	ANNO 2013

MERCATO ELETTRICO ITALIA(1) (GWH)
DOMANDA	309.006	318.475
CONSUMO POMPAGGI	2.254	2.495
IMPORT/EXPORT	43.703	42.138
PRODUZIONE INTERNA(2)	267.557	278.832
DI CUI
TERMOELETTRICA	165.684	183.404
RINNOVABILLE	101.873	95.428
PREZZI DI CESSIONE (EURO/MWH)
PUN(3)	52,1	63,0
(1) Fonte:Terna S.p.A.rapporto mensile sul sistema elettrico.Dati stimati,soggetti a rettifica

(2) produzione al netto dei consumi per servizi ausiliari (3) Prezzo Unico Nazionale. Fonte:GME S.p.A.

La richiesta di energia elettrica ¹³ del sistema elettrico nazionale nel 2014 è stata pari a 309,0 TWh, in calo (-3,0%) rispetto ai valori registrati nel 2013. Per quanto riguarda la Sicilia la contrazione della domanda rispetto al 2013 è stata pari al 3,4%,passando da 20,5 TWh a 19,8 TWh. Nello stesso periodo la produzione interna netta di energia elettrica è stata pari a 267,6 TWh, in calo del 4,0% rispetto all'anno precedente, mentre il saldo netto degli scambi con l'estero ha registrato importazioni per 43,7 TWh, crescita del 3,7% rispetto al 2013. La produzione nazionale (netta) è stata garantita per il 62% da centrali termoelettriche e per il restante 38% da fonti rinnovabili;rispetto all'esercizio precedente si evidenzia un forte calo delle produzioni da fonte termoelettrica (-10%) compensato dal maggior contributo delle fonti rinnovabili (+7%), in particolare fotovoltaico (+10%) e idroelettrico (+7%),mentre è risultata in leggero aumento (+1%) la produzione da fonte eolica.

Il valore medio del PUN nel 2014 si è attestato a 52,1 Euro/MWh, in discesa del 17% rispetto al valore rilevato nel 2013 (63,0 Euro/MWh). La flessione riflette da un lato la riduzione del prezzo del gas per usi termoelettrici,e dall'altro l'ulteriore calo della domanda accompagnato dal crescente contributo delle fonti rinnovabili. L'art. 23, comma 3-bis del Decreto Legge 24 giugno 2014,n. 91, convertito dalla Legge 11 agosto 2014,n. 116 introduce nuove regole per gli impianti di generazione di tipo programmabile situati in Sicilia.

In particolare viene stabilito che dal 1° gennaio 2015 sino all'entrata in operatività dell'elettrodotto 380 kV"Sorgente-Rizziconi"tra la Sicilia e il continente e degli altri interventi finalizzati al significativo incremento della capacità di interconnessione tra la rete elettrica siciliana e quella peninsulare: (i) le unità di produzione di energia elettrica, con esclusione di quelle rinnovabili non programmabili, di potenza superiore a 50 MW siano considerate risorse essenziali per la sicurezza delsistema elettrico e debbano essere offerte sul mercato del giorno prima; (ii) l'Autorità definisca le modalità di offerta e remunerazione delle predette unità entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della Legge di conversione del Decreto Legge 91/14,seguendo il criterio di puntuale riconoscimento per singola unità produttiva dei costi variabili e dei costi fissi di natura operativa e di equa remunerazione del capitale residuo investito riconducibile alle stesse unità, in modo da assicurare la riduzione degli oneri per il sistema elettrico.

¹³ Incluse le perdite rete e al netto dell'energia elettrica destinata ai pompaggi.

In esecuzione a quanto disposto dal citato Decreto Legge, in data 24 ottobre 2014 l'Autorità ha pubblicato la Deliberazione n. 521/2014/R/EEL, relativa a disposizioni sugli impianti essenziali in Sicilia, volta a regolare, fra gli altri aspetti, i criteri di offerta e remunerazione delle unità definite essenziali ai sensi del Decreto Legge n. 91/2014.

Nel mese di ottobre 2014 l'Autorità ha altresì pubblicato la Deliberazione 500/2014/R/EEL che, pur riguardando le Unità Essenziali in regime ordinario, chiarisce e aggiorna alcuni parametri del CostoVariabile Riconosciuto che hanno effetto anche sulle Unità Essenziali ex D.L.91/2014. Infine, con la Deliberazione 667/2014/R/EEL, l'AEEGSI ha approvato i parametri per il calcolo del Costo Variabile Riconosciuto delle Unità Essenziali ex D.L. 91/2014.

La disciplina delle Unità Essenziali exD.L.91/2014 non ha determinato nessun impatto sull'anno 2014 in quanto verrà applicata nel periodo di tempo intercorrente fra il 1° gennaio 2015 e la data di entrata in operatività dell'elettrodotto Sorgente-Rizziconi,attualmente prevista entro il 30 giugno 2015.Tale termine finale dovrà però essere confermato nel corso del primo semestre 2015 alla luce del completamento delle opere accessorie alla funzionalità del cavo e alla effettiva entrata in funzione dello stesso.

Per quanto riguarda ERG Power si stima un impatto significativo sui mercati dell'energia in virtù del vincolo di offerta da parte delle Unità Produttive a prezzi non superiori al proprio Costo Variabile Riconosciuto: in particolare è previsto che il differenziale di prezzo fra la zona Sicilia e il PUN subisca nel 2015 una forte contrazione rispetto al livello del 2014.

L'impatto sarà significativo anche sul mercato deiservizi di dispacciamento,per i quali la normativa impone il vincolo di offerta dell'intera potenza a un prezzo pari al Costo Variabile Riconosciuto.

Gli impatti sui ricavi da mercati dovrebbero tuttavia essere compensati dalla componente amministrata riconosciuta alle Unità Essenziali a copertura dei costi fissi operativi e di investimento, ivi inclusa l'equa remunerazione del capitale investito nell'ambito del cosiddetto reintegro dei costi di generazione.

La liquidazione di tale corrispettivo è prevista solo a consuntivo sulla base dei documenti contabili ufficiali, con un conseguente effetto negativo sul capitale circolante.

SINTESI DEI PRINCIPALI RISULTATI DEL PERIODO

Si ricorda,come già precedentemente commentato,che i risultati diseguito esposti riflettono il contributo dell'impianto IGCC fino al 30 giugno 2014.

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013
RICAVI DA TERZI	930	1.424
RICAVI INFRASETTORI	234	218
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	1.164	1.642
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(1)	204	358
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (1)	(54)	(80)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(1)	150	278
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI	14	26

(1) i dati esposti non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo"Indicatori alternativi di performance", al quale si rimanda per maggiori dettagli

La ripartizione del margine operativo lordo a valori correnti tra le diverse attività del Business Power è la seguente:

	ANNO 2014	ANNO 2013

MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI
ISAB ENERGY / ISAB ENERGY SERVICES	104	254
IMPIANTI ERG POWER GENERATION/ERG POWER	100	104
TOTALE	204	358

VENDITA DI ENERGIA ELETTRICA (1)

	ANNO 2014	ANNO 2013

VENDITE (GWH)
TOTALE VENDITE	6.774	8.229
ISAB ENERGY	2.042	4.142
ERG POWER GENERATION	4.732	4.087
PRODUZIONI (GWH)
TOTALE PRODUZIONI	4.665	6.805
DI CUI ISAB ENERGY S.R.L.	2.042	4.142
DI CUI ERG POWER S.R.L.	2.623	2.663
PREZZI DI CESSIONE (EURO/MWH)
CIP 6	100,9	118,7
PREZZO EE SICILIA	80,9	92,0

(1) per la business unit Power le vendite di energia elettrica differiscono dalle produzioni in quanto includono anche l'energia comprata e rivenduta sui mercati wholesale e sui mercati a termine;sono invece escluse nei datisopra indicati le vendite dell'energia eolica acquistata dalle controllate delsettore rinnovabili

ERG BUSINESS UNIT POWER ED ERG POWER

Nel corso del 2014 la produzione netta di energia elettrica di ERG Power è risultata pari a 2.623 GWh,in leggera diminuzione rispetto all'esercizio precedente (2.663GWh).Tale riduzione è stata causataprincipalmente neiprimisei mesida un contestodi maggiore volatilità che hadeterminato una modulazione più spinta dell'impianto oltreché dalla messa a riserva fredda,avvenuta nel corso del 2013,di una sezione d'impianto poco flessibile (unità SA1N3) che produceva vapore ed energia elettrica. Circa il 20% della produzione di energia elettrica di ERG Power è stata destinata a copertura del fabbisogno dei clienti del sito industriale di Priolo, mentre la fornitura netta ¹⁴ di vapore ai medesimi clienti è stata pari a circa 838 migliaia di tonnellate, in forte riduzione rispetto alle 1.577 migliaia di tonnellate nel 2013,principalmente a causa della minor prelievo da parte diVersalis conseguente a un diverso assetto dei propri impianti.Il margine operativo lordo del 2014 è risultato pari a 100 milioni, in linea con quello registrato nel 2013.

I risultati molto soddisfacenti,seppure in un contesto discenario di mercato Italia in deciso peggioramento per gli impianti a ciclo combinato alimentati a gas,riflettono da una lato valori dei prezzi dell'energia in Sicilia ancora favorevoli,e soprattutto l'efficacia della gestione dell'energia con un importante ricorso al mercato deiservizi del dispacciamento e l'adozione di efficaci coperture del margine di generazione.

¹⁴ Si intende la cessione di vapore al sito industriale di Priolo Gargallo escluse le perdite di rete, al netto dei ritiri di vapore dai medesimi clienti.

Queste ultime contemplano,tra l'altro, la vendita a termine pluriennale di energia elettrica a IREN Mercato, l'utilizzo di strumenti di copertura del rischio prezzo e la vendita di vapore ed energia elettrica ai clienti del sito petrolchimico di Priolo Gargallo mediante accordi di lungo periodo.Pertutto il corso del 2014 l'impianto ha beneficiato dell'elevata affidabilità ed efficienza produttiva, perseguite attraverso interventi mirati di investimento.

ISAB ENERGY

Si ricorda che, come più dettagliatamente descritto nelle premesse,nel mese di giugno 2014, ERG ha finalizzato l'acquisto della quota del 49% di GDF SUEZ in ISAB Energy,la risoluzione anticipata della convenzione CIP 6/92 e la cessione dell'impianto di ISAB Energy a ISAB, avvenuto in data 30 giugno 2014.Di conseguenza i risultati dell'impianto hanno contribuito ai risultati del Gruppo solo per i primi sei mesi,mentre nel secondo semestre si sono registrati risultati imputabili solo all'aggiornamento dei prezzi di cessione ed all'attività di Operation & Maintenance rimasta in capo a ISAB Energy Services relativa all'impianto CCGT ed altri impianti minori di sito.

Nel 2014 la produzione di energia elettrica è dunque relativa alsolo primo semestre (2.042GWh), con un conseguente netto calo (-51%) rispetto alla produzione di 4.142 GWh dell'intero anno 2013.

Il margine operativo lordo a valori correnti è risultato pari a 104 milioni, in forte contrazione rispetto all'esercizio precedente (254 milioni) principalmente per la citata cessione delle attività di produzione a partire dal 1° luglio 2014,oltre che per la riduzione del prezzo di vendita dell'energia elettrica.

Il valore del CEC a conguaglio per il 2014, pubblicato dall'AEEGSI in data 30 gennaio 2015, è infatti pari a 68,7 Euro/MWh15 , in forte contrazione rispetto al valore di 86,9 Euro/MWh del 2013; il valore complessivo del prezzo di cessione dell'energia elettrica CIP 6 (inclusivo del CEC e delle altre componenti tariffarie) è pari a 100,9 Euro/MWh, in sensibile diminuzione rispetto ai 118,7 Euro/MWh registrati nel 2013.

¹⁵ Valore pubblicato sul sito del'AEEGSI in data 30 gennaio 2015.

DOWNSTREAM INTEGRATO

MERCATO DI RIFERIMENTO(1)

(MIGLIAIA DI TONNELLATE)	ANNO 2014	ANNO 2013

MERCATO RETE ITALIA
BENZINA	7.663	7.924
GASOLI	14.619	14.644

MERCATO EXTRA RETE ITALIA
GASOLI	11.853	11.214
GASOLIO DA RISCALDAMENTO	1.098	1.385

MERCATO SPECIALTIES
GPL COMBUSTIONE	1.499	1.745
GPL AUTOTRAZIONE	1.570	1.537
BITUMI	1.411	1.446
LUBRIFICANTI	383	395

(1) dati stimati

Mercato Rete Italia

Nel 2014 si evidenzia un ulteriore calo nei consumi di carburante nel canale Rete.La domanda complessiva di prodotti registra una contrazione dell'1,3% rispetto all'anno precedente,a seguito della diminuzione della domanda di benzine (-3,3%) e in misura minore della domanda di gasoli (-0,2%).

L'andamento della domanda non sembra mostrare ancora segnali di ripresa, proseguendo anzi il trend di contrazione dei consumi in atto negli ultimi anni. Il quadro macroeconomico ancora debole condiziona e modifica le abitudini di consumo degli automobilisti penalizzando la domanda finale di carburanti per autotrazione.Il dato del 2014 si innesta su variazioni tendenziali già particolarmente negative, come quella dell'intero anno 2013 che aveva registrato un calo del 4,7% e quella del 2012 che aveva registrato una diminuzione del 9,5% rispetto al 2011.

Mercato Extra Rete Italia

Nel 2014 la domanda Extra Rete di gasoli (auto, marina e agricolo) registra un aumento pari al 5,7% rispetto al 2013; l'aumento è attribuibile alla domanda di gasolio autotrazione che registra un incremento del 7,5% e in misura minore del gasolio marina (+0,7%), mentre risulta in calo la domanda di gasolio agricolo (-2,4%).Per quanto riguarda il gasolio da riscaldamento infine, la domanda ha registrato una contrazione molto forte,pari al 20,7%,dovuta principalmente all'inverno particolarmente mite.

Mercato Specialties

Nel 2014 le vendite complessive di GPL registrano un calo del 6,5% rispetto al 2013.Il dato particolarmente negativo è da attribuire alla minore domanda nel canale combustione che, impattato dalle temperature più elevate rispetto alle medie della stagione nel periodo invernale, registra un calo pari al 14,1% rispetto al 2013. Si conferma invece la tendenza positiva del canale autotrazione che segna un +2,1%.

Per quanto riguarda i Bitumi il 2014 mostra una domanda in lieve diminuzione rispetto all'analogo periodo del 2013 (-2,4%). Infine si osserva una variazione negativa sulle vendite di lubrificanti (-3,0%), condizionate principalmente dalla diminuzione del canale industria (-12,2%) che più che compensa il lieve incremento che si registra nel canale auto (+0,5%).

SINTESI DEI PRINCIPALI RISULTATI DEL DOWNSTREAM INTEGRATO A VALORI CORRENTI ADJUSTED

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale del settore Downstream integrato i risultati del business sono esposti a valori correnti adjusted che tengono conto anche della quota di spettanza ERG (51%) dei risultati consolidati della joint venture TotalErg.

Si segnala che i valori sottostanti, oltre alla quota di TotalErg, includono anche le attività in Sicilia facenti capo a ERG Oil Sicilia, i risultati della società ERG Supply & Trading e, per i soli dati 2013, includono anche i risultati derivanti dall'attività di Raffinazione costiera;si ricorda che tale attività è cessata a seguito della definitiva uscita dal business, conseguente alla cessione del rimanente 20% della Raffineria ISAB, avvenuta a fine 2013.

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013
RICAVI GESTIONE CARATTERISTICA(1)	3.098	9.002
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(2) (3)	44	(5)
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (3)	(48)	(83)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(2) (3)	(5)	(87)
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI	34	41

(1) nel 2014 non includono i ricavi delle attività di Supply & Trading (3.829 milioni), esposti a riduzione dei costi per acquisti

(2) gli utili (perdite) su magazzino sono pari a -69 nel 2014 (-14 nel 2013)

(3) non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo"Indicatori alternativi di performance"al quale si rimanda per maggiori dettagli

La ripartizione del margine operativo lordo a valori correnti adjusted e degli investimenti tra le diverse attività del business Downstream integrato è la seguente:

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013

MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI ADJUSTED
TOTALERG (51%)	47	39
ERG OIL SICILIA	5	6
ERG SUPPLY & TRADING	(8)	–
RAFFINAZIONE COSTIERA	–	(50)
TOTALE	44	(5)

INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI ADJUSTED
TOTALERG (51%)	34	39
ERG OIL SICILIA	–	2
ERG SUPPLY & TRADING	–	–
RAFFINAZIONE COSTIERA	–	–
TOTALE	34	41

Il margine operativo lordo a valori correnti del 2014 è stato pari a 44 milioni,in miglioramento rispetto alla perdita di 5 milioni registrata nel 2013, che risultava ancora penalizzato dai risultati della Raffinazione costiera.

I risultati di TotalERG,pur continuando a essere influenzati da margini di raffinazione molto negativi oltre che da un mercato dei carburanti ancora in contrazione e inferiore al 2013 sia in termini di domanda che di margini di mercato,registrano risultatisuperiori all'esercizio precedente, anche grazie alle azioni di efficienza e contenimento costi poste in essere dalla società.

In presenza di un contesto di mercato difficile, i risultati di ERG Oil Sicilia,società la cui partecipazione è stata ceduta alla fine del 2014 come sopra commentato, sono in lieve diminuzione rispetto a quelli dello scorso esercizio.

Infine i risultati di ERG Supply &Trading,in territorio leggermente positivo nei primi nove mesi, hanno dato complessivamente un contributo negativo ai risultati dell'esercizio con un brusco peggioramento negli ultimi mesi dell'anno in un contesto di forte volatilità e contrazione dei prezzi delle commodities.

ERG OIL SICILIA

Le attività del Downstream in Sicilia sono svolte tramite ERG Oil Sicilia (EOS),società divenuta operativa il 1° aprile 2010 nell'ambito dell'esecuzione degli accordi per la costituzione di TotalErg, e nella quale sono confluiti tutti gli asset di ERG Petroli presenti nella Regione. La società è stata ceduta in data 29 dicembre 2014.

I risultati del 2014 sono in leggera diminuzione rispetto al 2013, alla luce di un livello di domanda in ulteriore contrazione rispetto all'esercizio precedente 2013.

Le vendite complessive di EOS sono state pari a 138 migliaia di tonnellate nel 2014, in diminuzione rispetto alle 220 registrate rispettivamente nel 2013.Il calo è imputabile sia al diverso perimetro di attività svolto dalla società, che nel 2013 includeva ancora vendite residuali nel canale Extra Rete,sia al mancato rinnovo di due contratti di convenzionamento di punti vendita a bassa marginalità, oltre alla generale contrazione della domanda di mercato.

ERG SUPPLY & TRADING

In data 1° gennaio 2014,in seguito alla cessione dell'ultimo 20% della Raffineria ISAB e alla cessazione dell'attività di Raffinazione costiera,è stato conferito alla società di nuova costituzione ERG Supply &Trading un ramo d'azienda da ERG S.p.A.costituito principalmente dal personale e dalle attività relative alla compravendita di greggi e prodotti.

Tale attività sisvolge principalmente attraverso l'acquisto e la vendita,sia attraverso contratti spot, che attraverso contratti di natura"term",di greggi e prodotti petroliferisia con raffinatori e operatori del Downstream integrato, che con società di trading operanti nel settore petrolifero. Tale attività ha l'obiettivo di cogliere opportunità di profitto sul mercato di tali commodities tramite arbitraggi fra diversi mercati geografici. La copertura dei rischi avviene anche attraverso la sottoscrizione distrumenti derivati,negoziati e gestiti attraverso mercati regolamentati, nell'ambito di restrittive policy di gestione del rischio.

Irisultati del 2014,negativi per circa 8 milioni a livello di margine operativo lordo,hanno risentito di un contesto di mercato che ha differenziali di prezzo sfavorevoli tra i prodotti nelle varie aree geografiche,in particolare durante l'utlima parte dell'anno a seguito anche del repentino mutamento degli elementi discenario petrolifero e dell'andamento del cambio fra Euro e Dollaro. In considerazione dei risultati negativi consuntivati nel 2014 e tenuto conto dell'evoluzione degli indirizzistrategici del Gruppo si è deciso di non proseguire le relative attività di business.

SINTESI DEI PRINCIPALI RISULTATI DI TOTALERG

I dati diseguito espostisi riferiscono al 100% del Bilancio Consolidato della società,operativa dal 1° ottobre 2010.

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI(1)	93	76
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI (2)	(87)	(109)
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI(1)	6	(33)
INVESTIMENTI IN IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI E IMMATERIALI	66	76

(1) i dati esposti non includono gli utili (perdite) su magazzino pari a -135 nel 2014 (-11 nel 2013)

(2) non includono le poste non caratteristiche come indicate nel capitolo"Indicatori alternativi di performance"al quale si rimanda per maggiori dettagli

Il margine operativo lordo del 2014 è pari a circa 93 milioni, in forte miglioramento rispetto a quello dell'analogo periodo dello scorso anno.

Per quel che riguarda il settore marketing, i risultati, pur in presenza di una domanda in ulteriore contrazione e margini di mercato in calo, sono risultati superiori all'anno precedente, grazie alle azioni di efficienza e contenimento costi messe in atto dalla società e al processo di ristrutturazione della rete carburanti, che ha visto una riduzione dei punti vendita e una focalizzazione sugli impianti di proprietà a maggior redditività ed erogato medio.

Per quel che riguarda la raffinazione e la logistica, il recupero dei margini di raffinazione del secondo semestre ha solo in parte compensato gli impatti negativi della fermata programmata di 45 giorni avvenuta nel bimestre ottobre-novembre,con risultati complessivi inferiori a quelli registrati nel 2013,nonostante le azioni di efficienza poste in essere nel periodo,in particolare nell'utilizzo del polo logistico di Roma

Sisegnala infine che la posizione finanziaria netta di TotalErg al 31 dicembre 2014 risulta pari a 252 milioni,in diminuzione rispetto ai 287 milioni al 31 dicembre 2013,a seguito di fenomeni puntuali legati alla dinamica del circolante.

Canale Rete

Nel 2014 le vendite di carburanti della Rete TotalErg sono state pari a circa 2.382 migliaia di tonnellate, in riduzione rispetto alle 2.551 migliaia registrate nel 2013.La quota di mercato nel periodo è pari al 10,6%, in calo rispetto a quella del 2013 (11,3%) a causa della forte pressione competitiva in particolare da parte delle cosiddette"pompe bianche".

Come già evidenziato,le vendite Rete hanno fortemente risentito dell'andamento complessivo della domanda nazionale, condizionata principalmente dal perdurare della crisi economica.

In tale contesto di debolezza di mercato e in presenza di aggressive politiche di sconto lanciate dai principali operatori e dalle piccole compagnie indipendenti cosiddette"pompe bianche", la strategia TotalErg volta a privilegiare i risultati economici evitando vendite con marginalità non sostenibili,ha determinato una contrazione della quota di mercato.

Siricorda infine che,con l'obiettivo di migliorare la sostenibilità del Business nel medio-lungo termine, la Società ha iniziato nel corso del 2012 un importante piano di riqualificazione della propria rete volto a renderla più competitiva in termini di erogato medio ed efficienza operativa. Al 31 dicembre 2014 la Rete TotalErg in Italia è costituita da 2.701 impianti (di cui 1.676 sociali e 1.025 convenzionati),rispetto ai 3.017 al 31 dicembre 2013.

Si segnala che a fine 2012 la rete era costituita da 3.248 impianti.

Extra Rete

TotalErg opera nel mercato Extra Rete vendendo prodotti petroliferi prevalentemente a società che a loro volta rivendono a utenti finali nei loro mercati locali e direttamente al consumo attraverso le società controllate Restiani ed Eridis.

Nel corso del 2014 le vendite dirette di gasolisono state pari a 1.111 migliaia di tonnellate,sostanzialmente in linea rispetto alle 1.149 registrate nel 2013.Sono invece risultate in forte calo le vendite di olio combustibile.

Il settore, oltre alle vendite effettuate direttamente da TotalErg, ha beneficiato dei risultati delle società controllate:

Restiani S.p.A.,società controllata al 60%, che opera nei settori della commercializzazione dei prodotti petroliferi e nei servizi di gestione calore rivolti a utenti privati in particolare nell'area del Nord-Ovest;
Eridis S.r.l., controllata al 100%, che opera nei settori della commercializzazione dei prodotti petroliferi nell'area del Nord-Ovest e del Centro-Sud.

Specialties

TotalErg opera nelsettore delle Specialties attraverso la vendita di lubrificanti (di cui acquista le basi che poi miscela con additivi nell'impianto di proprietà di Savona e presso impianti di terzi),di bitumisia normali che modificati (prodotti dagli impianti di proprietà),e diGPL effettuata sia direttamente che tramite la società TotalGaz controllata al 100%.

Nell'esercizio 2014 le vendite di lubrificanti sono state pari a 51,2 migliaia di tonnellate (45,9 migliaia di tonnellate nel 2013), di cui 26,1 nel canale autotrazione, 14,5 nell'industria e 4,5 nel mercato marina/estero, con una quota di mercato complessiva pari al 10,5%.

Le vendite di GPL sono state pari a 202,7 migliaia di tonnellate,in riduzione rispetto alle 227,3 migliaia di tonnellate del 2013; la contrazione si è concentrata principalmente sul canale businessto business e sulle vendite dirette ai consumatori finali per il riscaldamento domestico. Tale diminuzione è coerente con il forte decremento della domanda di settore imputabile principalmente all'inverno particolarmente mite.

Le vendite di bitumi, infine,sono state pari a 102,8 migliaia di tonnellate, in calo rispetto alle 127,8 migliaia di tonnellate del 2013.

Raffinazione

A valle della chiusura della Raffineria di Roma,avvenuta nelsettembre del 2012,l'esposizione di TotalErg nel business della raffinazione si è ridotta in misura significativa,passando da una capacità annua di distillazione bilanciata di circa 6,0 milioni di tonnellate, a una capacità di circa 1,6 milioni di tonnellate riconducibile unicamente alla quota detenuta nella Raffineria Sarpom.

La Raffineria Sarpom è provvista di conversione catalitica, maggiormente orientata alla produzione di distillati leggeri e lavora prevalentemente greggi a basso tenore di zolfo.

Per quanto concerne la riconversione della Raffineria di Roma, sono state completate, nel pieno rispetto dei tempi programmati, le attività previste per la trasformazione della raffineria in polo logistico,in particolare quelle di adeguamento del parco serbatoi e dei terminali marittimi. Il raggiungimento della configurazione target sta consentendo di ottimizzare le operazioni di ricezione di prodotti via mare nonché lo stoccaggio e le spedizioni dei prodotti finiti. Inoltre,la flessibilità del polo logistico così dimensionato consentirà di cogliere opportunità di business che dovessero presentarsi in futuro.

	ANNO 2014	ANNO 2013

MARGINI UNITARI DI CONTRIBUZIONE A VALORI CORRENTI(1)
\$/BARILE	0,56	1,87
EURO/BARILE	0,42	1,41
EURO/TONNELLATA(2)	3,20	10,5
VOLUMI LAVORATI(3) (KTONS)	1.275	1.385

(perdite) su magazzino e le poste non caratteristiche (2) fattore di conversione barile/tonnellata pari a 7,486 nel 2014 (7,451 nel 2013)

(3) volumi lavorati presso la Raffineria Sarpom (Trecate)

Le lavorazioni effettuate nel 2014 ammontano a 1.275 migliaia di tonnellate, in diminuzione rispetto alle 1.385 migliaia lavorate nello stesso periodo dell'anno precedente a causa della fermata programmata, di circa 45 giorni, effettuata nel periodo ottobre-novembre.

I margini unitari di contribuzione del 2014 sono risultati inferiori a quelli già molto depressi registrati nello scorso esercizio, anche a seguito della fermata programmata degli impianti che si è svolta nel corso del quarto trimestre e che non ha consentito di cogliere pienamente il recupero dei margini avvenuto nella seconda parte dell'anno, in concomitanza di uno scenario favorevole legato anche al forte calo delle quotazioni del greggio.

INVESTIMENTI

Nel 2014 il Gruppo ERG ha effettuato investimenti adjusted complessivamente per 89 milioni (165 milioni nel 2013) di cui 77 milioni relativi a immobilizzi materiali (156 milioni nel 2013) e 12 milioni a immobilizzi immateriali (9 milioni nel 2013).

La ripartizione degli investimenti adjusted per settore di attività è riportata nella tabella che segue:

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013
RINNOVABILI (1)	38	97
POWER	14	26
DOWNSTREAM INTEGRATO(2)	34	41
CORPORATE	3	2
TOTALE	89	165

(1) gli investimenti adjusted delle Rinnovabili includono la quota ERG degli investimenti effettuati da LUKERG Renew

(2) gli investimenti adjusted del Downstream integrato includono la quota ERG degli investimenti effettuati da TotalErg

RINNOVABILI

Per quanto riguarda le attività di costruzione di nuovi parchi,sia per il parco eolico di Palazzo San Gervasio (PZ) in Basilicata,con una potenza installata di 34 MW,sia per il parco eolico di Topolog in Romania (84 MW di potenza installata,42 MW quota ERG) i lavorisisono di fatto conclusi a fine 2013, mentre a inizio 2014 si sono completate le attività di testing ed entrambi i parchi sono ora pienamente operativi.Gli investimenti del 2014 si riferiscono principalmente all'attività di realizzazione del nuovo parco eolico in Polonia (della potenza installata di 42 MW), di cui è prevista l'entrata in esercizio a metà 2015,nonché alle ultime attività di commissioning per Palazzo San Gervasio e all'installazione di un'ultima turbina per il parco di Topolog (che ha portato la potenza complessiva del parco a 84 MW).

Sono proseguiti, altresì, i progetti previsti in ambito di Salute, Sicurezza e Ambiente.

POWER

Nel 2014 in ERG Powersono proseguite iniziative mirate di investimento volte a preservare l'efficienza operativa, la flessibilità e l'affidabilità degli impianti.

Sono proseguiti, altresì, i progetti previsti in ambito di Salute, Sicurezza e Ambiente.

Si ricorda che gli investimenti del 2014 includono le analoghe iniziative svolte in ISAB Energy per complessivi 1,4 milioni relativi al periodo fino al 30 giugno 2014 (data di cessione dell'impianto).

DOWNSTREAM INTEGRATO

Per quanto riguarda il Downstream integrato nel corso del 2014 sono stati effettuati investimenti per circa 34 milioni, relativi quasi interamente al 51% di TotalErg, in riduzione rispetto al 2013.

La maggior parte di tali investimenti (circa il 64%) ha interessato la Rete, principalmente per attività disviluppo (ricostruzioni,nuovi convenzionamenti,potenziamento e automazione di punti vendita esistenti,ecc),e le attività legate all'ottimizzazione e potenziamento del polo logistico di Roma. Una parte significativa è stata destinata anche a investimenti di mantenimento e di miglioramento degli aspetti di Salute, Sicurezza e Ambiente.

RISCHI E INCERTEZZE

Il Gruppo ERG ha avviato l'implementazione di un modello integrato di gestione dei rischi basato su un approccio sistematico diretto all'individuazione dei rischi prioritari, alla valutazione dei potenziali effetti negativi e alle opportune azioni di mitigazione da intraprendere. Il modello è definito sulla base di principi e best practice internazionali ed è parte integrante del Sistema di Controllo Interno e Gestione dei Rischi.

In tale ambito, i principali rischi identificati, monitorati e gestiti dal Gruppo ERG sono i seguenti:

rischio di mercato (rischio di cambio, di tasso di interesse e prezzo);
rischio di liquidità;
rischio di credito;
rischio di default e covenant;
rischio volume;
rischio regolatorio;
rischio di incidenti industriali;
rischio Salute, Sicurezza e Ambiente (HSE);
rischio informatico e di gestione dei dati.

RISCHI DI MERCATO

Il rischio di mercato comprende tre tipi di rischi:rischio di cambio,rischio di tasso di interesse e rischio prezzo. In particolare:

Rischio di cambio

Il rischio di cambio è il rischio connesso alle oscillazioni del tasso di cambio delle diverse divise contro la valuta di riferimento Euro.Nello specifico,tali oscillazioni possono avere considerevoli impatti:

sul risultato economico per effetto della differente significatività di costi e ricavi in valuta rispetto al momento in cuisono state definite le condizioni di prezzo (rischio economico);
sul risultato economico per effetto della conversione di crediti/debiti commerciali o finanziari denominati in valuta (rischio transattivo);
sul Bilancio Consolidato (risultato economico e patrimonio netto) per effetto della conversione di attività e passività di imprese che redigono il bilancio in altra valuta (rischio traslativo).

Il Gruppo ERG adotta una strategia prudenziale di esposizione al rischio cambio,riducendo i possibili impatti economici legati alla volatilità dei tassi di cambio sul mercato finanziario. L'utilizzo distrumenti derivati è autorizzato esclusivamente a fronte dell'esistenza di un sottostante per perseguire la riduzione degli impatti economici legati alla volatilità dei tassi di cambio sul mercato finanziario ed è monitorato dal Risk Committee.

Nel Gruppo ERG non sono consentite operazioni in strumenti derivati aventi finalità speculative.

Le strategie di mitigazione di tali rischisono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

Rischio di tasso di interesse

Il rischio di tasso di interesse identifica la variazione nel livello dei tassi di interesse che può comportare una variazione di valore delle posizioni finanziarie e del relativo livello di onerosità. In talsenso, le variazioni dei tassi di mercato possono avere impatti negativisul livello di oneri finanziari tali da compromettere la stabilità finanziaria del Gruppo e la sua adeguatezza patrimoniale.

Il Gruppo ERG utilizza diverse forme di finanziamento per la copertura dei fabbisogni delle proprie attività industriali, in particolare per quanto riguarda il business termoelettrico e delle energie rinnovabili. Eventuali variazioni nei livelli dei tassi di interesse potrebbero pertanto determinare variazioni sfavorevoli nel costo dei finanziamenti.

Coerentemente con le proprie politiche di gestione dei rischi di mercato, il Gruppo ERG utilizza strumenti finanziari derivati a copertura delle oscillazioni dei tassi d'interesse. In particolare il contenimento del rischio di tasso viene perseguito mediante l'utilizzo di contratti come Interest Rate Swap.

L'utilizzo distrumenti derivati è autorizzato esclusivamente a fronte dell'esistenza di un sottostante per perseguire la riduzione degli impatti economici legati alla volatilità dei tassi di interesse ed è monitorato dal Risk Committee.

Nel Gruppo ERG non sono consentite operazioni in strumenti derivati aventi finalità speculative.

Le strategie di mitigazione di tali rischi sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

Rischio prezzo (energia elettrica, commodity petrolifere, gas e CO2)

Il rischio prezzo è identificato come la possibilità che le fluttuazioni del prezzo degli acquisti e delle vendite producano significative variazioni dell'EBITDA di Gruppo, determinando un impatto sul risultato economico tale da compromettere il raggiungimento degli obiettivi definiti nel piano strategico.Nell'esercizio della sua attività, il Gruppo ERG è esposto al rischio di oscillazione dei prezzi dell'energia elettrica, delle commodity petrolifere, del gas e della CO2. L'esposizione al rischio prezzo dell'energia elettrica deriva essenzialmente dall'attività di vendita sui mercati spot (Borsa) dell'energia prodotta e non contrattualizzata mediante contratti"a termine"(contratti bilaterali fisici). Il Gruppo ERG minimizza il possibile impatto derivante dall'oscillazione del prezzo di vendita e acquisto dell'energia elettrica su posizioni aperte attraverso specifica copertura delle posizioni lunghe e corte derivanti dalla propria attività di produttore e fornitore di energia elettrica, il tutto nel rispetto dei limiti di P@R (Profit @ Risk) approvati.

L'esposizione al rischio prezzo delle commodity petrolifere è insito nella variazione inattesa dei prezzi delle materie prime,dei prodotti finiti e dell'approvvigionamento deiservizi. L'attuale politica di gestione del rischio prezzo delle commodity petrolifere prevede che debba essere garantita la copertura dal rischio volatilità prezzo legato agli eventuali diversi periodi di maturazione del prezzo di acquisto e di vendita (flat price).

L'esposizione al rischio prezzo del gas è insito nella volatilità dei prezzi di acquisto e vendita del gassu posizioni aperte.Il Gruppo ERG persegue l'obiettivo di copertura delle posizioni aperte attraverso il bilanciamento delle formule di prezzo nelle attività di commercializzazione e trasformazione del gas naturale nel rispetto dei limiti di P@R (Profit @ Risk) approvati.

Infine, il Gruppo ERG è esposto al rischio prezzo della CO2. Si identifica con tale rischio l'eventualità che il Gruppo ERG possa incorrere in danni economici derivanti dalle fluttuazioni nel mercato della CO2. Al fine di mitigare tale rischio, ERG opera in modo da mantenere bilanciata la formula di acquisto con quella di riaddebito per le quote CO2 legate ai contratti commerciali,mentre per le quote legate alle vendite di energia elettrica al mercato si opera nei limiti di rischio approvati dal CEO previo parere consultivo del Risk Committee.

Il Gruppo ERG, al fine di mitigare il rischio prezzo e perseguire le politiche di gestione, utilizza strumenti derivati come Futures e Swap su commodity. L'utilizzo di strumenti derivati è autorizzato esclusivamente a fronte dell'esistenza di un sottostante per perseguire la riduzione degli impatti economici legati alla volatilità dei prezzi sul mercato finanziario ed è monitorato dal Risk Committee.

Nel Gruppo ERG non sono consentite operazioni in strumenti derivati aventi finalità speculative.

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Si definisce tale il rischio derivante dalla mancanza di risorse finanziarie per far fronte agli impegni commerciali e finanziarisia a breve sia a medio-lungo termine.Questa tipologia di rischio considera l'eventualità che l'impresa non sia in grado di rispettare gli impegni di pagamento a causa della difficoltà di reperire fondi (funding liquidity risk),di liquidare attività sul mercato (asset liquidity risk) o a causa di un'inadeguata gestione della liquidità aziendale.

La conseguenza può consistere in un peggioramento della reputazione della Società nei confronti degli stakeholder, nella riduzione del rating16 finanziario dell'azienda e in conseguenti difficoltà di accesso al credito, in un impatto negativo sul risultato economico in termini di aumento di costi,oneri finanziari e/o maggiori imposte o, come estrema conseguenza,in una situazione di insolvibilità che pone a rischio la continuità aziendale.

La gestione dei rischi mira a definire,nell'ambito del processo di pianificazione,una struttura finanziaria che, in coerenza con gli obiettivi dei business e con i limiti definiti dal Consiglio di Amministrazione,garantisca un livello di liquidità adeguato per ERG,minimizzando il relativo costo-opportunità e mantenendo un equilibrio in termini di durata e di composizione del debito. Il Gruppo ERG garantisce l'adeguata copertura dei propri fabbisogni finanziari con la generazione di flussi di cassa e con la disponibilità di fonti di finanziamento diversificate.Nello specifico, ERG gestisce il rischio liquidità attraverso la sistematica generazione di cassa da parte delle proprie attività e attuando specifici processi strutturati di pianificazione e monitoraggio di una struttura finanziaria equilibrata per durata e composizione.Le strategie di mitigazione del rischio sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

RISCHIO DI CREDITO

Il rischio di credito consiste nel deterioramento del merito creditizio di una controparte nei cui confronti esiste un'esposizione tale da provocare una variazione non prevedibile del valore della posizione a credito con conseguenze negative per la stabilità economico-patrimoniale del Gruppo;oltre alla possibilità di insolvenza (default),si fa anche riferimento all'eventualità di deterioramento del merito creditizio di una controparte.

Il Gruppo ERG gestisce il rischio credito con l'obiettivo di ottimizzare il profilo di rischio nel perseguimento degli obiettivi commerciali e di business,tramite processistrutturati in cuispecifiche Unità Organizzative e il Credit Committee valutano il merito creditizio, monitorano costantemente il livello di esposizione complessivo per singola controparte e definiscono e attuano le eventuali azioni correttive. Inoltre, nell'ambito dei processi di vendita, il Gruppo assegna a ogni controparte uno specifico livello di affidamento non superabile o, in alternativa, effettua operazioni in vendita previa presentazione di idonea garanzia (es. lettera di credito). Le strategie di mitigazione del rischio sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

RISCHIO DI DEFAULT E COVENANT

Tale rischio attiene alla possibilità che i contratti di finanziamento stipulati contengano disposizioni che, al verificarsi di determinati eventi, legittimino le controparti a chiedere al debitore l'immediato rimborso delle somme prestate,generando conseguentemente un rischio di liquidità.

Il Gruppo ERG, al fine di finanziare le proprie iniziative di sviluppo,ricorre a indebitamento di medio-lungo termine e prevalentemente attraverso operazioni di Project Financing,ovvero tecniche di finanziamento a lungo termine in cui il rimborso del finanziamento stesso è garantito dai flussi di cassa previsti dalla attività di gestione dell'opera prevista nel progetto.

¹⁶ Si specifica che il Gruppo ERG non ha mai richiesto l'attribuzione di un rating da parte delle agenzie internazionali non avendo ritenuto sino a oggi tale operazione necessaria.Tuttavia il termine"rating"è esteso, in questa sede, al giudizio e valutazione degli analisti (sell/hold/buy) e degli istituti di credito.

RISCHIO VOLUME

I volumi di produzione sono soggetti a variabilità,sia a causa della naturale variabilità delle fonti di produzione rinnovabile,sia a causa di eventuali indisponibilità degli impianti.

Il rischio legato alla naturale variabilità nella disponibilità delle fonti eoliche, che come noto variano in funzione delle condizioni climatiche dei siti nei quali si trovano gli impianti, viene mitigato attraverso la diversificazione geografica del parco di produzione.

Il rischio legato a eventuali malfunzionamenti degli impianti, o a eventi accidentali avversi che ne compromettano temporaneamente la funzionalità, viene mitigato dal Gruppo ERG ricorrendo alle migliori strategie di prevenzione e protezione, incluse tecniche di manutenzione preventiva e predittiva,nonché applicando le migliori best practice in materia.Il rischio residuo viene gestito con il ricorso a specifici contratti di assicurazione, finalizzati alla copertura di un ampio spettro di rischi operativi,incluse eventuali perdite economiche da mancata produzione.

Le strategie di mitigazione del rischio sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

RISCHIO REGOLATORIO

Si definisce tale il rischio legato all'evoluzione del contesto normativo locale, nazionale e/o internazionale.Tale evoluzione, in considerazione del forte grado di regolamentazione delle aree di businessin cui il Gruppo ERG opera,può determinare impatti economici negativisulle aree di business attive e/o potenziali.

Il Gruppo monitora in maniera continuativa l'evoluzione del contesto normativo di riferimento, al fine di prevenire e/o valutare tempestivamente l'impatto dell'evoluzione della normativa stessa sulle aree di business.

A tal fine,il Gruppo ha costituito specifiche Unità Organizzative dedicate al monitoraggio continuo dell'evoluzione normativa nazionale e internazionale.

RISCHIO DI INCIDENTI INDUSTRIALI

Si individua con tale espressione il rischio connesso al verificarsi di fenomeni di carattere naturale, incidentale o catastrofico (i.e.terremoti,alluvioni,maremoti,incendi,ecc.),durante l'esercizio delle attività di business, con conseguenze negative per il Gruppo in termini economici o di conservazione degli asset aziendali,tali da mettere in condizioni di forte criticità l'operatività routinaria o da minare la stabilità e l'equilibrio del Gruppo in modo significativo e durevole. Il Gruppo ERG mitiga tali rischi attraverso politiche adeguate di gestione degli impianti volte al perseguimento di elevati livelli disicurezza e di eccellenza operativa in linea con le migliori pratiche industriali.

Inoltre, ERG ricorre al mercato assicurativo per il trasferimento dei propri rischi industriali e verso terzi,garantendo un alto profilo di protezione per le proprie strutture anche per quanto concerne l'interruzione di attività.

Per quanto concerne i processi produttivi, particolare attenzione viene data alle attività di prevenzione e controllo dei rischi a questi connessi, attraverso la realizzazione di Risk Assessment,BusinessImpact Analysis e un'attività di Business Continuity Management, con la finalità di garantire la continuità operativa degli impianti industriali di produzione.

Le strategie di mitigazione del rischio sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

RISCHIO SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE (HSE)

Il Rischio HSE è principalmente legato alla gestione degli asset industriali che hanno un impatto sulle tematiche ambientali e di salute e sicurezza dei lavoratori.

I rischi per la Salute sono quelli con potenziale impatto e compromissione dell'equilibrio biologico del personale addetto a operazioni o a lavorazioni,a seguito di emissione nell'ambiente di fattori ambientali di rischio, di natura chimica,fisica e biologica.

I rischi per la Sicurezza sono i rischi riconducibili al verificarsi di incidenti o infortuni,ovvero di danni o menomazioni fisiche (più o meno gravi) subite dalle persone addette alle varie attività lavorative.

Il Gruppo ERG mitiga tali rischi attraverso l'adozione di principi e comportamenti definiti in specifiche Linee Guida in materia di salute, sicurezza e ambiente che prevedono il rispetto, da parte di tutte le Società del Gruppo, di tutte le normative in vigore, il perseguimento di specifici obiettivi di performance, la continua formazione del personale e la certificazione dispecifici sistemi integrati di gestione in materia HSE.

Il Gruppo ERG,inoltre,adotta standard disicurezza e pratiche operative di elevata qualità e affidabilità al fine di assicurare la Compliance normativa, il miglioramento continuo delle performance ambientali e l'efficacia delle azioni intraprese in termini di prevenzione e contenimento dei possibili impatti ambientali.

In particolare,le società che gestiscono assetindustriali,che perloro natura sono maggiormente esposte al rischio HSE,sono tutte dotate di un sistema certificato di Gestione OHSAS 18001 e ISO 14001.

Per le società che non gestiscono asset industriali sono stati definiti specifici programmi che prevedono anche da parte loro l'ottenimento della certificazione OHSAS 18001.

Inoltre,il Gruppo persegue l'obiettivo di assenza di infortuni,attraverso un presidio strutturato dei temi di salute e sicurezza e lo sviluppo di numerosi programmi di prevenzione e diffusione di una"cultura della sicurezza",rivoltisia al personale sia ai fornitori.L'attenzione alle persone si esprime, inoltre, attraverso iniziative nell'ambito dello sviluppo personale, della valutazione delle performance a tutti i livelli e della condivisione delle best practice.

L'adozione delle migliori tecnologie disponibili,l'applicazione di pratiche operative sempre più rigorose e stringenti in termini di prevenzione e riduzione dell'inquinamento e la corretta gestione dei rifiuti prodotti consentono di gestire in modo efficiente l'attività industriale e le tematiche ambientali correlate.

Le strategie per la salute, la sicurezza e l'ambiente sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali e declinate nel Documento "Regole comportamentali in materia di Salute, Sicurezza e Ambiente".

RISCHIO INFORMATICO E DI GESTIONE DEI DATI

Si identifica con il rischio informatico l'inadeguatezza dell'insieme delle misure tecniche e organizzative volte adassicurare laprotezionedell'integrità,delladisponibilità,della confidenzialitàdell'informazione automatizzata e delle risorse usate per acquisire,memorizzare,elaborare e comunicare tale informazione.In particolare,si identificano iseguentirischi legati aisistemi informativi:

rischio vulnerabilità deisistemi informativi:si identifica con tale rischio l'eventualità che l'architettura/Framework dei sistemi IT sia vulnerabile ad attacchi interni/esterni o esposta a eventi incidentali a causa di difetti nella progettazione,nell'implementazione,nella configurazione e/o nella gestione operativa;
rischio disastro tecnologico:si identifica con tale rischio l'eventualità che le infrastrutture tecnologiche a servizio dell'operatività aziendale siano drammaticamente compromesse da eventi incidentali.

Il Gruppo ERG mitiga i rischi legati ai sistemi informativi, perseguendo i seguenti obiettivi di controllo, in linea con gli standard del Modello Cobit 5:

implementazione di processi di progettazione, sviluppo, esercizio, manutenzione, assistenza e dismissione delle infrastrutture informatiche, dei servizi di rete e delle applicazioni per la mitigazione della vulnerabilità dei sistemi IT, in linea con le best practice di riferimento;
sviluppo e attuazione di un piano di disaster recovery formalizzato,strutturato, regolarmente aggiornato ed eventualmente attuato.

Nell'ambito della gestione dei dati,il rischio della sicurezza delle informazionisi identifica nell'eventualità che il Gruppo non abbia implementato idonee misure di sicurezza atte a proteggere la riservatezza, integrità e disponibilità delle informazioni gestite attraverso il supporto di sistemi elettronici/informatici (database, applicazioni aziendali, cartelle individuali e condivise,siti aziendali esposti a Internet,Intranet aziendale,sistema di posta elettronica,ecc.). Il Gruppo ERG persegue l'obiettivo di una costante protezione delle informazioni aziendali e mitiga il rischio di mancata protezione delle stesse attraverso l'implementazione e l'attivazione di processi e sistemi di protezione, conservazione e ripristino delle informazioni disponibilisuisistemi informatici.A tal fine il Gruppo ERG classifica le informazioni che,nell'ambito della conduzione dei processi aziendali,sono contenute e gestite tramite le applicazioni informatiche e i documenti elettronici.

Le strategie di mitigazione del rischio sono realizzate in accordo con quanto stabilito nelle policy aziendali.

SALUTE, SICUREZZA E AMBIENTE

La protezione della salute e della sicurezza delle persone e la salvaguardia dell'ambiente sono elementi che da sempre caratterizzano il modo di fare impresa del Gruppo ERG: la prevenzione e la gestione dei rischi connessisono pertanto centrali per l'attuazione delle linee di indirizzo strategiche del Gruppo.

La ridefinizione dell'assetto organizzativo e societario del Gruppo e le scelte strategiche sempre più focalizzate sul business delle Rinnovabili hanno supportato,nel corso dell'anno 2014, i necessari aggiornamenti nella gestione delle tematiche inerentisalute,sicurezza e ambiente e, più in generale, della"Corporate Social Responsability"(CSR) del Gruppo.

In linea con i principi e le Linee Guida sanciti dal Codice Etico,sono state indirizzate le attività del Gruppo verso il raggiungimento dei propri obiettivi di business nel rispetto dell'ambiente in cui lo stesso opera e degli stakeholder, interni ed esterni, con cui interagisce.

Anche sulla base della esistente Politica di Gruppo in materia di salute,sicurezza e ambiente, sono stati definiti,nei confronti di tutti glistakeholder,i valori,gli impegni,gli obiettivi in tema di sostenibilità e la stessa Politica è stata applicata unitamente alle norme di legge, ai regolamenti vigenti in tutti i Paesi in cui ERG opera,ai principi di comportamento definiti nel Codice Etico, alle altre politiche e norme adottate dal Gruppo.

SALUTE E SICUREZZA

In virtù della ridefinizione dell'assetto organizzativo e societario, è stato aggiornato il quadro di nomine e deleghe in materia HSE.

All'interno del Gruppo è proseguita altresì l'attività di formazione in materia di salute e sicurezza sul lavoro, a tutti i livelli organizzativi, coinvolgendo le diverse figure interessate; in particolare, è stato completato l'aggiornamento della formazione di responsabili delle emergenze, addetti antincendio e addetti di primo soccorso,per le diverse Sedi, in linea con i contenuti dell'Accordo Stato-Regioni del 21/12/2011.

Il Gruppo ERG,da sempre attento alla promozione della salute e della sicurezza dei propri dipendenti, nel corso del 2014, così come nel 2013,ha offerto al proprio personale la possibilità di usufruire di una serie di accertamenti medici mirati alla prevenzione delle neoplasie più comuni per i soggetti più a rischio secondo i Protocolli internazionali.

AMBIENTE

La centrale termoelettrica SA1Nord di ERG Power ha raggiunto l'importante obiettivo di miglioramento delle performance ambientali grazie al progetto di ambientalizzazione del gruppo SA1N/1:sono state adottate le c.d."migliori tecniche disponibili"disettore,definite a livello comunitario, nell'ambito di quanto previsto dall'Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA),rilasciata aisensi della Direttiva comunitaria (IPPC – Integrated Prevention Pollution and Control). Il gruppo SA1N/1 (dedicato alla produzione di vapore per le altre Aziende clienti di Sito) è entrato a regime nel maggio 2014 a seguito dell'implementazione di tecniche di abbattimento delle emissioni in atmosfera per la riduzione degli ossidi di azoto ed è alimentato esclusivamente mediante combustibili gassosi (metano e fuel gas) allo scopo di limitare le emissioni di ossidi di zolfo e particolato.

Inoltre,sempre nel corso del 2014,sono state eseguite periodiche e approfondite verifiche, alla presenza degli Enti di controllo,che hanno consentito di confermare la piena ottemperanza alle prescrizioni previste dall'AIA, oltre che l'accuratezza e l'affidabilità delle attività di monitoraggio e controllo,in particolare proprio per le emissioni in atmosfera e per gliscarichi idrici. In relazione infine alla riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, nell'ottica del raggiungimento degli obiettivi nazionali fissati dal Protocollo di Kyoto e dalla Direttiva comunitaria "emission trading", anche nel corso dell'anno 2014, in linea con gli anni precedenti, ERG ha contribuito attraverso le seguenti fondamentali linee d'azione a:

consolidare lo sviluppo di fonti rinnovabili (eolico,sia in Italia che all'Estero);
potenziare l'utilizzo di fonti fossili a bassa intensità di carbonio (combustibili gassosi);
aumentare l'efficienza energetica e l'integrazione delle proprie attività industriali (es. cogenerazione ad alto rendimento).

ERG inoltre aderisce all'Italian Carbon Fund con l'obiettivo di acquisire crediti di emissione finanziando progetti di riduzione delle emissioni, come, a esempio, la realizzazione di impianti da fonti rinnovabili all'estero (progetti Clean Development Mechanism nell'ambito dei meccanismi flessibili previsti dal Protocollo di Kyoto).

SISTEMI DI GESTIONE E CERTIFICAZIONI

Coerentemente con la Politica di Sostenibilità adottata dal Gruppo, nel corso dell'anno 2014 si sono estese le certificazioni dei Sistemi di Gestione Integrati secondo gli standard internazionali ISO 14001 Ambiente e OHSAS 18001 Salute e Sicurezza.

È stata infatti rinnovata la certificazione da parte di ISAB Energy Services per le attività svolte presso le centrali di ERG Power e la stessa ERG Power, in qualità di proprietaria degli asset, ha confermato la rispondenza della gestione ambientale secondo la ISO 14001.

Altro importante impegno intrapreso da ERG Power nel corso del 2014 è stato l'avvio dell'iter per la registrazione EMAS, ai sensi del Regolamento CE 1221/2009, mediante la trasmissione al Comitato nazionale EMAS-Ecolabel della prima Dichiarazione ambientale (relativa all'anno 2013) validata da un Verificatore accreditato, con lo scopo di fornire una rappresentazione affidabile, credibile e corretta di tutte le attività svolte dall'organizzazione e condividere gli impegni e i risultati raggiunti.

La società ERG Renew infine ha raggiunto il rilevante obiettivo di certificazione "unitaria" di gruppo, per tutte le società controllate e inclusa la società ERG Operations & Maintenance (escluso il perimetro LUKERG), dei propri Sistemi di Gestione Integrati in base allo standard ISO14001, ISO9001 e OHSAS 18001.

QUALITÀ DEI PRODOTTI

Il Gruppo si impegna al miglioramento della qualità dei prodotti perseguendo gli indirizzi nazionali e comunitari in materia e in particolare la percentuale dell'impiego dei biocarburanti nei prodotti a uso trazione,prevista con un incremento annuale a livello nazionale e fino a un massimo del 10% nel 2020.

ERG Oil Sicilia ha garantito la riduzione delle emissioni di CO2 sulla base dell'obbligo di immissione al consumo di biocarburanti relativo all'anno precedente; in questo ambito,ha consolidato il reporting all'Autorità competente (GSE) mediante il sistema informatizzato messo a disposizione e fornendo i relativi"certificati di sostenibilità".

L'analisi dettagliata di tutte le tematiche relative a salute,sicurezza e ambiente è parte integrante dell'annuale Rapporto di Sostenibilità ERG.

RISORSE UMANE

Gli obiettivi del Gruppo in termini di redditività e di creazione valore richiedono di essere supportati da azioni coerenti per quanto riguarda la gestione delle persone e dei processi; nel corso del 2014,ciò ha significato per ERG,impegnata nella realizzazione di uno sfidante piano industriale,lavorare intensamente su un nuovo modello disviluppo del Capitale Umano e organizzativo articolato su quattro aree di intervento:

messa a regime del nuovo assetto organizzativo di Gruppo (Fast Steering);
incremento del valore del capitale umano (PEOPLE);
allineamento e motivazione del management (MBO);
orientamento alla creazione di valore nel tempo (LTI).

ORGANIZZAZIONE & PROCESSI

Nel corso del 2014 è stato implementato il nuovo Modello Organizzativo di Gruppo annunciato a fine 2013,Fast Steering, con l'obiettivo di garantire l'allineamento tra strategie di business e modello aziendale di funzionamento,ricercando il contesto ottimale in cui le persone di ERG possano esprimere al meglio il proprio patrimonio di idee e competenze.Il nuovo Modello Organizzativo societario ha voluto far fronte a queste esigenze attraverso l'interazione di tre macro-ruoli:

la Corporate ERG S.p.A.che garantisce l'indirizzo strategico,il controllo direzionale e il presidio del Capitale Umano,finanziario e relazionale quali asset fondamentali per lo sviluppo;
le "business units", unità organizzative (dalla struttura societaria più o meno complessa a seconda delle specifiche esigenze) focalizzate sui rispettivi business e dotate di adeguate strutture proprie,in grado di garantire efficienza gestionale,spinta allo sviluppo e risposta tempestiva alla volatilità dei mercati di riferimento;
ERG Services S.p.A.,società deputata a raggiungere l'eccellenza operativa nella fornitura di servizi di supporto a tutte le società del Gruppo ERG ("shared services").

L'attuazione del nuovo Modello Organizzativo societario di Gruppo ha comportato:

la societarizzazione delle attività di business precedentemente svolte da ERG S.p.A., tramite il conferimento dei rami d'azienda (attività,personale,assets e contratti) dei business Oil e Power rispettivamente in ERG Supply & Trading S.p.A. e in ERG Power Generation S.p.A., entrambe controllate dal socio unico ERG S.p.A.;
il mantenimento nella controllata ERG Renew S.p.A. di tutte le attività relative al business Renewables;
la societarizzazione delle principali attività di servizio e supporto trasversali ai business del Gruppo precedentemente svolte da ERG S.p.A., tramite il conferimento del relativo ramo d'azienda (attività, personale, assets e contratti) nella neocostituita ERG Services S.p.A., controllata dal socio unico ERG S.p.A.

La nuova organizzazione è stata varata a fine 2013 e la sua concreta attuazione,sia per quanto concerne gli adempimenti formalisia per quanto riguarda il riallineamento dei processi operativi, si è completata nel corso del 2014 secondo i tempi previsti, generando importanti benefici operativi, gestionali e organizzativi.

In particolare in data 1° gennaio 2014 hanno avuto efficacia i conferimenti dei rami d'azienda relativi a ERG Supply &Trading ed ERG Services, che hanno pertanto assunto piena operatività da inizio anno,mentre in data 1°luglio 2014 ha avuto efficacia il conferimento delramo d'azienda relativo a ERG Power Generation; quest'ultima operazione di riorganizzazione ha avuto luogo in concomitanza con la cessione a ISAB S.r.l.(Gruppo LUKOIL) delramo d'azienda (asset,contratti e personale dedito alle attività diOperations & Maintenance e distaff preventivamente confluiti da ERG S.p.A. in ISAB Energy Services) relativo all'impianto IGCC di ISAB Energy.

Al 31 dicembre 2014 l'organico totale del Gruppo ERG si è attestato su 604 unità (-174 rispetto al 31 dicembre 2013), a chiusura di un anno che ha visto l'ingresso di 18 persone e l'uscita di 192. Per effetto della citata riorganizzazione e delle altre operazionistraordinarie intervenute nel corso dell'anno, cui hanno anche fatto seguito specifici progetti di ottimizzazione organizzativa in relazione alle singoleUnitàOrganizzative,oltre che di fisiologici fenomeni diricambio del personale, l'organico complessivo del Gruppo al 31 dicembre 2014 risulta così suddiviso:

ERG S.p.A.ha registrato un organico radicalmente ridimensionato,attestandosi a un totale di 89 persone rispetto alle 281 della fine anno precedente;
ERG Renew S.p.A. e le sue controllate (203 unità in totale al 31 dicembre 2013) hanno registrato un organico in crescita,raggiungendo le 212 unità a seguito di 20 ingressi e 11 uscite (di cui rispettivamente 16 e 3 infragruppo);
ERG Power Generation S.p.A. ha registrato un organico pari a 60 unità, sostanzialmente uguale al perimetro iniziale che al 1° luglio 2014 considerava 61 persone. A seguito dell'incorporazione di ISAB Energy Services con decorrenza 1° gennaio 2015, la Società ha successivamente incrementato il proprio organico complessivo a 192 unità;
ISAB Energy Services S.r.l.ha registrato un decremento dell'organico pari a 151 unità raggiungendo le 132 persone.Inoltre, in conseguenza della fusione per incorporazione nella controllante ERG Power Generation con decorrenza 1° gennaio 2015, tutto il personale della società è successivamente confluito nell'organico dell'incorporante;
ERG Services S.p.A.ha chiuso il 2014 con un organico di 81 persone,rispetto a un perimetro iniziale al 1° gennaio 2014 che considerava 85 dipendenti;
ERG Supply &Trading S.p.A.ha ridotto leggermente il proprio organico nel corso dell'anno, attestandosi a 30 unità rispetto al dato iniziale di 32 dipendenti.

Sempre al 31 dicembre 2014 non rientra più nell'organico complessivo del Gruppo ERG il personale di ERG Oil Sicilia S.r.l.; la Società, dopo aver registrato nel 2014 un organico invariato a 11 unità, il 29 dicembre è infatti uscita dal perimetro del Gruppo ERG a seguito del perfezionamento dell'operazione di cessione della Società a Maiora, società controllata da GRS Petroli, annunciata al Mercato il 5 novembre.

L'età media del personale del Gruppo è di circa 43 anni e il livello della scolarità registra un'incidenza di diplomati e laureati sul totale della popolazione pari a circa il 91%, in aumento rispetto al dato di fine anno precedente (87%) in conseguenza del consistente numero di risorse operative di Sito, impiegate nell'esercizio e manutenzione dell'impianto IGCC di ISAB Energy, fuoriuscite dal Gruppo nell'operazione con ISAB S.r.l.

Nel mese di dicembre 2014,infine,ERGS.p.A.ed ERGServices hanno avviato,nelrispetto ditempi e modalità previste dalle vigenti normative in ambito giuslavoristico, due distinte procedure di mobilità volontaria.Tali procedure,da cuisi prevede che possa scaturire una riduzione di organico complessiva pari a 15/20 unità,favoriranno un remix quali-quantitativo delle risorse,agevolando il raggiungimento di target di dimensionamento organizzativo maggiormente orientati all'efficienza e coerenti con le esigenze del portafoglio di business del Gruppo e le mission proprie delle due società.

SVILUPPO DEL CAPITALE UMANO

La leadership diffusa è il modello disviluppo manageriale di ERG.Questo significa che la squadra di management è fortemente coinvolta nella valorizzazione del Capitale Umano quale leva di competitività aziendale.

Per questo motivo nel corso dell'anno lo Human Capital Committee (già Comitato Risorse Umane dalla sua istituzione nel 2012), ha tenuto regolari incontri per svolgere il proprio fondamentale ruolo nel definire e monitorare i principali programmi e attività disviluppo risorse umane,supportando l'Executive Vice President e il Chief Executive Officer nelle principali decisioni relative alla gestione del personale.

Il Committee ha confermato il proprio ruolo d'indirizzo e controllo, a esempio per quanto riguarda l'attuazione del nuovo Modello Organizzativo di Gruppo e la condivisione di nuove variazioni organizzative, ma anche di diffusione di una nuova cultura manageriale e d'implementazione di nuove strategie e strumenti per la loro attuazione.

In particolare,durante il 2014 il Committee ha dato un impulso fondamentale per lo sviluppo dei processi di:

job evaluation & succession planning;
career planning;
talent management;
promotion e key people management.

L'obiettivo perseguito con grande attenzione è stato quello di dotare il Gruppo di un sistema integrato di gestione del Capitale Umano in grado di assicurare il continuo adattamento del patrimonio di competenze e conoscenze alle mutevoli condizioni di business, in modo che il patrimonio di risorse a disposizione sia costantemente adeguato alle sfide dettate da una competizione sempre crescente e da uno scenario complesso e mutevole.

L'investimento in attività formative si è mantenuto su livelli elevati (circa 1.400 giornate che hanno coinvolto circa 310 persone), ma soprattutto si è distinto per qualità e focalizzazione. Il sistema oggi è articolato in tre aree (Manageriale, Istituzionale e tecnico/specialistica) e copre con approccio end-to-end (dai neo-assunti agli executives) tutte le esigenze della popolazione aziendale.

A fianco dell'attività di ottimizzazione delle strutture operative sisono accelerati gli investimenti nello sviluppo dell'organico.

In particolare a fronte di progetti di crescita in Europa e della necessità di integrare ilset diskill esistenti con competenze diversificate ed internazionali è stato avviato un progetto di selezione e recruiting di neo-laureati di profilo internazionale per i quali è previsto un percorso biennale di crescita manageriale.

ALLINEAMENTO E MOTIVAZIONE DEL MANAGEMENT

La capacità di allineare il management aziendale su obiettivi chiari e integrati è un'esigenza primaria delle moderne organizzazioni.

Per questo motivo nel 2014 è proseguita l'attuazione del nuovo sistema di incentivazione,sviluppato nel 2012 e già in funzione nel 2013, destinato a dirigenti e quadri, attraverso un approccio Management By Objectives (MBO).

Il bilanciamento scelto tra obiettivi di Gruppo (30%) e individuali (70%) corrisponde alle best practices delle aziende leader in tema di incentivazione manageriale ed è stato studiato per supportare ulteriormente lo sviluppo della leadership e dell'iniziativa individuale.

ATTIVITÀ CULTURALI E SOCIALI

ERG E LA CULTURA

Nel corso del 2014 ERG ha rinnovato il proprio impegno nelle attività a favore di istituzioni e manifestazioni culturali e sociali.

Dall'impegno del Gruppo e delle famiglie Garrone e Mondini in campo sociale e culturale è nata nel 2004 la Fondazione Edoardo Garrone (FEG),intitolata al fondatore di ERG.FEG,Membro dell'European Foundation Centre, è una Fondazione culturale senza fini di lucro nata per offrire un contributo concreto in termini di idee e di risorse progettuali a iniziative di ricerca, di tutela e di promozione del patrimonio culturale con la collaborazione di un Comitato Scientifico di alto profilo.

Nel corso dell'anno FEGha promosso ReStartApp un'iniziativa del ProgettoAppennino®,il primo campus per le nuove imprese dell'Appennino dedicato a 15 giovani under 35 in possesso di idee d'impresa e start up impegnate nelle filiere produttive tipiche delle aree appenniniche.A lungo curato e approfondito dal Dottor Riccardo Garrone, è anche una concreta opportunità per il futuro del nostro Paese con l'obiettivo di riqualificare pienamente l'area.

Nell'ambito del Festival della Scienza (che si è svolto a Genova dal 24 ottobre al 2 novembre 2014) che ha avuto come filo conduttore il Tempo,ERG ha supportato il progetto"Futuro Prossimo" giunto alla sua terza edizione.Il progetto si compone di due format dedicati aglistudenti eccellenti e agli insegnanti di tutta Italia."Nuove prospettive per immaginare il proprio domani" è il percorso di orientamento rivolto a 130 ragazzi che contribuisce a indirizzare le loro scelte neglistudi e nell'ambito professionale tramite incontri con professionisti dei più diversi ambiti produttivi.

ERG ha patrocinato il primo"Festival della Comunicazione"che si è tenuto a Camogli dal 12 al 14 settembre.Manager e professionisti della comunicazione hanno discusso disocial network e mobile economy, alternando incontri, workshop, mostre,spettacoli, laboratori per bambini ed escursioni; circa 70 eventi gratuiti per un totale di oltre 80 relatori.

Il Gruppo è inoltre socio di CIVITA, associazione per la promozione e gestione del patrimonio culturale nazionale e per la salvaguardia, valorizzazione e fruizione di beni artistici attraverso mostre, cinema e progetti europei e socio fondatore della Fondazione Magna Carta che, dal 2004,si dedica alla ricerca scientifica,alla riflessione culturale e all'elaborazione di proposte di riforma sui grandi temi del dibattito politico.

ERGha inoltre sponsorizzato iltradizionale Convegno deiGiovani Imprenditori di Confindustria, tenutosi il 6 e il 7 giugno 2014 a Santa Margherita Ligure. L'evento,giunto alla 44ª edizione, costituisce un appuntamento fisso di confronto su temi economici,politici e sociali,finalizzato alla valorizzazione della giovane imprenditoria italiana nello sviluppo economico e sociale del Paese. Inoltre per Confindustria Giovani, ERG ha sponsorizzato la terza edizione del"Bootcamp", un evento di formazione di eccellenza dove didattica e pratica si fondono per creare competenze utili ad affrontare il difficile contesto in cui operano attualmente le aziende italiane.

Anche nel 2014, ERG ha continuato il suo impegno accanto alla Fondazione INDA Onlus, che organizza sin dal 1914 gli spettacoli classici al Teatro Greco di Siracusa. ERG è unico socio privato dell'ente teatrale sin dal 2009: la sua collaborazione si concretizza attraverso il sostegno alle produzioni e,in particolare nel 2014,anno in cui INDA ha celebrato il centenario delle rappresentazioni classiche a Siracusa,nelle tre del 50° ciclo:Agamennone e Coefore-Eumenidi di Eschilo e Le Vespe di Aristofane.

ERG E LO SVILUPPO SOCIALE

Il Gruppo opera da sempre nei territori di riferimento favorendone lo sviluppo. Solidarietà e impegno sociale ricoprono un ruolo di primaria importanza all'interno delsistema di valori ERG. Dopo l'esperienza temporanea,"Dialogo nel Buioӏ diventato una mostra permanente nell'area del Porto Antico di Genova.ERG anche quest'anno,in collaborazione con l'Istituto David Chiossone, è partner del progetto"Dialogo nel Buio",che offre una vera e propria esperienza formativa: un"viaggio" compiuto in totale assenza di luce, accompagnati da guide non vedenti, che ha permesso disperimentare un nuovo modo di"vedere",dove cisi affida al tatto, all'udito, all'olfatto e al gusto per vivere un'esperienza extra-ordinaria,dove i ruoli si invertono e le barriere si abbattono.

Anche quest'anno ERG ha scelto di commissionare la realizzazione di borsine di tela realizzate con ombrelli rotti, confezionati dalle detenute della Casa Circondariale di Genova Pontedecimo e dal laboratorio esterno aperto in Valpolcevera per detenute in semi-libertà. L'iniziativa ha la finalità di coniugare le abilità e il recupero delle persone,riportando a nuova vita un oggetto non più utilizzabile.

In occasione del Natale, ERG ha sostenuto l'iniziativa di solidarietà della Caritas Diocesana di Genova a sostegno della popolazione genovese colpita dagli eventi alluvionali dell'autunno 2014,promuovendo tra tutti i dipendenti e Amministratori una raccolta fondi e contribuendo direttamente con una somma equivalente a quanto raccolto.

Nello stesso periodo si è deciso di destinare parte delle risorse destinate all'evento di Natale aziendale all'acquisto di regali e generi alimentari necessari alla realizzazione dei pranzi di Natale 2014 organizzati dalla Comunità di Sant'Egidio in Liguria e nel territorio della provinciale di Siracusa.Un modo per essere più vicini alle persone in difficoltà.

La scelta del Museo di Storia naturale"Giacomo Doria"di Genova – colpito duramente dall'alluvione del 9 ottobre scorso – come sede del brindisi natalizio tra i dipendenti della sede di Genova,fa parte del percorso di impegno sociale tracciato da ERG in questi anni.

Nell'area di Priolo-Melilli-Augusta ERG ha contribuito alle iniziative realizzare dalle amministrazioni locali a favore di giovani e anziani.A Melilli, in particolare, ERG ha sostenuto insieme ai Servizi sociali del Comune, la realizzazione del Progetto EnERGia, giunto alla sua terza edizione, attuato nei centri anziani del territorio, che prevede corsi di ginnastica dolce e balli di gruppo destinati a una popolazione di oltre 1.000 anziani.

A partire dal 2010 ERG realizza il"Progetto Scuola"a sostegno di attività realizzate all'interno degli istituti di ogni ordine e grado della provincia di Siracusa.In particolare,per le scuole medie, sono stati organizzati concorsi sul tema della sicurezza e della legalità, in collaborazione con la Polizia Stradale e l'Arma dei Carabinieri.

ERG ha partecipato e sostenuto anche nel 2014 il Progetto Legalità dei Carabinieri di Siracusa attraverso la realizzazione del concorso"Un casco vale una vita",dedicato aglistudenti di terza media.L'attività si è articolata in due giornate:un workshop nel quale i circa 200 giovani coinvolti si sono espressi sui temi della sicurezza stradale nell'ambito di una kermesse che si è svolta nel centro storico della città,Ortigia,ed una manifestazione conclusiva nella quale ai 250 ragazzi vincitori del concorso legato al Progetto Legalità dei Carabinieri è stato consegnato il premio, un casco da motociclista personalizzato. Sempre nell'ambito delle attività istituzionali per la promozione della sicurezza stradale,ERG ha sostenuto"Icaro 2014",progetto di educazione stradale organizzato dalla Polizia Stradale di Siracusa per glistudenti delle scuole medie superiori.

Nell'ambito del"Progetto Scuola" ERG nel 2014 ha avviato "Vai col Vento", un programma di educazione ambientale che ha ottenuto il sostegno del Ministero dell'Ambiente,teso a sensibilizzare i giovanisull'importanza della produzione di energia da fonti rinnovabili che si è articolato da febbraio a marzo con una serie di lezioni in classe suitemi del cambiamento climatico e dell'utilizzo delle energie rinnovabili, seguite da visite in campo nei parchi eolici di ERG Renew.L'iniziativa ha coinvolto 31 scuole medie e 830 alunni di terza in 22 comuni di Calabria, Campania, Puglia, Molise, Basilicata e Sardegna nei quali ERG Renew possiede parchi eolici.

ERGha partecipato nel 2014 alla settima edizione diVolalibro,festival della cultura giovanile che si svolge a Noto, in provincia di Siracusa. In quell'occasione, il 25 novembre, ha presentato, a quattro classi di terza media, una lezione sui temi del cambiamento climatico e dell'utilizzo delle fonti di energia rinnovabile, in particolare energia eolica.

Ancora nell'ambito del"Progetto Scuola", ERG ha organizzato il 22 novembre la Giornata dell'Energia Elettrica,nella quale oltre 150 studenti di cinque istitutitecnici della provincia di Siracusa hanno potuto visitare l'impianto di produzione di energia a ciclo combinato di ERGPower a Melilli e il parco eolico ERG Renew di Carlentini. La giornata, giunta alla sua settima edizione, è finalizzata alla promozione della conoscenza del mondo ERG da parte del territorio.Nel 2014 ha visto la partecipazione di manager e tecnologi di ERG Power Generation e ERG Renew, che hanno illustrato ai giovani le caratteristiche tecniche dei due impianti, con particolare riferimento ai temi dell'efficienza energetica e della sostenibilità delle produzioni ERG.

ERG E LO SPORT

Dopo essere stata a lungo partner istituzionale di UC Sampdoria, ERG ha focalizzato l'attenzione e il sostegno sui progetti dedicati al mondo dei giovani e in linea con le proprie politiche di Corporate Social Responsibility sul territorio, mantiene il ruolo di naming sponsor del "Torneo Ravano ERG",il cuispirito si inserisce pienamente in un'ottica di valorizzazione e promozione dello sport giovanile. L'edizione 2014 si è svolta dal 20 gennaio al 6 febbraio al 105 Stadium di Genova.Anche quest'anno gli sport protagonisti dell'iniziativa sono stati il calcio, il rugby, la pallavolo e la pallacanestro: il Torneo giovanile scolastico più grande d'Europa, ha segnato l'ennesimo record in termini di presenze, con ben 510 squadre, 600 partite giocate e più di 5.600 bambine e bambini.

ERG ha inoltre partecipato in veste di Gold Sponsor alla XV edizione di"Stelle nello Sport",progetto ideato per la valorizzazione dello sport in Liguria,sotto la guida del CONI Liguria e CONI Genova. L'iniziativa ha coinvolto tutte le federazioni e società sportive liguri, tifosi e appassionati in un momento di aggregazione,disvago,ma anche di valorizzazione del mondo sportivo locale con un importante scopo benefico: raccogliere fondi a favore dell'Associazione Gigi Ghirotti di Genova e della Fondazione Areo Onlus.

Nell'area del Siracusano ERG sostiene il"Trofeo Archimede e Elettra",al quale tradizionalmente partecipano le scuole elementari e medie inferiori di tutti i comuni della provincia di Siracusa. Nel 2014 il trofeo è arrivato alla sua ventiquattresima edizione, vedendo la partecipazione di oltre 500 allievi delle scuole elementari e medie.

AZIONI PROPRIE

Al 31 dicembre 2014 ERG S.p.A.,a seguito dell'acquisto di azioni proprie effettuato nell'ambito del programma deliberato dal Consiglio di Amministrazione del 10 maggio 2012,possedeva n. 7.516.000 azioni proprie pari al 5,0% del capitale sociale. In applicazione dello IAS 32 le azioni proprie sono iscritte in riduzione del patrimonio netto,mediante utilizzo della"Riserva sovraprezzo azioni".

SEDI SECONDARIE

ERG S.p.A.ha sede legale e operativa in Genova e ha uffici in Roma e Siracusa. La società non ha sedi secondarie.

RAPPORTI CON PARTI CORRELATE

Le informazioni relative ai rapporti con parti correlate, ivi comprese le operazioni con società partecipate non consolidate,sono contenute nella Nota 41 del Bilancio Consolidato.

PROSPETTI CONTABILI

AREA DI CONSOLIDAMENTO INTEGRALE E AREE DI BUSINESS

Nella tabella sottostante è riportata l'Area di consolidamento al 31 dicembre 2014. Rispetto al 31 dicembre 2013 sisegnala il consolidamento integrale delle società ERG Supply & Trading S.p.A. ed ERG Services S.p.A. a seguito della piena operatività delle stesse, l'acquisizione della società EW Orneta 2 SP. ZO.O. nel terzo trimestre 2014 e la cessione di ERG Oil Sicilia S.r.l.nel quarto trimestre 2014.

(1)società valutate col metodo del patrimonio netto

(2 in data 8 maggio 2014 ERG Nuove Centrali S.p.A. ha modificato la denominazione sociale in ERG Power Generation S.p.A. e in data 1° luglio ha accolto il ramo d'azienda relativo al Business Power conferito da ERG S.p.A.

RISULTATI ECONOMICI, PATRIMONIALI E FINANZIARI

CONTO ECONOMICO

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013

CONTO ECONOMICO RICLASSIFICATO
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	1.369,4	7.051,8
ALTRI RICAVI E PROVENTI	629,2	23,9
RICAVI TOTALI	1.998,7	7.075,7
COSTI PER ACQUISTI E VARIAZIONI DELLE RIMANENZE	(729,5)	(6.099,0)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI	(722,2)	(596,8)
MARGINE OPERATIVO LORDO	547,0	379,8
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI	(187,6)	(210,1)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	(66,0)	(72,8)
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	(65,0)	97,1
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	228,4	194,0
IMPOSTE SUL REDDITO	(155,7)	(108,8)
RISULTATO D'ESERCIZIO	72,7	85,2
RISULTATO DI AZIONISTI TERZI	(24,9)	(56,8)
RISULTATO NETTO DI GRUPPO	47,8	28,4

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

I ricavi del 2014 sono pari a 1.369 milioni rispetto ai 7.052 milioni del 2013. Il decremento è dovuto principalmente all'uscita dal settore della Raffinazione costiera e alla cessione dell'impianto di ISAB Energy S.r.l.Il confronto risente inoltre della classificazione dei ricavi di ERG Supply &Trading S.p.A.del 2014 (3.829 milioni) a riduzione dei costi per acquisti.La variazione riflette i seguenti fattori:

i ricavi dell'Energia – Rinnovabili risultano in linea con quelli del 2013,grazie alle maggiori produzioni del periodo che hanno più che compensato l'effetto dei minori prezzi di vendita;
il decremento dei ricavi dell'Energia – Termoelettrico principalmente a causa della cessione dell'impianto di ISAB Energy;
ilsignificativo decremento dei ricavi delDownstream integrato legato principalmente all'uscita dal settore della Raffinazione costiera;

ALTRI RICAVI E PROVENTI

Comprendono principalmente gli affitti attivi, i rimborsi assicurativi, le plusvalenze da alienazione, gli indennizzi e i recuperi di spese.

Il significativo incremento del 2014 rispetto al 2013 è dovuto principalmente ai ricavi derivanti dalla risoluzione anticipata della convenzione CIP 6 di ISAB Energy S.r.l.

COSTI PER ACQUISTI E VARIAZIONI DELLE RIMANENZE

Nel 2014 i costi per acquistirisultano significativamente inferioririspetto alrispettivo periodo del 2013,principalmente per il diverso perimetro di attività che non include più la Raffinazione costiera e per la diversa classificazione dei ricavi di ERG Supply &Trading sopra indicata. Nel 2014 le rimanenze risultano in diminuzione per 15 milioni (+3 migliaia di tonnellate) e sono principalmente riconducibili a prodotti afferenti il business Supply & Trading.Nel 2013 si era registrato un decremento di circa 103 milioni delle materie prime e una diminuzione di circa 8 milioni per i prodotti finiti legati principalmente alla Raffinazione costiera.

COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI

I costi perservizi includono i costi di manutenzione,le spese commerciali (inclusi i costi periltrasporto dei prodotti e dell'energia elettrica),i costi per utilities,per consulenze (ordinarie e legate a operazionistraordinarie), assicurativi,di marketing e perservizi forniti da terzi.

Gli altri costi operativisono relativi principalmente al costo del lavoro,agli affitti passivi,agli accantonamenti per rischi e oneri e alle imposte diverse da quelle sul reddito.

L'incremento del 2014 rispetto al corrispondente periodo del 2013 è principalmente legato alla minusvalenza derivante dalla cessione del ramo d'azienda di ISAB Energy S.r.l.a ISAB S.r.l.

Al netto della suddetta minusvalenza i costirisultano in diminuzione,principalmente perl'uscita dalsettore Raffinazione e dei correlati compensi di lavorazione.

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

Il decremento degli ammortamenti è principalmente legato alla cessione dell'impianto di ISAB Energy avvenuto il 30 giugno 2014.

La variazione della voce non tiene conto invece degli impatti della cessione della partecipazione in ISAB S.r.l.in quanto valutata con il metodo del patrimonio netto.Tale impatto è invece riflesso nei valori correnti adjusted 2013,come meglio commentati nel capitolo Indicatori alternativi di performance.

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

Gli oneri finanziari netti del 2014 sono pari a 66 milioni,rispetto ai 73 milioni registrati nel 2013. Il decremento è imputabile principalmente ai minori interessi passivi e ai maggiori proventi da cash management parzialmente compensati dai maggiori oneri derivanti da differenze cambio. L'incremento degli oneri derivanti da differenze cambio è principalmente derivante dalle attività ditesoreria legate all'operatività di ERGSupply &Trading in un contesto di forte svalutazione dell'Euro contro il Dollaro nel periodo.

I minori interessi passivi e i maggiori proventiriflettono anche il minorindebitamento medio del 2014 rispetto allo stesso periodo del 2013,sia per effetto di una riduzione dello stock di debito a medio-lungo termine sia per un incremento delle disponibilità liquide a seguito dell'incasso derivante dalla cessione del 20% della Raffineria ISAB, avvenuto a fine 2013 e dell'incasso derivante dall'estinzione anticipata della convenzione CIP 6 di ISAB Energy avvenuto nell'ultima parte del terzo trimestre 2014.

Nel dettaglio la voce include principalmente oneri da differenze cambio per 9 milioni (1 milione di proventi nel 2013), proventi finanziari netti a breve termine per circa 15 milioni (10 milioni nel 2013) derivanti principalmente dalla gestione della liquidità, e oneri finanziari a medio-lungo termine per circa 72 milioni (84 milioni nel 2013);i valori a medio e lungo termine riflettono anche gli effetti deglistrumenti derivati di copertura dal rischio fluttuazione dei tassi.

PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI

La voce nel 2014 riflette principalmente i risultati delle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew GmbHvalutate con il metodo del patrimonio netto.Nel confronto con l'anno precedente, si ricorda che nel 2013 la voce comprendeva la plusvalenza netta pari a 173 milioni relativa alla vendita dell'ultimo 20%di ISAB S.r.l.avvenuta in data 30 dicembre 2013 e il conguaglio sul prezzo di cessione del 20% avvenuto nel 2012 per 9 milioni. Il decremento del 2014 è legato principalmente al peggioramento dei risultati diTotalErg S.p.A.,che risente anche degli effetti inventariali di fine periodo e degli effetti legati allo stralcio di tax assets a seguito della declaratoria di incostituzionalità non retroattiva dell'addizionale Robin Tax. Si precisa che nel 2013 la voce comprende la svalutazione della partecipazione inTotalErg per 58 milioni,in particolare a riduzione dei plusvalori attribuiti nel 2010 nell'ambito dell'operazione di costituzione della joint venture.

IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito del 2014 sono pari a 156 milioni (109 milioni nel 2013) e comprendono imposte correnti per 146 milioni e imposte differite per 10 milioni.

Iltax rate,ottenuto dalrapporto tra le imposte e l'utile ante imposte,è pari al 68%(56%nel 2013). Iltax rate a valori correnti adjusted,ottenuto dal rapporto tra le imposte e l'utile ante imposte al netto delle poste non caratteristiche,risulta pari al 41% (52% nel 2013).

Con sentenza n. 10 del 11 febbraio 2015, la Corte Costituzionale ha dichiarato l'illegittimità costituzionale dell'addizionale IRES del 6,5% per le imprese operanti neisettori del petrolio e dell'energia (c.d."Robin Tax"), introdotta dall'art. 81 comma 16 del D.L. 112/2008 (conv. Legge 133/2008) e successive modifiche.

La declaratoria di incostituzionalità produce gli effetti a partire dal 12 febbraio 2015,giorno successivo a quello della pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale.

Ai fini del presente Bilancio si è pertanto proceduto si è pertanto proceduto al computo delle imposte correnti considerando,ove applicabile,l'addizionale Robin tax,mentre si è proceduto alla svalutazione dei tax assets(crediti per imposte anticipate e fondo imposte differite)stanziati in relazione alla suddetta addizionale IRES in quanto decadono i presuppostistessi del loro atteso riversamento.Tenendo conto che nel 2013 si era già proceduto allo stralcio di imposte anticipate su perdite fiscali (21 milioni) relative all'addizionale Robin Tax applicata su ERG S.p.A. ritenute non più recuperabili, l'impatto netto alla riga imposte del 2014 è risultato limitato a -5 milioni.

Si precisa infine che il relativo effetto è stato considerato un adjusting event in applicazione di quanto previsto dallo IAS 10, vale a dire un fatto intervenuto dopo la data di riferimento del bilancio che comporta una rettifica sulla base delle migliori analisi disponibili al momento della redazione del presente Bilancio in relazione alla recente emanazione della sentenza.

SITUAZIONE PATRIMONIALE

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
CAPITALE IMMOBILIZZATO	2.120,3	2.795,0
CAPITALE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO	189,6	278,7
TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	(4,7)	(5,0)
ALTRE ATTIVITÀ	344,3	410,7
ALTRE PASSIVITÀ	(600,5)	(658,4)
CAPITALE INVESTITO NETTO	2.049,0	2.821,0

PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO	1.671,5	1.773,6
PATRIMONIO NETTO DI TERZI	47,4	240,0
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	330,1	807,5
MEZZI PROPRI E DEBITI FINANZIARI	2.049,0	2.821,0

Al 31 dicembre 2014 il capitale investito netto ammonta a 2.049 milioni in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2013 principalmente a seguito della cessione dell'impianto di ISAB Energy.

La leva finanziaria, espressa come rapporto fra i debiti finanziari totali netti (incluso il Project Financing) e il capitale investito netto, è pari al 16% (29% al 31 dicembre 2013).

CAPITALE IMMOBILIZZATO

Include le immobilizzazioni materiali,immateriali e finanziarie.Il decremento rispetto al 31 dicembre 2013 è relativo principalmente alla cessione del ramo d'azienda di ISAB Energy oltre che agli ammortamenti superiori agli investimenti del periodo.

CAPITALE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO

Include le rimanenze, i crediti e debiti commerciali e i debiti verso l'erario per accise. Il decremento rispetto al 31 dicembre 2013 è dovuto principalmente agli effetti derivanti dalla cessione dell'impianto di ISAB Energy oltre che a fenomeni puntuali legati alla dinamica del circolante.

ALTRE ATTIVITÀ

Sono costituite principalmente dai crediti per imposte anticipate,verso erario per acconti versati e da pagamenti già effettuati a fronte di prestazioni in corso.

ALTRE PASSIVITÀ

Sono relative principalmente alle imposte differite calcolate sulle differenze fra i valori civilistici e i relativi valori fiscali (principalmente concessioni, cespiti e magazzino), alla stima delle imposte di competenza del periodo, ai fondi per rischi e oneri, ai debiti per IVA. La variazione del periodo riflette inoltre il rilascio completo del risconto passivo per il differimento del riconoscimento a Conto Economico della maggiorazione tariffaria CIP 6 sulle vendite di energia elettrica dell'impianto ISAB Energy.

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013
RIEPILOGO INDEBITAMENTO DEL GRUPPO
INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGOTERMINE	1.313,9	1.435,7
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (DISPONIBILITÀ LIQUIDE) A BREVE TERMINE	(983,8)	(628,2)
TOTALE	330,1	807,5

Siriportanella tabella seguente l'indebitamentofinanziarioamedio-lungoterminedelGruppoERG:

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013

INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGO TERMINE
DEBITI VERSO BANCHE A MEDIO-LUNGOTERMINE	13,6	120,8
QUOTA CORRENTE MUTUI E FINANZIAMENTI	(13,6)	(87,0)
DEBITI FINANZIARI A MEDIO-LUNGOTERMINE	181,1	162,3
TOTALE	181,1	196,2
PROJECT FINANCING A MEDIO-LUNGOTERMINE	1.297,3	1.361,9
QUOTA CORRENTE PROJECT FINANCING	(164,5)	(122,5)
TOTALE PROJECT FINANCING	1.132,8	1.239,5
TOTALE	1.313,9	1.435,7

I debiti finanziari a medio-lungo termine includono le passività derivanti dalla valutazione al fair value deglistrumenti derivati a copertura dei tassi di interesse per 181 milioni (141 milioni al 31 dicembre 2013).

I debiti per"Project Financing a medio-lungo termine"sono relativi a:

finanziamenti per 1.120 milioni erogati a società delsettore Energia – Rinnovabili per la costruzione di parchi eolici di cui 627 milioni relativi ai parchi eolici di ERG Wind, al netto del fair value positivo rispetto al nozionale per circa 117 milioni;

finanziamenti per 177 milioni erogati alla società ERG Power S.r.l. per la costruzione dell'impianto CCGT.

Si precisa che in applicazione dello IAS 39 gli oneri accessori sostenuti per l'ottenimento dei finanziamentisono portati a riduzione del debito cuisi riferiscono,secondo il metodo del costo ammortizzato.

In merito all'acquisizione di ERG Wind sisegnala inoltre che,in applicazione dell'IFRS 3,la passività finanziaria relativa al Project Financing è rilevata al fair value.Tale fair value risultava inferiore rispetto al valore nominale in considerazione delle condizioni di stipula più vantaggiose rispetto a quanto proposto dal mercato al momento dell'acquisizione. La differenza tra il fair value positivo della passività e ilsuo valore nominale è conseguentemente gestita attraverso il metodo del costo ammortizzato lungo il periodo di durata del finanziamento.

L'indebitamento finanziario netto a breve è così costituito:

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013
INDEBITAMENTO FINANZIARIO (DISPONIBILITÀ LIQUIDE) A BREVE TERMINE
DEBITI VERSO BANCHE A BREVE TERMINE	60,3	200,5
QUOTA CORRENTE MUTUI E FINANZIAMENTI	13,6	87,0
ALTRI DEBITI FINANZIARI A BREVE TERMINE	6,0	12,4
PASSIVITÀ FINANZIARIE A BREVE TERMINE	79,8	299,9
DISPONIBILITÀ LIQUIDE	(1.047,3)	(816,6)
TITOLI E ALTRI CREDITI FINANZIARI A BREVE TERMINE	(58,8)	(73,3)
ATTIVITÀ FINANZIARIE A BREVE TERMINE	(1.106,1)	(889,9)
PROJECT FINANCING A BREVE TERMINE	164,5	122,5
DISPONIBILITÀ LIQUIDE	(122,0)	(160,7)
PROJECT FINANCING	42,5	(38,2)

TOTALE	(983,8)	(628,2)

Gli altri debiti finanziari comprendono principalmente debiti verso società del Gruppo non consolidate.

L'importo delle disponibilità liquide deriva principalmente dalla liquidità derivante dall'incasso del corrispettivo per l'estinzione anticipata della convenzione CIP 6 di ISAB Energy,dall'incasso derivante dalla cessione di ISAB S.r.l.,nonché dai conti correnti attivi vincolati in base alle condizioni previste dai contratti di Project Financing.

L'incremento delle disponibilità liquide è legato principalmente all'incasso del corrispettivo relativo all'estinzione del CIP 6 avvenuto nel terzo trimestre 2014.

Le "Attività finanziarie a breve termine" comprendono inoltre i titoli di impiego liquidità a breve periodo.

La variazione della voce "Titoli e altri crediti finanziari a breve termine"si riferisce in particolare a un diverso impiego temporale di liquidità dei titoli sopra descritti.

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013

FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ D'ESERCIZIO
FLUSSO DI CASSA DELLA GESTIONE CORRENTE RETTIFICATO(1)	292,1	327,4
PAGAMENTO DI IMPOSTE SUL REDDITO	(52,1)	(81,4)
VARIAZIONE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO	57,9	(33,3)
ALTRE VARIAZIONI DELLE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ DI ESERCIZIO(2)	46,5	39,1
TOTALE	344,4	251,8
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ DI INVESTIMENTO
INVESTIMENTI NETTI IN IMMOBIL. MATERIALI E IMMATERIALI (3)	(31,6)	(73,0)
INVESTIMENTI NETTI IN IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE	13,8	(61,5)
INCASSO PER CESSIONE QUOTE ISAB	0,0	434,7
INCASSO PER RISOLUZIONE CONVENZIONE CIP 6	515,0	–
TOTALE	497,3	300,2
FLUSSO DI CASSA DA PATRIMONIO NETTO
DIVIDENDI DISTRIBUITI	(164,9)	(68,2)
ALTRE VARIAZIONI PATRIMONIO(4)	(202,5)	25,4
TOTALE	(367,4)	(42,8)
VARIAZIONE AREA DI CONSOLIDAMENTO(5)	3,0	(804,1)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	477,4	(294,9)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO INIZIALE	807,5	512,6
VARIAZIONE DEL PERIODO	(477,4)	294,9
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO FINALE	330,1	807,5

L'analisi della variazione dell'indebitamento finanziario netto è la seguente:

(1) non include gli utili (perdite) su magazzino e le imposte correnti del periodo. La voce, inoltre, non include il provento derivante dalla risoluzione anticipata della convenzione CIP 6,la minusvalenza derivante dalla cessione del ramo d'azienda di ISAB Energy e ISAB Energy Services a ISAB e i relativi proventi e oneri accessori

(2) non include il provento legato alla risoluzione anticipata della convenzione CIP6, esposto in una riga separata nei flussi di cassa da attività di investimento (3) non include i costi capitalizzati per manutenzione ciclica

(4) include l'acquisizione della quota di minoranza di ISAB Energy e ISAB Energy Services (153 milioni) e la variazione della riserva di cash flow hedge a fronte dei derivati IRS, in parte compensati dall'incasso di 50 milioni conseguente all'ingresso di UniCredit nell'azionariato di ERG Renew

(5) la variazione dell'Area di consolidamento nel 2014 si riferisce all'acquisizione di EW Orneta SP. ZO.O.dal terzo trimestre 2014.Nel 2013 si riferiva all'acquisizione di ERG Wind, ERG Renew Operations & Maintenance e alla cessione di Eolo

La diminuzione dell'indebitamento di 477 milioni rispetto al 31 dicembre 2013 è dovuta principalmente all'incasso derivante dalla risoluzione del contratto CIP 6 di ISAB Energy (515 milioni) e dal flusso di cassa operativo di periodo parzialmente compensati dal pagamento dei dividendi da ERG S.p.A. (143 milioni) e da ISAB Energy al socio di minoranza (22 milioni), dall'acquisizione della quota di minoranza di ISAB Energy e ISAB Energy Services(153 milioni).L'indebitamento al 31 dicembre 2014 risente anche positivamente dell'importo di 50 milioni conseguente all'ingresso di UniCredit nell'azionariato di ERG Renew.

Per un'analisi dettagliata degli investimenti effettuati si rimanda al relativo capitolo.

INDICATORI ALTERNATIVI DI PERFORMANCE

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale dei businessirisultati economici sono esposti anche a valori correnti adjusted con l'esclusione degli utili (perdite) su magazzino e delle poste non caratteristiche e comprensivi del contributo, per la quota di spettanza ERG,dei risultati a valori correnti delle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew. I risultati a valori correnti e i risultati a valori correnti adjusted sono indicatori non definiti nei Principi Contabili Internazionali (IAS/IFRS).Il managementritiene che tali indicatorisiano parametri importanti per misurare l'andamento economico del Gruppo ERG,generalmente adottati nelle comunicazioni finanziarie degli operatori del settore petrolifero ed energetico. Poiché la composizione ditali indicatori non è regolamentata dai Principi Contabili diriferimento, la metodologia di determinazione ditali misure applicata dalGruppo potrebbe non essere omogenea con quella adottata da altri operatori e pertanto non pienamente comparabile.

Di seguito sono descritte le componenti utilizzate per la determinazione del calcolo dei risultati a valori correnti adjusted.

Gli utili (perdite) su magazzino sono pari alla differenza tra il costo corrente dei prodotti venduti nell'esercizio e quello risultante dall'applicazione del criterio contabile del costo medio ponderato e rappresentano il maggior (minor) valore, in caso di aumento (diminuzione) dei prezzi,applicato alle quantità corrispondenti ai livelli delle rimanenze fisicamente esistenti a inizio periodo e ancora presenti a fine periodo.

Le poste non caratteristiche includono componenti reddituali significativi aventi natura non usuale.

I risultati includono inoltre il contributo delle joint venture TotalErg S.p.A. e LUKERG Renew per la quota di spettanza ERG.

Al fine di facilitare la comprensione dell'andamento gestionale i risultati del businesssono quindi esposti anche a valori correnti adjusted che tengono conto, per la quota di spettanza ERG,dei risultati a valori correnti di TotalErg S.p.A.,LUKERG Renew il cui contributo nel Conto Economico non a valori correnti adjusted è rappresentato nella valutazione a equity della partecipazione.

In coerenza con quanto sopra esposto anche l'indebitamento finanziario netto è a valori adjusted che tengono conto,per la quota dispettanza ERG,della posizione finanziaria netta delle joint venture TotalErg S.p.A.e LUKERG Renew al netto delle relative poste infragruppo.

A seguito della già commentata cessione della partecipazione in ISAB S.r.l.i valori adjusted dei dati economici, a partire dal 1° gennaio 2014,non tengono più conto del contributo di tale società.

RICONCILIAZIONE CON I RISULTATI ECONOMICI A VALORI CORRENTI ADJUSTED

	NOTA	ANNO 2014	ANNO 2013
MARGINE OPERATIVO LORDO
MARGINE OPERATIVO LORDO ATTIVITÀ CONTINUE		289,7	355,7
CONTRIBUTO'DISCONTINUED OPERATIONS'		257,3	24,1
MARGINE OPERATIVO LORDO		547,0	379,8

ESCLUSIONE UTILI / PERDITE SU MAGAZZINO		–	6,3
ESCLUSIONE POSTE NON CARATTERISTICHE:
CORPORATE
- ONERI ACCESSORI OPERAZIONI SU ISAB ENERGY E ISAB ENERGY SERVICES	1	6,4	–
- ONERI ACCESSORI CESSIONE 20% ISAB S.R.L.		–	0,4
- ONERI ACCESSORI ACQUISIZIONE ERG WIND		–	2,9
- ONERI ACCESSORI ALTRE OPERAZIONI	2	0,2	0,2
- ONERI PER RIORGANIZZAZIONE SOCIETARIA	3	16,0	4,3
POWER
- RISOLUZIONE CONVENZIONE CIP 6	4	(514,5)	–
- CESSIONE IGCC	4	405,5	–
- ALTRI (PROVENTI) ONERI ACCESSORI SU ISAB ENERGY E ISAB ENERGY SERVICES	1	(36,1)	–
- CONGUAGLIO SU RAPPORTI COMMERCIALI ESERCIZI PRECEDENTI		–	(4,3)
RINNOVABILI
- ONERI ACCESSORI ACQUISIZIONE ERG WIND		–	10,2
- ONERI ACCESSORI OPERAZIONI STRAORDINARIE	1	0,4	–

DOWNSTREAM INTEGRATO
- ONERI DIVERSI SU ATTIVITÀ EXTRA RETE IN SICILIA	5	2,5	7,2
TRADING
- IMPATTO FAIR VALUE SWAP COMMODITIES	6	9,9	–
RAFFINAZIONE COSTIERA
- PROVENTI PER CONTRIBUTI E ALTRI PROVENTI (ONERI) ANNI PRECEDENTI	7	(7,8)	17,0
- PASSIVITÀ PER CONTENZIOSI DI SITO		–	80,0
- STRALCIO ONERI DIFFERITI PER USCITA DA BUSINESS RAFFINAZIONE		–	(7,7)
- CONGUAGLIO SU RAPPORTI COMMERCIALI ESERCIZI PRECEDENTI		–	(3,4)
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI		429,5	492,9
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB A VALORI CORRENTI (1)	8	–	30,6
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI (1)	9	47,3	39,0
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI	10	14,0	6,6
MARGINE OPERATIVO LORDO A VALORI CORRENTI ADJUSTED		490,8	569,1

(1) al netto degli utili (perdite) su magazzino e delle eventuali poste non caratteristiche

	NOTA	ANNO 2014	ANNO 2013

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
AMMORTAMENTI ATTIVITÀ CONTINUE		(158,5)	(154,2)
CONTRIBUTO'DISCONTINUED OPERATIONS'		(29,1)	(56,0)
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI		(187,6)	(210,1)
ESCLUSIONE POSTE NON CARATTERISTICHE:
POWER
- STRALCIO ASSET	1	(1,7)	–
AMMORTAMENTI A VALORI CORRENTI		(189,3)	(210,2)
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB A VALORI CORRENTI (1)	8	–	(22,0)
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI (1)	9	(44,3)	(55,7)
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI	10	(7,9)	(3,6)
AMMORTAMENTI A VALORI CORRENTI ADJUSTED		(241,4)	(291,5)

(1) al netto degli utili (perdite) su magazzino e delle eventuali poste non caratteristiche

	NOTA	ANNO 2014	ANNO 2013

RISULTATO OPERATIVO NETTO
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI		240,2	282,8
CONTRIBUTO QUOTA ERG DI ISAB A VALORI CORRENTI (1)	8	–	8,5
CONTRIBUTO 51% DI TOTALERG A VALORI CORRENTI (1)	9	3,1	(16,7)
CONTRIBUTO 50% DI LUKERG RENEW A VALORI CORRENTI	10	6,1	3,1
RISULTATO OPERATIVO NETTO A VALORI CORRENTI ADJUSTED		249,4	277,7

(1) al netto degli utili (perdite) su magazzino e delle eventuali poste non caratteristiche

	NOTA	ANNO 2014	ANNO 2013
RISULTATO NETTO DI GRUPPO
RISULTATO NETTO DI GRUPPO		47,8	28,4
ESCLUSIONE UTILI / PERDITE SU MAGAZZINO		45,5	8,4

ESCLUSIONE POSTE NON CARATTERISTICHE:
ESCLUSIONE STRALCIO EFFETTO ROBINTAX SU ANTICIPATE E DIFFERITE	11	5,0	–
ESCLUSIONE RISOLUZIONE CIP 6	4	(316,8)	–
ESCLUSIONE CESSIONE IGCC	4	267,5	–
ESCLUSIONE ALTRI PROVENTI (ONERI) ACCESSORI SU ISAB ENERGY E ISAB ENERGY SERVICES	1	(5,3)	–
ESCLUSIONE PLUSVALENZA CESSIONE 20% ISAB NEL 2012		–	(9,0)
ESCLUSIONE PLUSVALENZA CESSIONE 20% ISAB NEL 2013		–	(176,5)
ESCLUSIONE PASSIVITÀ PER TRANSAZIONI SU ESERCIZI PRECEDENTI		–	12,3
ESCLUSIONE PASSIVITÀ PER CONTENZIOSI DI SITO		–	70,6
ESCLUSIONE POSTE NON CARATTERISTICHE TOTALERG	12	14,6	6,2
ESCLUSIONE CONTRIBUTI E ALTRI PROVENTI (ONERI) ANNI PRECEDENTI	7	(2,0)	–
ESCLUSIONE ONERI DIVERSI SU ATTIVITÀ EXTRA RETE IN SICILIA	5	1,7	4,2
ESCLUSIONE ONERI ACCESSORI ACQUISIZIONE ERG WIND		–	11,8
ESCLUSIONE DELTA FAIR VALUE DERIVATI SU MAGAZZINO OIL		–	1,9
ESCLUSIONE CONTRIBUTO L.488 ERG S.P.A.	7	(3,5)	–

ESCLUSIONE DIFFERENZE CAMBIO EX DIV.REFINING & MARKETING	13	2,9	–
ESCLUSIONE IMPATTO FAIR VALUE SWAP TRADING	6	7,2	–
ESCLUSIONE PLUSVALENZA CESSIONE ERG OIL SICILIA	14	(0,6)	–
ESCLUSIONE STORNO ATTIVITÀ FISCALI ANNI PRECEDENTI		–	21,3
ESCLUSIONE ONERI ACCESSORI ALTRE OPERAZIONI	2	0,4	0,1
ESCLUSIONE ONERI PER RIORGANIZZAZIONE SOCIETARIA	3	11,6	3,1
ESCLUSIONE ONERI PER CV ANNI PRECEDENTI		–	1,0
ESCLUSIONE CONGUAGLIO SU RAPPORTI COMMERCIALI ESERCIZI PRECEDENTI		–	(3,7)
ESCLUSIONE POSTE NON CARATTERISTICHE "SVALUTAZIONI TOTALERG"		–	58,4
RISULTATO NETTO DI GRUPPO A VALORI CORRENTI(1)		76,0	38,5

(1) corrisponde anche al risultato netto di Gruppo a valori correnti adjusted

Note

1 oneri accessori relativi alle operazionistraordinarie di ISAB Energy e ISAB Energy Services, come già commentate nelle Premesse e nei Fatti di rilievo dell'esercizio;
2 oneri accessori su altre operazioni di natura non ricorrente;
3 onerisostenuti e previsti in riferimento alla ristutturazione del portafoglio di attività e alle modifiche degli assetti organizzativi del Gruppo iniziati a fine 2013 e in corso di finalizzazione;
4 la voce comprende principalmente gli effetti dell'Accordo per la cessione dell'impianto ISAB Energy e risoluzione anticipata CIP 6;
5 oneri diversi associati alla cessione di ERG Oil Sicilia,come già commentato nelle Premesse e nei Fatti di rilievo dell'esercizio;
6 rinvio a reporting period futuri della componente valutativa degli strumenti derivati attivati per la gestione del rischio commodity dalla società ERG Supply & Trading S.p.A.e non trattati contabilmente in hedge accounting;
7 la posta include il contributo Legge 488/92 ricevuto nel corso dell'esercizio,relativo alla ex ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A. e l'effetto dello stralcio di partite contabili risalenti ad anni precedenti;
8 quota ERG dei risultati a valori correnti di ISAB S.r.l.al netto degli utili/perdite su magazzino
9 quota ERG dei risultati a valori correnti di TotalErg al netto degli utili/perdite su magazzino e delle poste non caratteristiche;
10 quota ERG dei risultati a valori correnti di LUKERG Renew;
11 effetto negativo derivante dallo stralcio delle imposte anticipate stanziatea titolo di addizionale Robin Tax in conseguenza della sentenza della Corte Costituzionale che ne ha dichiarato l'illegittimità;
12 esclusione poste non caratteristiche di TotalErg che si riferiscono principalmente allo stralcio delle imposte anticipate stanziate a titolo di addizionale Robin Tax ed altri proventi ed oneri relativi alle attività di razionalizzazione della Rete e delle attività di Raffinazione;
13 gli oneri si riferiscono a differenze cambio relative all'ex business Raffinazione;
14 la posta include la plusvalenza per la cessione delle attività del Downstream integrato in Sicilia tramite la cessione di ERG Oil Sicilia.

Per i commenti sulle poste non caratteristiche del 2013 si rimanda a quanto indicato nelle corrispondenti note del relativo Bilancio.

RICONCILIAZIONE CON INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ADJUSTED

	31/12/2014	31/12/2013
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	330,1	807,5
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA DI TOTALERG	128,5	146,6
POSIZIONE FINANZIARIA NETTA DI LUKERG RENEW	138,5	135,2
ELIMINAZIONE POSTE INFRAGRUPPO	(59,1)	(74,2)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO ADJUSTED	538,0	1.015,1

L'indebitamento finanziario netto a valori adjusted tiene conto della quota di spettanza ERG della posizione finanziaria netta delle joint venture al netto delle relative poste infragruppo.

Di seguito la riconciliazione tra gli schemi riclassificati esposti e commentati nella presente Relazione sulla Gestione con i valori indicati nelle Note al Bilancio Consolidato.

ANNO 2014	VALORI INDICATI	RICLASSIFICA	STORNO	VALORI INDICATI
(MILIONI DI EURO)	NEL BILANCIO CONSOLIDATO	RICAVI SUPPLY&TRADING	RICLASSIFICHE IFRS 5	NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	4.833,9	(3.829,5)	365,0	1.369,4
ALTRI RICAVI E PROVENTI	20,3	–	609,0	629,2
RICAVI TOTALI	4.854,2	(3.829,5)	973,9	1.998,7
COSTI PER ACQUISTI E VARIAZIONI DELLE RIMANENZE	(4.327,7)	3.829,5	(231,3)	(729,5)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI	(236,8)	–	(485,4)	(722,2)
MARGINE OPERATIVO LORDO	289,7	–	257,3	547,0
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI	(158,5)	–	(29,1)	(187,6)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	(67,4)	–	1,4	(66,0)
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	(65,8)	–	0,8	(65,0)
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(2,0)	–	230,4	228,4
IMPOSTE SUL REDDITO	(50,0)	–	(105,7)	(155,7)
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ CONTINUE	(52,0)	–	124,7	72,7
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ CEDUTE	124,7	–	(124,7)	–
RISULTATO D'ESERCIZIO	72,7	–	–	72,7
RISULTATO DI AZIONISTI TERZI	(24,9)	–	–	(24,9)
RISULTATO NETTO DI GRUPPO	47,8	–	–	47,8

ANNO 2013	VALORI INDICATI	RICLASSIFICA	STORNO	VALORI INDICATI
(MILIONI DI EURO)	NEL BILANCIO CONSOLIDATO	RICAVI SUPPLY&TRADING	RICLASSIFICHE IFRS 5	NELLA RELAZIONE SULLA GESTIONE
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	4.516,3	–	2.535,5	7.051,8
ALTRI RICAVI E PROVENTI	12,4	–	11,6	23,9
RICAVI TOTALI	4.528,7	–	2.547,0	7.075,7
COSTI PER ACQUISTI E VARIAZIONI DELLE RIMANENZE	(3.941,1)	–	(2.158,0)	(6.099,0)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI	(231,9)	–	(365,0)	(596,8)
MARGINE OPERATIVO LORDO	355,7	–	24,1	379,8
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI	(154,2)	–	(56,0)	(210,1)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	(69,5)	–	(3,3)	(72,8)
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	(87,6)	–	184,7	97,1
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	44,5	–	149,5	194,0
IMPOSTE SUL REDDITO	(40,2)	–	(68,6)	(108,8)
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ CONTINUE	4,3	–	80,9	85,2
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ CEDUTE	80,9	–	(80,9)	–
RISULTATO D'ESERCIZIO	85,2	–	–	85,2
RISULTATO DI AZIONISTI TERZI	(56,8)	–	–	(56,8)
RISULTATO NETTO DI GRUPPO	28,4	–	–	28,4

RISULTATI ECONOMICI, PATRIMONIALI E FINANZIARI ERG S.P.A.

Il Bilancio di Esercizio di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2014 è stato redatto sulla base dei Principi Contabili Internazionali promulgati dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea, includendo tra questi anche tutti i principi internazionali oggetto di interpretazione (International Accounting Standards – IAS) e le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e del precedente Standing Interpretations Committee (SIC).

In attuazione del già commentato nuovo Modello Organizzativo societario di Gruppo, nel 2014 è stata finalizzata la societarizzazione delle attività di business precedentemente svolte da ERG S.p.A.,tramite il conferimento dei rami d'azienda:

Services staff in ERG Services S.p.A. con efficacia 1° gennaio 2014;
Business Oil in ERG Supply & Trading S.p.A. con efficacia 1° gennaio 2014;
Business Power in ERG Power Generation S.p.A. con efficacia 1° luglio 2014.

In riferimento alle suddette operazioni,sisegnala che il Bilancio Separato di ERG S.p.A.risente dell'applicazione dell' IFRS 5 negli anni 2014 e 2013.

Ai fini di una maggiore chiarezza espositiva si è ritenuto opportuno esporre e commentare nella presente Relazione sulla Gestione i risultati senza le riclassifiche dell'IFRS 5.

CONTO ECONOMICO

In merito a quanto sopra si precisa pertanto che i dati 2013 comprendono i risultati dei Business Oil e Power e i costi delle attività distaff.I dati 2014 includono solo per il primo semestre 2014 i risultati del Business Power.

(MILIONI DI EURO)	ANNO 2014	ANNO 2013

CONTO ECONOMICO RICLASSIFICATO
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	452,9	5.997,3
ALTRI RICAVI E PROVENTI	14,6	41,1
RICAVI TOTALI	467,5	6.038,4
COSTI PER ACQUISTI E VARIAZIONI DELLE RIMANENZE	(346,1)	(5.706,3)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI	(153,6)	(523,0)
MARGINE OPERATIVO LORDO	(32,2)	(190,9)
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI	(0,6)	(3,9)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	14,8	9,3
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	58,8	195,5
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	40,8	9,9
IMPOSTE SUL REDDITO	5,2	19,2
RISULTATO D'ESERCIZIO	46,0	29,2

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

I ricavi nel 2014 sono pari a 453 milioni rispetto ai 5.997 milioni del 2013. La diminuzione dei ricavi risente principalmente dall'uscita dal Business della Raffinazione e della cessione del ramo d'azienda relativo al Business Power a ERG Power Generation S.p.A. a far data dal 1° luglio 2014.

ALTRI RICAVI E PROVENTI

Gli altri ricavisono principalmente verso società del Gruppo e riguardano in particolare ricavi per prestazioni diservizio e recuperispese varie. La voce include inoltre un contributo Legge 488/92 pari a 5 milioni ricevuto nel corso dell'esercizio relativo a business ceduti e l'effetto dello stralcio di partite contabili risalenti ad anni precedenti.

Si ricorda che nel 2013 la voce includeva 15 milioni di rimborso assicurativo relativo alla causa promossa da Polimeri Europa (ora Versalis) nei confronti di ERG al fine di ottenere il risarcimento dei danni conseguiti all'incendio verificatosi il 30 aprile 2006 negli impianti della Raffineria in Priolo Gargallo, adiacenti lo stabilimento di Polimeri.

COSTI PER ACQUISTI E VARIAZIONI DELLE RIMANENZE

I costi per acquisti si riferiscono principalmente a quelli del settore termoelettrico per approvvigionamento di energia elettrica, altre utilities e gas naturale relativamente al primo semestre 2014.

Si ricorda che nel 2013 la voce risentiva della variazione inventariale calcolata in base al metodo del costo medio ponderato.

COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI

I costi perservizi includono i costi commerciali, i costi per trasporto gas naturale,e il corrispettivo verso ERG Power S.r.l.relativo al contratto di tolling relativamente al primo semestre 2014. Gli altri costi operativi sono relativi principalmente al costo del lavoro, agli affitti passivi, agli accantonamenti per rischi, e oneri e alle imposte diverse da quelle sul reddito.

Il decremento rispetto al corrispondente periodo del 2013 è principalmente legato ai minori compensi di lavorazione,a seguito della già commentata progressiva uscita dal business della raffinazione.

Si ricorda che,nel 2013,i costi perservizi includevano i compensi di lavorazione della Raffineria ISAB e 32 milioni relativi all'accordo transattivo con la società Versalis S.p.A.

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI

Il decremento degli ammortamenti è dovuto principalmente al conferimento delle immobilizzazioni alla controllata ERG Services.

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

La voce include principalmente interessi attivi (+14 milioni), proventi intercompany netti (+7 milioni), differenze cambio nette (-3 milioni), interessi passivi (-4 milioni) e altri proventi (+0,8 milioni).

Il miglioramento rispetto al 2013 è dovuto principalmente a minori interessi passivi per circa 5 milioni, nonché a maggiori interessi attivi per circa 1 milione.

PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI

Nel 2014 la voce include principalmente la svalutazione della partecipazione in ERG Supply & Trading per 19 milioni, il ripristino del valore della partecipazione in ERG Renew per 39 milioni, la plusvalenza derivante dalla cessione della partecipazione in ERG Oil Sicilia per 17 milioni e i dividendi distribuiti da ISAB Energy per 23 milioni.

Si ricorda che nel 2013 la voce includeva prevalentemente i proventi relativi alla plusvalenza, pari a circa 195 milioni,realizzata nell'ambito dell'esercizio dell'opzione putsul 20% di ISAB S.r.l. e al netto delle componenti economiche accessorie.

IMPOSTE SUL REDDITO

Le imposte sul reddito nel 2014 sono positive per 5,2 milioni (positive per 19,2 milioni nel 2013). La voce include il saldo dell'IRES a debito per l'esercizio 2014 per 0,3 milioni, lo stralcio di imposte differite passive per circa 1,2 milioni ed anche i proventi pari a 0,2 milioni derivanti da istanza di rimborso presentata ai fini IRES per la sopravvenuta deducibilità dell'IRAP per gli anni d'imposta 2004-2007

Si ricorda che,nel 2013, le imposte includevano lo stralcio di imposte anticipate su perdite fiscali (21 milioni) relative all'addizionale Robin Tax applicata su ERG S.p.A.ritenute non più recuperabili.

In conseguenza di tale stralcio la già commentata dichiarata illegittimità costituzionale della Robin Tax non ha effetti sul Bilancio 2014 di ERG S.p.A.

SITUAZIONE PATRIMONIALE

In merito a quanto indicato nella premessa, si precisa pertanto che isaldi 2013 comprendono le attività e passività dei business conferiti nel 2014.Isaldi 2014 tengono conto degli avvenuti conferimenti e i relativi incrementi del valore delle partecipazioni.

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO
CAPITALE IMMOBILIZZATO	1.199,4	1.063,1
CAPITALE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO	(10,6)	(34,6)
TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	(0,3)	(1,2)
ALTRE ATTIVITÀ	132,1	157,1
ALTRE PASSIVITÀ	(233,5)	(249,8)
CAPITALE INVESTITO NETTO	1.087,1	934,6
PATRIMONIO NETTO	1.427,7	1.524,1
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(340,6)	(589,5)
MEZZI PROPRI E DEBITI FINANZIARI	1.087,1	934,6

Al 31 dicembre 2014 il capitale investito netto ammonta a circa 1.087 milioni,con un incremento di circa 152 milioni rispetto al 2013.

CAPITALE IMMOBILIZZATO

Il capitale immobilizzato è costituito principalmente dalle immobilizzazioni finanziarie. L'incremento è principalmente riferibile all'acquisto delle quote di minoranza di ISAB Energy per 145 milioni e all'incremento del valore delle partecipazioni in ERG Power Generation per 8 milioni e in ERG Services per 10 milioni a seguito dei conferimenti dei rami d'azienda effettuati nel 2014 parzialmente compensati dalla cessione della partecipazione in ERG Oil Sicilia per 14 milioni.

CAPITALE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO

Il capitale circolante operativo netto è costituito da crediti e debiti commerciali verso società del Gruppo e verso terzi.La variazione registrata è riconducibile alla progressiva uscita dal business della raffinazione e a fenomeni puntuali di fine periodo.

ALTRE ATTIVITÀ

Sono costituite principalmente da crediti verso l'erario e da altri crediti verso società del Gruppo.Tale voce include inoltre crediti per imposte anticipate e risconti attivi,principalmente riferibili alla sospensione del costo relativo ai"certificati verdi"in giacenza al 31 dicembre 2014.

ALTRE PASSIVITÀ

Sono costituite principalmente da debiti tributari a breve termine,da debiti verso società del Gruppo e altri debiti.Tale voce include inoltre gli altri fondi per rischi e oneri.

INDEBITAMENTO (DISPONIBILITÀ) FINANZIARIO NETTO

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013
RIEPILOGO INDEBITAMENTO (DISPONIBILITÀ) NETTO
INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGOTERMINE	–	33,9
INDEBITAMENTO (DISPONIBILITÀ) FINANZIARIO A BREVE TERMINE	(340,6)	(623,3)
TOTALE	(340,6)	(589,5)

Si riporta nella tabella seguente l'indebitamento finanziario a medio-lungo termine:

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013
INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGO TERMINE
DEBITI VERSO BANCHE A MEDIO-LUNGOTERMINE	13,6	119,2
QUOTA CORRENTE MUTUI E FINANZIAMENTI	(13,6)	(85,4)
TOTALE	–	33,9

L'indebitamento finanziario netto a breve è così costituito:

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013

INDEBITAMENTO (DISPONIBILITÀ) FINANZIARIO A BREVE TERMINE
DEBITI VERSO BANCHE A BREVE TERMINE	72,4	285,3
ALTRI DEBITI FINANZIARI A BREVE TERMINE	–	3,3
DEBITI FINANZIARI VERSO IMPRESE CONTROLLATE	551,7	19,4
PASSIVITÀ FINANZIARIE A BREVE TERMINE	624,1	307,9
DISPONIBILITÀ LIQUIDE	(822,1)	(797,4)
TITOLI E ALTRI CREDITI FINANZIARI	(4,6)	(21,2)
CREDITI FINANZIARI VERSO IMPRESE CONTROLLATE	(138,0)	(112,6)
ATTIVITÀ FINANZIARIE A BREVE TERMINE	(964,7)	(931,3)
TOTALE	(340,6)	(623,3)

I debiti e i crediti finanziari a breve verso controllate sono principalmente costituiti dai saldi dei conti correnti finanziari e di tesoreria centralizzata intrattenuti con le altre società del Gruppo nell'ambito dell'attività di gestione accentrata della finanza,ilsaldo al 31 dicembre 2014 risente in particolare della liquidità depositata in ERGS.p.A.da ISAB Energy,e derivante dall'uscita anticipata dalla convenzione CIP 6.

Gli altri debiti finanziari a breve includono inoltre i fair value deglistrumenti derivati in essere a fine periodo.

L'analisi della variazione dell'indebitamento finanziario netto è il seguente
-------------------------------------------------------------------------------

(MILIONI DI EURO)	31/12/2014	31/12/2013
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ DI ESERCIZIO
RISULTATO NETTO D'ESERCIZIO	46,1	150,6
AMMORTAMENTI	0,6	3,9
PLUSVALENZA CESSIONE 20% ISAB	–	(214,8)
VARIAZIONE CIRCOLANTE E ALTRE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ	(73,2)	65,6
ALTRO	–	47,9
TOTALE	(26,6)	53,2
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ DI INVESTIMENTO
INVESTIMENTI NETTI IN IMMOBIL. MATERIALI E IMMATERIALI	(0,3)	(2,5)
INVESTIMENTI NETTI IN IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE	(131,5)	(44,2)
INCASSO PER CESSIONE ISAB	–	434,6
TOTALE	(131,8)	387,9
FLUSSO DI CASSA DA PATRIMONIO NETTO
DIVIDENDI DISTRIBUITI	(142,8)	(57,1)
ACQUISTO AZIONI PROPRIE	–	–
ALTRE VARIAZIONI PATRIMONIO	0,4	0,4
TOTALE	(142,4)	(56,7)
VARIAZIONE INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	(300,8)	384,4
CONFERIMENTI	51,9	–
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO INIZIALE	(589,5)	(205,1)
VARIAZIONE DEL PERIODO	248,9	(384,4)
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO FINALE	(340,6)	(589,5)

La diminuzione della posizione finanziaria netta positiva rispetto al 31 dicembre 2013 è legata principalmente al pagamento dei dividendi da ERG S.p.A.(143 milioni) e dall'acquisizione della quota di minoranza di ISAB Energy e ISAB Energy Services (153 milioni).

NOTE GESTIONALI SULLE PRINCIPALI SOCIETÀ CONTROLLATE NON CONSOLIDATE(17) , COLLEGATE E JOINT VENTURE

Ionio Gas S.r.l. in liquidazione

Il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A.del 30 luglio 2012,ha deliberato di uscire dal progetto per la realizzazione del terminale di rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) nel Comune di Melilli, in provincia di Siracusa, con una capacità di 8 miliardi di metri cubi annui. I profondi mutamenti degli scenari sia energetici che economico finanziari, intervenuti a seguito della crisi iniziata nel 2008, e l'attuale configurazione delle attività del Gruppo sono alla base della decisione di non proseguire nel progetto.

L'Assemblea dei Soci di Ionio Gas del 29 ottobre 2012 all'unanimità ha votato favorevolmente per lo scioglimento e conseguente messa in liquidazione di Ionio Gas.

In data 27 novembre 2012 è stato finalizzato il deposito dell'atto della messa in liquidazione e della nomina del liquidatore.

In data 14 dicembre 2014 la Società ha approvato il Bilancio finale di liquidazione che si è chiuso con un saldo positivo di 115 migliaia di Euro e un piano di riparto finale che evidenzia un saldo attivo di 1,8 milioni (0,9 milioni).

ISAB Energy Solare S.r.l.

La Società, controllata interamente da ERG Renew S.p.A.svolge la propria attività nel settore delle energie rinnovabili,in particolare opera nella produzione di energia elettrica da fonte solare. La società detiene un impianto fotovoltaico presso il Sito industriale di ISAB Energy S.r.l. a Priolo Gargallo (SR) per la produzione di energia elettrica per una potenza installata pari a 968 kW entrato in esercizio commerciale nel corso del 2011.Nel corso del 2014 è stata acquisita la quota di minoranza del 49% da Princemark Limited.

La società ha chiuso l'esercizio al 31 dicembre 2014 con un risultato in utile di 0,1 milioni.

ERG Wind Investments Ltd.

In relazione agli obblighi di cui all'art. 2.6.2, comma 8, del Regolamento dei Mercati organizzati e gestiti da Borsa Italiana S.p.A.e tenuto conto del disposto di cui all'art.36 del Regolamento Mercati adottato dalla CONSOB con Delibera n.16191 del 29 ottobre 2007 e s.m.i.si attesta che (i) ERG S.p.A. ha acquisito da ERG Wind Investments Ltd. ¹⁸ lo statuto, la composizione e i poteri dei relativi organi sociali; (ii) ERG Wind Investments Ltd fornisce ai revisori del Gruppo le informazioni necessarie per condurre l'attività di controllo dei conti annuali e infra-annuali di ERG S.p.A. e dispone di un sistema amministrativo-contabile idoneo a far pervenire regolarmente alla Direzione e ai revisori del Gruppo i dati economici,patrimoniali e finanziari necessari per la redazione del Bilancio Consolidato.

¹⁷ Per maggiori dettagli sulle joint venture TotalErg e LUKERG Renew si rimanda ai capitoli specificamente dedicati.

¹⁸ Società estera controllata indirettamente non appartenente all'Unione Europea e che riveste significativa rilevanza sulla base delle disposizioni di cui al titolo VI, capo II del Regolamento Emittenti.

Si riporta diseguito la situazione contabile di ERGWind Investments Ltd predisposta ai fini della redazione del Bilancio Consolidato al 31 dicembre 2014.

CONTO ECONOMICO RICLASSIFICATO (MILIONI DI EURO)	2014
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	–
ALTRI RICAVI E PROVENTI	–
RICAVI TOTALI	–

COSTI PER ACQUISTI	–
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE	–
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI	(1,8)
COSTI DEL LAVORO	(0,6)
MARGINE OPERATIVO LORDO	(2,4)

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI	–
RISULTATO OPERATIVO	(2,4)

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	(33,8)
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	34,4
RISULTATO DELLA GESTIONE ORDINARIA	(1,8)

PROVENTI (ONERI) STRAORDINARI NETTI	–
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	(1,8)

IMPOSTE SUL REDDITO	11,1
RISULTATO NETTO	9,3

STATO PATRIMONIALE RICLASSIFICATO (MILIONI DI EURO)	31/12/2014
IMMOBILIZZAZIONI IMMATERIALI	–
IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI	–
PARTECIPAZIONI E ALTRE IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE	1.140,7
CAPITALE IMMOBILIZZATO	1.140,7

RIMANENZE	–
CREDITI COMMERCIALI	–
DEBITI COMMERCIALI	(0,7)
DEBITI VERSO ERARIO ACCISE	–
CAPITALE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO	(0,7)

TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	(0,2)
ALTRE ATTIVITÀ	74,1
ALTRE PASSIVITÀ	(33,8)
CAPITALE INVESTITO NETTO	1.180,0

PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO	70,0
PATRIMONIO NETTO DI TERZI	–
INDEBITAMENTO FINANZIARIO A MEDIO-LUNGOTERMINE	759,3
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO A BREVE TERMINE	350,7
MEZZI PROPRI E DEBITI FINANZIARI	1.180,0

ATTIVITÀ DI DIREZIONE E COORDINAMENTO DA PARTE DI ERG S.P.A.

ERG S.p.A.svolge un'attività di direzione e coordinamento nei confronti delle società controllate direttamente e indirettamente – nel rispetto dell'autonomia gestionale e operativa delle stesse,le quali beneficiano dei vantaggi,delle sinergie e delle economie discala derivanti dall'appartenenza al Gruppo – rappresentata dalla:

definizione delle strategie di business e del sistema di Corporate Governance e degli assetti societari;
determinazione di politiche generali comuni in materia dirisorse umane,contabilità,bilancio, fiscalità,finanza,risk management, comunicazione,relazioni istituzionali, ambiente salute e sicurezza.

Tenuto conto del nuovo Modello Organizzativo societario adottato dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2014 e in particolare del ruolo svolto da ERG Services S.p.A.nell'ambito della predetta riorganizzazione, le società italiane controllate direttamente e indirettamente nei confronti delle quali viene svolta ai sensi degli artt. 2497 e seguenti del Codice Civile l'attività di direzione e coordinamento nell'ambito sopra delimitato sono: ERG Renew S.p.A. – e le seguentisocietà dalla stessa controllate: ERG Eolica Adriatica S.r.l., ERG Eolica Amaroni S.r.l., ERG Eolica Basilicata S.r.l., ERG Eolica Calabria S.r.l., ERG Eolica Campania S.p.A., ERG Eolica Faeto S.r.l., ERG Eolica Fossa del Lupo S.r.l., ERG Eolica Ginestra S.r.l., ERG Eolica Lucana S.r.l., ERG Eolica San Cireo S.r.l.,ERG Eolica SanVincenzo S.r.l.,ERG Eolica Tirreno S.r.l.,ERG Renew Operations & Maintenance S.r.l., Green Vicari S.r.l., Eolico Troina S.r.l. in liquidazione, ISAB Energy Solare S.r.l.,ERG Wind Holdings(Italy) S.r.l.,ERG Wind Sardegna S.r.l.,ERG Wind Sicilia 2 S.r.l.,ERG Wind Sicilia 3 S.r.l., ERG Wind Sicilia 4 S.r.l., ERG Wind Sicilia 5 S.r.l., ERG Wind Sicilia 6 S.r.l., ERG Wind 2000 S.r.l., ERG Wind 4 S.r.l., ERG Wind 6 S.r.l., ERG Wind Leasing 4 S.r.l., ERG Wind Energy S.r.l. – nonché ERG Power Generation S.p.A., ERG Services S.p.A., ERG Supply & Trading S.p.A., ERG Power S.r.l., ISAB Energy S.r.l., ISAB Energy Services S.r.l.

Si precisa che ERG S.p.A.– pur avendo una partecipazione,diretta o indiretta,rilevante e,in alcuni casi, un ruolo di socio di riferimento nelle società TotalErg S.p.A. e Ionio Gas S.r.l. in liquidazione – non svolge alcuna attività di direzione e coordinamento nei loro confronti, anche per effetto, ove del caso, delle disposizioni contenute nei patti parasociali stipulati con gli altri soci.

Nel 2014 ERG S.p.A.ha svolto la propria attività di gestione delle varie partecipazioni,direttamente e indirettamente possedute, anche attraverso contratti di service delle attività di staff per un corrispettivo complessivo pari a 6,3 milioni.

Ha ricevuto inoltre riaddebiti di costi legati a progetti di ricerca e sviluppo per 0,9 milioni dal Consorzio Delta Ti Research.

ERG S.p.A. gestisce a livello centralizzato la tesoreria di alcune controllate. I rapporti sono regolati a condizioni di mercato.

Inoltre ERG S.p.A. gestisce in qualità di consolidante l'IVA di Gruppo e il"consolidato fiscale nazionale" con le principali società controllate del Gruppo. Al riguardo si segnala che ERG Renew S.p.A.gestisce in qualità di consolidante un proprio"consolidato fiscale nazionale"con alcune società del settore eolico mentre ERG Power S.r.l. aderisce al"consolidato fiscale"della controllante San Quirico.

Tutte le operazioni sono relative alla gestione ordinaria e sono regolate a condizioni di mercato.

PRIVACY - DOCUMENTO PROGRAMMATICO SULLA SICUREZZA

Nel corso del 2014 il Gruppo ERG ha investito adeguate risorse nel mantenimento di elevati livelli di applicazione del Codice Privacy (D. Lgs. 196/2003) e dei Provvedimenti emanati dall'Autorità Garante per la protezione dei dati personali promuovendo e aggiornando, in particolare, le proprie politiche disicurezza al fine di garantire un adeguato livello di protezione dei dati personali sottoposti a trattamento.

FATTI DI RILIEVO AVVENUTI DOPO LA CHIUSURA DELL'ESERCIZIO

In data 23 gennaio 2015 ERG Renew ha raggiunto un accordo per l'acquisizione dal gruppo PAI (PAI Polish Alternative Investments RES) del 100% del capitale di Hydro Inwestycje,società di diritto polacco titolare delle autorizzazioni necessarie per la realizzazione di un parco eolico in Polonia,nelle municipalità di Szydlowo e Stupsk, con una capacità prevista di 14 MW e una produzione di energia elettrica, a regime, stimata di oltre 36 GWh all'anno, pari a circa 2.600 ore equivalenti e a circa 30 kt di emissione di CO2 evitata. ERG Renew prevede di iniziare i lavori di realizzazione del parco eolico nel secondo trimestre 2015 per entrare in operatività a fine anno.L'investimento totale stimato per la realizzazione del parco è di circa 23 milioni, già inclusivo del corrispettivo riconosciuto in termini di enterprise value della società pari a circa 2,1 milioni. Il closing è avvenuto il 19 febbraio 2015. Il perfezionamento di questa operazione permetterà a ERG Renew di proseguire nelsuo percorso di crescita in un Paese ritenuto strategico per le sue potenzialità di sviluppo nell'eolico.

EVOLUZIONE PREVEDIBILE DELLA GESTIONE

Si riporta di seguito la prevedibile evoluzione dei principali indicatori di scenario e performance nel 2015:

RINNOVABILI

Gli ultimi due annisono stati di fondamentale importanza per ERG Renew,che attraverso l'operazione di acquisizione di IP Maestrale (ora ERG Wind),le acquisizioni in Est Europa e la realizzazione dei nuovi parchi in Italia e in Romania ha più che raddoppiato la potenza installata, diventando il primo operatore in Italia ed estendendo la propria presenza anche inGermania e Romania. Attraverso l'acquisizione di ERG Renew Operations & Maintenance,la società ha iniziato a effettuare internamente le attività di esercizio e manutenzione per circa la metà dei parchi eolici italiani,attività che sista progressivamente estendendo anche alla restante parte degli asset presenti in Italia, con importanti benefici in termini di efficienza operativa,contenimento di costi e disponibilità tecnica.

Nel corso del 2014 è iniziata la realizzazione del nuovo parco eolico in Polonia,della potenza installata di 42 MW,di cui è prevista l'entrata in esercizio a metà 2015 e verrà a breve avviata la realizzazionedi unnuovoparcodi 14 MWconl'obiettivodi completare lo stesso entro la finedel 2015, anno al termine del quale la potenza installata in Polonia sarà quindi di 56 MW.

Proseguono infine le attività volte a un ulteriore sviluppo della Società,attraverso la valutazione di potenziali nuove opportunità di investimento in particolare all'estero.

A parità di perimetro irisultati del 2015 sono attesi in lieve crescita rispetto al 2014 che era stato influenzato da dati anemologici significativamente inferiori alle medie storiche, grazie al parziale apporto dei nuovi parchi in corso di realizzazione all'estero,ed alle ulteriori efficienze derivanti dal proseguimento dell'internalizzazione delle attività di O&M.

POWER

L'anno 2015 sarà caratterizzato dall'importante discontinuità relativa agli accordi per la risoluzione anticipata della convenzione CIP 6 e la contestuale cessione dell'impianto di ISAB Energy avvenuta in data 30 giugno 2014,pertanto i risultati operativi dell'esercizio non includeranno il contributo di ISAB Energy,presente invece nel primo semestre del passato esercizio. Per quel che riguarda l'impianto di ERG Power, nonostante la permanenza di condizioni di mercato sfavorevoli agli impianti alimentati a gas con margini di generazione e fattori di utilizzo ancora depressi, nonché l'introduzione della già citata disciplina delle Unità Essenziali ex D.L.91/2004,si prevedono anche per il 2015 risultatisoddisfacenti,seppur inferiori a quelli del 2014. Il posizionamento geografico dell'impianto, la flessibilità dello stesso e i contratti di fornitura di lungo termine,consentiranno,infatti,di mantenere una redditività decisamente superiore a quella mediamente registrata dalla stessa tipologia di impianti in Italia.

DOWNSTREAM INTEGRATO

A seguito della cessione della partecipazione detenuta in ERG Oil Sicilia, avvenuta a fine 2014, il Downstream integrato nel 2015 beneficierà principalmente dei risultati della partecipazione detenuta in TotalErg.

Più in dettaglio, per quanto riguarda il settore della Commercializzazione, grazie al sensibile calo del costo dei prodotti sui mercati internazionali avvenuto negli ultimi mesi, con una sostanziale stabilità della componente fiscale (accise),si prevede un andamento dei consumi non inferiori a quelli del 2014.

In tale contesto, proseguono gli sforzi della Società volti all'ottenimento della massima efficienza gestionale,e all'implementazione del piano di riqualificazione della propria rete iniziato nel corso del 2012 volto a rendere la stessa più competitiva in termini di erogato medio e più sostenibile nel lungo periodo.

Inoltre,il mantenimento di un livello depresso dei prezzi petroliferisui mercati internazionali,potrebbe favorire un recupero dei margini della raffinazione in linea con quanto avvenuto nelsecondo semestre del 2014.

Con la definitiva interruzione delle attività di Raffinazione presso la Raffineria di Roma e la conseguente trasformazione delsito industriale in un polo logistico,l'esposizione nelsettore si è ridotta in misura significativa,mentre verrà potenziato il ruolo strategico degli asset logistici del Gruppo. L'anno 2015 beneficierà inoltre della piena disponibilità della Raffineria Sarpom, posseduta al 24% da TotalERG, che nel quarto trimestre 2014 è stata interessata dalla fermata generale pluriennale.

PerilsettoreDownstream integrato nelsuo complesso si attendono peril 2015 risultati migliori rispetto a quelli del 2014.

Alla luce di quanto sopra, il margine operativo lordo del Gruppo è atteso in riduzione rispetto a quello del 2014;il confronto tuttavia riflette principalmente le discontinuità di portafoglio relative alla cessione dell'impianto di ISAB Energy,in data 30 giugno 2014,e alla vendita di ERGOil Sicilia,in data 29 dicembre 2014.Al netto ditali discontinuità irisultatisarebbero in lieve crescita.

RISCHI E INCERTEZZE RELATIVI ALL'EVOLUZIONE DELLA GESTIONE

In riferimento alle stime e alle previsioni contenute nella presente sezione si evidenzia che i risultati effettivi potranno differire in misura anche significativa rispetto a quelli annunciati in relazione a una molteplicità di fattori,tra cui:l'evoluzione futura dei prezzi,le performances operative degli impianti,l'impatto delle regolamentazioni delsettore energetico,della distribuzione di carburanti e in materia ambientale, altri cambiamenti nelle condizioni di business e nell'azione della concorrenza.

Genova, 11 marzo 2015

per il Consiglio di Amministrazione il Presidente Edoardo Garrone

PROPOSTA DEL CONSIGLIO DI AMMINISTRAZIONE

Signori Azionisti,

concludiamo la nostra relazione invitandoVi a:

approvare il Bilancio di Esercizio della Vostra Società al 31 dicembre 2014 che si chiude con un utile di 46.050.489,17 Euro;
deliberare il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 0,50 Euro per azione.Il dividendo sarà pagato a ciascuna delle azioni aventi diritto agli utili in circolazione alla data distacco cedola, con esclusione quindi, ai sensi dell'art. 2357-ter del Codice Civile, delle azioni proprie, mediante utilizzo dell'utile dell'esercizio e per la parte residua mediante utilizzo degli utili a nuovo;
deliberare la messa in pagamento del dividendo a partire dal 20 maggio 2015, previo stacco cedola a partire dal 18 maggio 2015 e record date il 19 maggio 2015.

Genova, 11 marzo 2015

per il Consiglio di Amministrazione il Presidente Edoardo Garrone

BILANCIO SEPARATO SE BILAN

SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA(1)

(EURO)	NOTE	31/12/2014		31/12/2013

ATTIVITÀ IMMATERIALI	1	315.762		1.675.315
AVVIAMENTO			–
IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI	2	2.776.369		12.872.753
PARTECIPAZIONI ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE	3 4	1.074.059.241 119.592.754		886.454.774 160.586.533
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	118.669.885	159.951.534
ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE	5	18.126.303		14.785.650
ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI	6	4.607.321		2.349.767
ATTIVITÀ NON CORRENTI		1.219.477.751		1.078.724.792
RIMANENZE			–	–
CREDITI COMMERCIALI	7	74.825.952		218.441.233
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	63.295.091	10.554.447
ALTRI CREDITI E ATTIVITÀ CORRENTI	8	112.057.006		105.227.166
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	77.990.748	72.684.997
ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI	9	142.620.609		115.474.354
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	138.019.483	112.607.080
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI	10	822.124.226		791.596.866
ATTIVITÀ CORRENTI		1.151.627.792		1.230.739.619
ATTIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE			–	413.208.012
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	–	28.853.913
TOTALE ATTIVITÀ		2.371.105.543		2.722.672.422

PATRIMONIO NETTO	11	1.427.706.861		1.524.071.204
TRATTAMENTO FINE RAPPORTO	12	310.183		758.304
PASSIVITÀ PER IMPOSTE DIFFERITE	13	1.842.952		5.027.336
FONDI PER RISCHI E ONERI NON CORRENTI	14	83.638.515		91.660.695
PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI	15		–	33.864.635
ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI	16	7.603.481		4.590.546
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	–	–
PASSIVITÀ NON CORRENTI		93.395.130		135.901.516
FONDI PER RISCHI E ONERI CORRENTI	17	35.886.579		16.116.267
DEBITI COMMERCIALI	18	85.181.942		299.301.180
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	34.463.135	641.759
PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI	19	624.121.916		307.834.821
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	551.718.943	19.405.069
ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI	20	104.813.115		107.100.420
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	98.822.449	32.368.108
PASSIVITÀ CORRENTI		850.003.551		730.352.688
PASSIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE			–	332.347.015
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	–	39.955.927
TOTALE PASSIVITÀ		2.371.105.543		2.722.672.422

(1) rispetto a quanto rappresentato nella situazione patrimoniale-finanziaria del Bilancio 2013 sono state apportate riclassifiche sulle attività e passività destinate a essere trasferite a valle del perfezionamento del perimetro di conferimento del Business Power

CONTO ECONOMICO(1)

(EURO)	NOTE	2014		2013
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	24		122.252.195		63.519.473
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	63.320.139		6.070.456
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	33	–		–
ALTRI RICAVI E PROVENTI	25		12.415.682		10.418.786
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	3.630.231		10.166.508
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	33	8.059.000		–
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE PRODOTTI
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE MATERIE PRIME			–		–
COSTI PER ACQUISTI	26		(103.109.395)		(55.386.201)
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	(88.106.992)		(50.341.898)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI	27		(56.998.562)		(29.291.543)
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	(15.761.063)		(4.256.718)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	33	(18.311.000)		(4.102.751)
COSTI DEL LAVORO	28		(15.314.409)		(26.609.578)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	33	(2.840.000)		–
MARGINE OPERATIVO LORDO			(40.754.489)		(37.349.063)

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
IMMOBILIZZAZIONI	29		(274.833)		(2.589.876)

PROVENTI (ONERI) DA CESSIONE RAMO D'AZIENDA			–		–
PROVENTI FINANZIARI	30		25.661.631		17.905.393
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	8.120.118		–
ONERI FINANZIARI	30		(10.832.622)		(11.286.108)
DI CUI CON PARTI CORRELATE	34	(1.386.669)		(513.473)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	30		14.829.009		6.619.285
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	31		58.776.533		(30.988.180)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	33	–		(51.341.295)
ALTRI PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI			–		–
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI	31		58.776.533		(30.988.180)

RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE			32.576.220		(64.307.833)
IMPOSTE SUL REDDITO	32		8.425.163		9.380.144
DI CUI POSTE NON RICORRENTI		3.168.721		(19.064.733)
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ
IN FUNZIONAMENTO			41.001.383		(54.927.690)

RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ
DESTINATE A ESSERE TRASFERITE			5.049.106		84.093.327
DI CUI POSTE NON RICORRENTI		–		119.934.330
RISULTATO NETTO DEL PERIODO			46.050.489		29.165.637

(1) il Conto Economico dell'anno 2014 e dell'anno 2013 sono rappresentati secondo quanto stabilito dall'IFRS 5,"Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate". Il Conto Economico del 2013 è presentato con l'esclusione dei risultati economici dei Business Oil e Power. Rispetto a quanto rappresentato nel Bilancio 2013 sono state apportate ulteriori riclassifiche sul 2013 a valle del perfezionamento del perimetro di conferimento del Business Power. Il Conto Economico dell'anno 2014 è presentato con l'esclusione dei risultati economici della Business Unit Power che è stata conferita in ERG Power Generation S.p.A. a partire dal 1° luglio 2014

ALTRE COMPONENTI DI CONTO ECONOMICO COMPLESSIVO

( EURO)	2014	2013
RISULTATO NETTO DEL PERIODO	46.050.489	29.165.637
VARIAZIONI CHE NON SARANNO RICLASSIFICATE A CONTO ECONOMICO
VARIAZIONE ATTUARIALE FONDOTFR	(26.655)	53.265
IMPOSTE SUL REDDITO RIFERITE ALLA VARIAZIONE ATTUARIALE FONDOTFR	7.330	(14.648)
TOTALE	(19.325)	38.617
VARIAZIONI CHE SARANNO RICLASSIFICATE A CONTO ECONOMICO
VARIAZIONE DELLA RISERVA DI CASH FLOW HEDGE	269.049	546.207
IMPOSTE SUL REDDITO RIFERITE ALLA VARIAZIONE DELLA RISERVA DI CASH FLOW HEDGE	(97.380)	(150.207)
TOTALE	171.669	396.000
ALTRE COMPONENTI DEL RISULTATO COMPLESSIVO AL NETTO DELLE IMPOSTE	152.344	434.617
RISULTATO NETTO COMPLESSIVO	46.202.833	29.600.254

RENDICONTO FINANZIARIO

(MIGLIAIA DI EURO)	NOTE	31/12/2014	31/12/2013
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ DI ESERCIZIO (A)
RISULTATO NETTO ATTIVITÀ IN FUNZIONAMENTO		46.050	29.166
- AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI DELLE IMMOBILIZZAZIONI	29	565	3.932
- VARIAZIONE NETTA DEI FONDI PER RISCHI E ONERI	14, 17	11.749	64.427
- VARIAZIONE NETTA DELLE ATTIVITÀ (PASSIVITÀ) PER IMPOSTE ANTICIPATE (DIFFERITE)	5, 13	(21)	9.244
- SVALUTAZIONE DEI CREDITI		–	692
- PLUSVALENZE/MINUSVALENZE DA REALIZZO DI ATTIVITÀ NON CORRENTI		–	372
- SVALUTAZIONI NETTE DI IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE	3	10.170	85.810
- RIVALUTAZIONI NETTE DI IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE		(38.793)	(34.708)
- PLUSVALENZA SU ESERCIZIO OPZIONE PUT IN ISAB S.R.L.		–	(198.678)
- VARIAZIONE DEL TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	12	19	(51)
FLUSSO DI CASSA DELLA GESTIONE CORRENTE		29.740	(39.795)
VARIAZIONE DELLE ALTRE ATTIVITÀ E PASSIVITÀ DI ESERCIZIO
- VARIAZIONE DELLE RIMANENZE		–	111.141
- VARIAZIONE DEI CREDITI COMMERCIALI	7	143.615	(130.176)
- VARIAZIONE DEI DEBITI COMMERCIALI	18	(214.119)	22.379
- VARIAZIONE NETTA DI ALTRI CREDITI/DEBITI E DI ALTRE ATTIVITÀ/PASSIVITÀ		(8.622)	48.045
		(79.126)	51.389

TOTALE		(49.386)	11.595
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ D'INVESTIMENTO (B)
ACQUISIZIONI DI ATTIVITÀ IMMATERIALI E AVVIAMENTO	1	(287)	(2.099)
ACQUISIZIONI DI IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI		–	(323)
ACQUISIZIONI PARTECIPAZIONI	3	(145.027)	–
INCASSO DA ESERCIZIO OPZIONE PUT ISAB S.R.L.		–	425.588
DISINVESTIMENTI DI ATTIVITÀ IMMATERIALI	1	–	172
DISINVESTIMENTI DI IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI	2	39	(211)
DISINVESTIMENTI DI PARTECIPAZIONI	3	13.546	–
TOTALE		(131.729)	423.127
FLUSSO DI CASSA DA ATTIVITÀ DI FINANZIAMENTO (C)
NUOVI FINANZIAMENTI NON CORRENTI		–	–
RIMBORSI DI FINANZIAMENTI NON CORRENTI		(107.265)	(165.536)
VARIAZIONE NETTA DELLE ATTIVITÀ/PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI	4, 15	114.394	86.090
VARIAZIONE NETTA DELLE PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI VERSO BANCHE	19	316.287	(265.278)
VARIAZIONE NETTA DELLE ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI	9	30.641	(76.857)
AUMENTI/RIMBORSI DI CAPITALE SOCIALE		–	–
DIVIDENDI		(142.804)	(57.121)
ALTRE VARIAZIONI DI PATRIMONIO NETTO	11	389	434
TOTALE		211.642	(478.268)
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO (A+B+C)		30.527	(43.546)
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A INIZIO PERIODO	10	791.597	840.993
FLUSSO DI CASSA NETTO DEL PERIODO		30.527	(43.546)
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO
ANTE RICLASSIFICA IFRS 5		822.124	797.446
RICLASSIFICA ATTIVITÀ/PASSIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE		–	(5.849)
DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI A FINE PERIODO	10	822.124	791.597

PROSPETTO DELLE VARIAZIONI DEL PATRIMONIO NETTO

	CAPITALE SOCIALE	RISERVE	UTILE (PERDITA) DI ESERCIZIO	TOTALE PATRIMONIO NETTO
(MIGLIAIA DI EURO)
SALDO AL 31/12/2012	15.032	1.515.061	21.499	1.551.593

DESTINAZIONE DEL RISULTATO 2012	–	21.499	(21.499)	–
DISTRIBUZIONE DIVIDENDI	–	(57.121)	–	(57.121)
RISULTATO ESERCIZIO 2013	–	–	29.166	29.166
VARIAZIONE ATTUARIALE FONDOTFR	–	39	–	39
VARIAZIONE RISERVA DI CASH FLOW HEDGE	–	396	–	396
RISULTATO NETTO COMPLESSIVO	–	435	29.166	29.600

SALDO AL 31/12/2013	15.032	1.479.874	29.166	1.524.070

DESTINAZIONE DEL RISULTATO 2013	–	29.166	(29.166)	–
DISTRIBUZIONE DIVIDENDI	–	(142.804)	–	(142.804)
ALTRE VARIAZIONI	–	236	–	236
RISULTATO ESERCIZIO 2014	–	–	46.050	46.050
VARIAZIONE ATTUARIALE FONDOTFR	–	(19)	–	(19)
VARIAZIONE RISERVA DI CASH FLOW HEDGE	–	172	–	172
RISULTATO NETTO COMPLESSIVO	–	153	46.050	46.203
SALDO AL 31/12/2014	15.032	1.366.625	46.050	1.427.707

NATURA DELLA SOCIETÀ

ERG S.p.A.,società quotata in Borsa dal 1997,opera,anche attraverso le proprie partecipate,nel settore della produzione di energia da fonti rinnovabili e da impianti termoelettrici,nella commercializzazione di energia elettrica, vapore e gas,. commercializzazione e distribuzione di prodotti petroliferi sia nel mercato italiano che internazionale.

IFRS 5 NEL BILANCIO SEPARATO

Il Modello Organizzativo implementato dal Gruppo ERG a partire dal 1° gennaio 2014, prevede per la Capogruppo ERG S.p.A. un ruolo"Corporate" che garantisca l'indirizzo strategico, il controllo direzionale e il presidio del capitale umano,finanziario e relazionale.

A tale risultato si è giunti mediante la "societarizzazione"in appositi veicoli partecipativi di scopo dei business precedentemente svolti direttamente da ERG S.p.A. Le società di scopo, interamente partecipate da ERG S.p.A.possono così focalizzarsisui rispettivi business,dotandosi di adeguate strutture proprie in grado di garantire efficienza gestionale,spinta allo sviluppo e risposta tempestiva alla volatilità dei mercati di riferimento.

Tale fattispecie si configura,sotto il profilo dei Principi Contabili Internazionali adottati per la redazione del Bilancio Separato di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2014, e più precisamente del principio IFRS 5, come "dismissione di gruppo di attività": in ossequio a tale principio si è pertanto provveduto a enucleare nel Conto Economico 2014 il risultato netto di tali attività cedute. Per la predisposizione del Conto Economico del Bilancio 2013,relativamente al trasferimento della BusinessUnit Power,era stata riclassificata ai fini IFRS 5 la migliore stima delle poste patrimoniali ed economiche non essendo ancora stato formalizzato il perimetro oggetto del conferimento; a valle della formalizzazione del perimetro di conferimento della Business Unit Power avvenuto il 1°luglio 2014,sono state apportate riclassifiche IFRS 5 alla colonna del Conto Economico 2013, come enucleato nellaNota 21 – Attività e passività destinate ad essere trasferite e risultato netto. Rispetto all'ipotesi precedente è stata mantenuta nell'ambito del perimetro di ERGS.p.A. la commercializzazione al mercato dell'energia prodotta dai parchi eolici delle società del Gruppo. In conseguenza di quanto sopra riportato lo Stato Patrimoniale 2014 non comprende isaldi delle attività e passività cedute per via delle scritture contabili di conferimento finalizzate in data 1° gennaio 2014 e 1° luglio 2014.

CRITERI DI REDAZIONE

Il Bilancio al 31 dicembre 2014 è stato redatto,senza alcuna deroga, in applicazione dei Principi Contabili Internazionali emanati dall'International Accounting Standard Board (IASB) e omologati dall'Unione Europea, includendo tra questi anche tutti i principi internazionali oggetto di interpretazione (International Financial Reporting Standards – IFRS) e le interpretazioni dell'International Financial Reporting Interpretation Committee (IFRIC) e del precedente Standing Interpretations Committee (SIC).

Il Bilancio,espresso in Euro,è stato redatto secondo il principio generale del costo,a eccezione delle attività finanziarie disponibili per la vendita, delle attività finanziarie possedute per la negoziazione, nonché degli strumenti derivati che sono stati valutati al fair value.

Ai fini di una maggior chiarezza espositiva si è ritenuto preferibile indicare nelle note tutti gli importi arrotondati alle migliaia di Euro; di conseguenza, in alcuni prospetti,gli importi totali possono leggermente discostarsi dalla somma degli importi che li compongono.

Il Bilancio al 31 dicembre 2014 è stato sottoposto a revisione contabile da parte della società Deloitte & Touche S.p.A.secondo le modalità previste dalla normativa CONSOB.

CONTENUTO E FORMA DEI PROSPETTI CONTABILI

ERG S.p.A. presenta il Conto Economico per natura,struttura ritenuta più rappresentativa rispetto alla presentazione per destinazione. La forma scelta è, infatti, conforme alle modalità di reporting interno e di gestione.

Con riferimento allo Stato Patrimoniale è stata adottata una forma di presentazione con la distinzione delle attività e passività in correnti e non correnti,secondo quanto consentito dallo IAS 1.

Il rendiconto finanziario è strutturato sulla base del metodo indiretto.

Inoltre come richiesto dalla Delibera CONSOB 15519 del 27 luglio 2006 nello schema del Conto Economico sono stati indicatiseparatamente quei proventi e onerisignificativi derivanti da operazioni non ricorrenti o da fatti che non si ripetono frequentemente nel consueto svolgimento dell'attività.Tali poste sono commentate in un'apposita nota.

Sempre in applicazione della suddetta delibera CONSOB,negli schemi della situazione patrimoniale-finanziaria e del Conto Economico sono stati indicati separatamente gli importi relativi alle posizioni e transazioni con parti correlate.Tali poste sono commentate in un'apposita nota.

PRINCIPI CONTABILI E CRITERI DI VALUTAZIONE

Si riportano di seguito i Principi Contabili adottati e i criteri di valutazione applicati per la redazione del Bilancio al 31 dicembre 2014.

ATTIVITÀ IMMATERIALI

Le attività immateriali sono iscritte nell'attivo,secondo quanto disposto dallo IAS 38 – Attività immateriali, quando le stesse sono identificabili, è probabile che l'uso genererà benefici economici futuri e il costo può essere determinato in modo attendibile.

Tali attività sono iscritte al costo di acquisto o di produzione,comprensivo di tutti gli oneri accessori a esse imputabili, e ammortizzate a quote costanti in relazione alla loro utilità temporale. La vita utile viene riesaminata con periodicità annuale ed eventuali cambiamenti, laddove necessari,sono apportati con applicazione prospettica.

Non sono presenti attività immateriali con vita utile indefinita né costi di sviluppo.

I costi di ricerca vengono spesati direttamente a Conto Economico nel periodo in cui vengono sostenuti.

Le altre attività immaterialirilevate a seguito dell'acquisizione di un'azienda sono iscritte separatamente dall'avviamento se il loro valore corrente può essere determinato in modo attendibile.

IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI

Gli immobili, impianti e macchinari sono iscritti al costo di acquisto o di produzione.

I costi di ampliamento,ammodernamento e trasformazione e i costi di manutenzione sono capitalizzatisolo se vanno a incrementare i benefici economici futuri del bene cuisi riferiscono. I costi relativi alle manutenzioni cicliche sono iscritti all'attivo patrimoniale come componente distinta del bene principale nell'esercizio in cui sono sostenuti e sono inclusi nel processo di ammortamento considerando una vita utile appropriata.

Il costo dei beni, in presenza di obbligazioni attuali, include gli oneri per lo smantellamento, la rimozione delle attività e il ripristino del sito, da sostenere al momento dell'abbandono delle strutture, rilevati in contropartita a uno specifico fondo. Tali oneri sono iscritti a partire dalla data in cui risultano stimabili in modo attendibile per quelle attività in cui è prevedibile una futura dismissione e stimabile il termine in cui avverrà.

L'imputazione a Conto Economico dell'onere capitalizzato avviene attraverso il processo di ammortamento.

L'ammortamento è calcolato a quote costanti sulla vita utile stimata.Quando l'attività materiale è costituita da più componentisignificative aventi vite utili differenti,l'ammortamento è effettuato per ciascuna componente. Il valore da ammortizzare è rappresentato dal valore di iscrizione ridotto del presumibile valore residuo,se significativo e ragionevolmente determinabile.

I terreni non sono oggetto di ammortamento, anche se acquistati congiuntamente a un fabbricato. I beni gratuitamente devolvibili sono ammortizzati nel periodo minore tra la vita stimata del cespite e la durata della concessione.

Non vi sono operazioni significative di locazione finanziaria così come definite dallo IAS 17. Le aliquote di ammortamento applicate sono le seguenti:

	%
FABBRICATI INDUSTRIALI	2,75 - 5,5
IMPIANTI GENERICI	10
MOBILI E ARREDI UFFICIO	12
MACCHINE ELETTRONICHE	20
ATTREZZATURE	25
SPESE INCREMENTATIVE	8 - 25

PERDITA DI VALORE DELLE ATTIVITÀ (IMPAIRMENT TEST)

Il Gruppo verifica, almeno una volta l'anno, la recuperabilità del valore contabile delle attività immateriali e degli immobili,impianti e macchinari,al fine di determinare se visia qualche indicazione che tali attività possano aversubito una perdita di valore.Se esiste tale indicazione, occorre stimare il valore recuperabile dell'attività per determinare l'eventuale perdita di valore. Quando non è possibile stimare il valore recuperabile di un singolo bene,il Gruppo stima il valore recuperabile dell'unità generatrice di flussi finanziari cui il bene appartiene.

Il valore recuperabile di un'attività è il maggiore tra il valore corrente al netto dei costi di vendita e il suo valore d'uso determinato come valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati. Una perdita di valore è iscritta se il valore recuperabile è inferiore al valore contabile.Quando, successivamente,una perdita su attività,diverse dall'avviamento,viene meno o si riduce,il valore contabile dell'attività o dell'unità generatrice di flussi finanziari è incrementato sino alla nuova stima del valore recuperabile senza eccedere il valore che sarebbe stato determinato se non fosse stata rilevata alcuna perdita.

PARTECIPAZIONI

Le partecipazioni in imprese controllate, joint venture e collegate sono iscritte al costo di acquisto o di sottoscrizione ridotto per perdite durature di valore.

La differenza positiva,emergente all'atto dell'acquisto,tra il costo di acquisizione e la quota di patrimonio netto a valori correnti della partecipata di competenza della Società è pertanto inclusa nel valore di carico della partecipazione.

Nel caso in cui il valore a bilancio di alcune partecipazioni risultisuperiore alla corrispondente quota di patrimonio netto desunta dagli ultimi bilanci approvati,tale valore viene mantenuto qualora lo stesso non costituisca una perdita di valore duratura.

Le partecipazioni in altre imprese sono valutate al fair value con imputazione degli effetti a patrimonio netto.Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo eventualmente svalutato per perdite di valore e i dividendi distribuiti da tali società sono inclusi nella voce"Proventi netti da partecipazioni".

ATTIVITÀ FINANZIARIE

Lo IAS 39 prevede la classificazione delle attività finanziarie nelle seguenti categorie:

attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a Conto Economico (FVTPL): Fair Value Through Profit or Loss;
investimenti detenuti fino a scadenza (HTM):Held-To-Maturity investments;
finanziamenti e crediti (L&R): Loans and Receivables;
attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS):Available For Sale financial investments.

Inizialmente tutte le attività finanziarie sono rilevate al fair value, aumentato, nel caso di attività diverse da quelle denominate FVTPL, degli oneri accessori.

Al momento della sottoscrizione,si considera se un contratto contiene derivati impliciti. I derivati implicitisono scorporati dal contratto ospite se questo non è valutato al fair value quando l'analisi mostra che le caratteristiche economiche e i rischi non sono strettamente correlati a quelli del contratto ospite.

ll Gruppo determina la classificazione delle proprie attività finanziarie dopo la rilevazione iniziale e,ove adeguato e consentito,rivede tale classificazione alla chiusura di ciascun esercizio finanziario.

Attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a Conto Economico (FVTPL) Questa categoria comprende:
le attività detenute per la negoziazione;
le attività designate al momento della prima rilevazione come attività finanziarie al fair value con variazioni imputate a Conto Economico.

Le attività detenute per la negoziazione sono tutte quelle attività acquisite ai fini di vendita nel breve termine.I derivati,inclusi quelliscorporati,sono classificati come strumenti finanziari detenuti perla negoziazione a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficace. Utili o perdite sulle attività detenute per la negoziazione sono rilevati a Conto Economico.

Al 31 dicembre 2014 nessuna attività finanziaria è stata designata al fair value con variazioni imputate a Conto Economico.

Investimenti detenuti fino a scadenza (HTM)

Le attività finanziarie che non sono strumenti derivati e che sono caratterizzate da pagamenti a scadenza fissa o determinabile sono classificate come"Investimenti detenuti fino a scadenza"quando il Gruppo ha l'intenzione e la capacità di mantenerle in portafoglio fino alla scadenza.

Dopo la rilevazione iniziale gli investimenti finanziari detenuti fino a scadenza sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di sconto effettivo. Gli utili e le perdite sono rilevati a Conto Economico nel momento in cui l'investimento viene contabilmente eliminato o al manifestarsi di una perdita di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Al 31 dicembre 2014 il Gruppo non detiene investimenti classificati come detenuti sino alla scadenza.

Finanziamenti e crediti (L&R)

I finanziamenti e creditisono attività finanziarie non derivate con pagamenti fissi o determinabili che non sono quotati su un mercato attivo.

Gli utili e le perdite sono iscritti a Conto Economico quando i finanziamenti e crediti sono contabilmente eliminati o al manifestarsi di perdite di valore, oltre che attraverso il processo di ammortamento.

I crediti commercialisono iscritti al loro fair value corrispondente al valore nominale e successivamente ridotto per eventuali perdite di valore. I crediti commerciali la cui scadenza non rientra nei normali termini commerciali e che non sono produttivi di interessi vengono attualizzati.

Attività finanziarie disponibili per la vendita (AFS)

Le attività finanziarie disponibili per la vendita sono quelle attività finanziarie,esclusi glistrumenti finanziari derivati,che sono state designate come tali o non sono classificate in nessun'altra delle tre precedenti categorie.

Dopo l'iscrizione iniziale le attività finanziarie detenute per la vendita sono valutate al fair value e gli utili e le perdite sono iscritti in una voce separata del patrimonio netto.

Tra le attività finanziarie disponibili per la vendita sono comprese le partecipazioni in società diverse da quelle controllate e collegate di cui ERG detiene direttamente o indirettamente una percentuale di proprietà inferiore al 20%.

Quando il fair value non può essere attendibilmente determinato, le partecipazioni sono valutate al costo eventualmente svalutato per perdite di valore e i dividendi distribuiti da tali società sono inclusi nella voce"Altri proventi (oneri) da partecipazioni netti".

Lo IAS 39 prevede iseguenti metodi di valutazione:fair value e metodo del costo ammortizzato.

Fair value

In caso di titoli diffusamente negoziati nei mercati regolamentati, il valore equo è determinato facendo riferimento alla quotazione di borsa rilevata al termine delle negoziazioni alla data di chiusura dell'esercizio.

Per gli investimenti peri quali non esiste un mercato attivo,il valore equo è determinato mediante tecniche di valutazione basate su:

• prezzi di transazioni recenti fra parti indipendenti;
• il valore corrente di mercato di uno strumento sostanzialmente simile;
• l'analisi dei flussi finanziari attualizzati;
• modelli di apprezzamento delle opzioni.

Metodo del costo ammortizzato

Gli"Investimenti detenuti fino a scadenza"e i"Finanziamenti e crediti"sono valutati al costo ammortizzato, calcolato usando il metodo del tasso disconto effettivo al netto di ogni accantonamento per perdita di valore. Tale calcolo comprende ogni sconto o premio di acquisto e include le commissioni che sono una parte integrante del tasso di interesse effettivo e dei costi di transazione.

PERDITA DI VALORE SU ATTIVITÀ FINANZIARIE

Il Gruppo verifica a ogni data di bilancio se un'attività finanziaria o gruppo di attività finanziarie ha subito una perdita di valore.

Se esiste un'indicazione oggettiva che un finanziamento o credito iscritti al costo ammortizzato ha subito una perdita di valore, l'importo della perdita è misurato come la differenza fra il valore contabile dell'attività e il valore attuale dei flussi finanziari futuri stimati scontato al tasso di interesse effettivo originale.

Il valore contabile dell'attività viene ridotto mediante l'utilizzo di un fondo accantonamento. L'importo della perdita viene rilevato a Conto Economico.

Il Gruppo valuta l'esistenza di indicazioni oggettive di perdita di valore a livello individuale.

Se,in un periodo successivo,l'importo della perdita di valore si riduce e tale riduzione può essere oggettivamente ricondotta a un evento verificatosi dopo tale rilevazione, il valore precedentemente ridotto può essere ripristinato. Eventuali successivi ripristini di valore sono rilevati a Conto Economico, nella misura in cui il valore contabile dell'attività non supera il costo ammortizzato alla data del ripristino.

Con riferimento ai crediti commerciali, un accantonamento per perdita di valore si effettua quando esiste indicazione oggettiva (quale, a esempio, la probabilità di insolvenza o significative difficoltà finanziarie del debitore) che il Gruppo non sarà in grado di recuperare tutti gli importi dovuti in base alle condizioni originali.

Il valore contabile del credito è ridotto mediante il ricorso a un apposito fondo. I crediti soggetti a perdita di valore sono stornati se ritenuti irrecuperabili.

Il Gruppo ha applicato le disposizioni previste dall'IFRS 2 a partire dal 1° gennaio 2005 e quindi a tutti i piani di stock option attuati dopo tale data.

Alla data del 31 dicembre 2014 non risultano in essere piani di stock option.

CASSA E ALTRE DISPONIBILITÀ LIQUIDE EQUIVALENTI

La cassa e le disponibilità liquide equivalenti sono iscritte, a secondo della loro natura, al valore nominale.

Secondo quanto indicato dallo IAS 7,rientrano nella definizione di cash equivalentsil denaro in cassa e i depositi bancari/postali rimborsabili a vista,gli investimenti a breve termine prontamente convertibili in un ammontare di liquidità. Sono inoltre inclusi anche gli investimenti a breve il cui valore di rimborso sia predeterminato alla data di acquisto/iscrizione iniziale.

PASSIVITÀ FINANZIARIE

Lo IAS 39 prevede la classificazione delle passività finanziarie nelle seguenti categorie:

passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a Conto Economico (FVTPL): Fair Value Through Profit or Loss;
altre passività finanziarie.

Tutti i finanziamenti sono rilevati inizialmente al fair value del corrispettivo ricevuto al netto degli oneri accessori di acquisizione del finanziamento.

Dopo la rilevazione iniziale, i finanziamenti sono valutati con il criterio del costo ammortizzato usando il metodo del tasso di interesse effettivo.

Ogni utile o perdita è contabilizzato a Conto Economico quando la passività è estinta,oltre che attraverso il processo di ammortamento.

Le passività finanziarie al fair value con variazioni imputate a Conto Economico comprendono le"Passività detenute per la negoziazione".

Le "Passività detenute per la negoziazione"sono tutte quelle acquisite ai fini di vendita nel breve termine e comprendono glistrumenti derivati,inclusi quelliscorporati,a meno che non siano designati come strumenti di copertura efficace.Utili o perdite sulle passività detenute per la negoziazione sono rilevati a Conto Economico.

Al 31 dicembre 2014 nessuna passività finanziaria è stata designata al fair value con variazioni imputate a Conto Economico.

CANCELLAZIONE DI ATTIVITÀ E PASSIVITÀ FINANZIARIE

Un'attività finanziaria (o, ove applicabile, parte di un'attività finanziaria o parte di un gruppo di attività finanziarie simili) viene cancellata da bilancio quando:

i diritti a ricevere flussi finanziari dall'attività sono estinti;
il Gruppo conserva il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività,ma ha assunto l'obbligo contrattuale di corrisponderli interamente e senza ritardi a una terza parte;
il Gruppo ha trasferito il diritto a ricevere flussi finanziari dall'attività e ha trasferito sostanzialmente tutti i rischi e benefici della proprietà dell'attività finanziaria oppure non ha trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici dell'attività,ma ha trasferito il controllo della stessa.

Nei casi in cui il Gruppo abbia trasferito i diritti a ricevere flussi finanziari da un'attività e non abbia né trasferito né trattenuto sostanzialmente tutti i rischi e benefici o non abbia perso il controllo sulla stessa,l'attività viene rilevata nel Bilancio del Gruppo nella misura delsuo coinvolgimento residuo nell'attività stessa.

Una passività finanziaria viene cancellata dal bilancio quando l'obbligo sottostante la passività è estinto, o annullato od adempiuto.

STRUMENTI FINANZIARI DERIVATI E OPERAZIONI DI COPERTURA

Gli strumenti finanziari derivati sono inizialmente rilevati al fair value alla data in cui sono stipulati. Successivamente tale fair value viene periodicamente rivalutato. Sono contabilizzati come attività quando il fair value è positivo e come passività quando è negativo.

AZIONI PROPRIE

Le azioni proprie sono iscritte in riduzione del patrimonio netto. Il costo originario, le svalutazioni per riduzione di valore,i proventi e le perdite derivanti dalle eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto.

OPERAZIONI IN VALUTA ESTERA

Sono registrate al tasso di cambio in vigore alla data dell'operazione. Le attività e passività monetarie in valuta estera sono convertite al tasso di cambio in essere alla data di riferimento del bilancio. Le poste non monetarie sono mantenute al cambio di conversione dell'operazione tranne nel caso di andamento sfavorevole persistente del tasso di cambio. Sono rilevate a Conto Economico, nella voce "Oneri e proventi finanziari",sia le differenze cambio generate dall'estinzione di poste a tassi differenti rispetto alla conversione al momento della rilevazione iniziale sia quelle relative alle poste monetarie alla data di chiusura del bilancio.

FONDI RISCHI E ONERI

ERG S.p.A.rileva fondi rischi e oneri quando:

esiste un'obbligazione attuale, legale o implicita, nei confronti di terzi;
è probabile che si renderà necessario l'impiego di risorse del Gruppo per adempiere l'obbligazione;
può essere effettuata una stima attendibile dell'ammontare dell'obbligazione stessa.

Le variazioni di stima sono riflesse nel Conto Economico del periodo in cui la variazione è avvenuta. Quando l'effetto finanziario del tempo è significativo e le date di pagamento delle obbligazioni sono stimabili, l'accantonamento è oggetto di attualizzazione utilizzando un tasso disconto che riflette la valutazione corrente del costo del denaro in relazione al tempo. L'incremento del fondo connesso al trascorrere del tempo è imputato a Conto Economico alla voce"Proventi (oneri) finanziari".

Quando la passività è relativa ad attività materiali (per esempio smantellamento e ripristino siti), il fondo è rilevato in contropartita all'attività cui si riferisce e l'imputazione a Conto Economico avviene attraverso il processo di ammortamento.

Nelle Note al Bilancio vengono illustrate le passività potenzialisignificative rappresentate da:

obbligazioni possibili (ma non probabili), derivanti da eventi passati, la cui esistenza sarà confermata solo al verificarsi o meno di uno o più eventi futuri non totalmente sotto il controllo dell'impresa;
obbligazioni attuali derivanti da eventi passati il cui ammontare non può essere stimato attendibilmente o il cui adempimento potrebbe non essere oneroso.

BENEFICI AI DIPENDENTI

Sino al 31 dicembre 2006 il FondoTrattamento di Fine Rapporto (TFR) delle società italiane era considerato un piano a benefici definiti. La disciplina di tale fondo è stata modificata dalla Legge 27 dicembre 2006,n.296 ("Legge Finanziaria 2007") e successivi decreti e regolamenti emanati nei primi mesi del 2007. Alla luce di tali modifiche, e in particolare con riferimento alle società con almeno 50 dipendenti,tale istituto è ora da considerarsi un piano a benefici definiti esclusivamente per le quote maturate anteriormente al 1° gennaio 2007 e non ancora liquidate alla data di bilancio, mentre successivamente a tale data esso è assimilabile a un piano a contribuzione definita.

La passività relativa ai piani a benefici definiti è determinata,separatamente per ciascun piano, sulla base di ipotesi attuariali,stimando l'ammontare dei benefici futuri che i dipendenti hanno maturato alla data di riferimento, ed è rilevata per competenza lungo il periodo di maturazione del diritto; la valutazione della passività è effettuata da attuari indipendenti.

Gli utili e le perdite attuariali relative a piani a benefici definiti derivanti da variazioni delle ipotesi attuariali utilizzate o da modifiche delle condizioni del piano sono rilevati pro quota a Conto Economico,perla rimanente vita lavorativa media dei dipendenti che partecipano al piano, se e nei limiti in cui il loro valore netto non rilevato al termine dell'esercizio precedente eccede il maggiore valore tra il 10% della passività relativa al piano e il 10% del fair value delle attività al suo servizio.

PIANI RETRIBUTIVI SOTTO FORMA DI PARTECIPAZIONE AL CAPITALE (STOCK OPTION)

Secondo quanto stabilito dall'IFRS 2 (Pagamenti basati su azioni), le stock option a favore dei dipendenti vengono valorizzate al fair value al momento dell'assegnazione delle stesse secondo modelli che tengono conto di fattori ed elementi (il prezzo di esercizio dell'opzione, la durata dell'opzione,il prezzo corrente delle azionisottostanti,l'attesa volatilità del prezzo delle azioni, ecc.) vigenti al momento dell'assegnazione.

Il diritto diviene esercitabile dopo un certo periodo e al verificarsi di certe condizioni. Il valore complessivo delle opzioni viene ripartito pro-rata temporislungo il periodo suddetto e iscritto in una specifica voce di patrimonio netto, con contropartita una voce di Conto Economico.

Alla fine di ogni esercizio il valore del fair value di ogni opzione precedentemente determinato non viene rivisto né aggiornato, ma rimane acquisito nel patrimonio netto a titolo definitivo; a tale data viene invece aggiornata la stima del numero di opzioni che matureranno fino alla scadenza (e quindi del numero dei dipendenti che avranno diritto a esercitare le opzioni).

La variazione di stima viene portata a riduzione del patrimonio netto con contropartita a Conto Economico.

La società ha applicato le disposizioni previste dall'IFRS 2 a partire dal 1° gennaio 2005 e quindi a tutti i piani di stock option attuati dopo tale data.

Alla data del 31 dicembre 2014 non risultano in essere piani di stock option.

RICONOSCIMENTO DEI RICAVI

I ricavi delle vendite e delle prestazioni di servizi sono rilevati quando si verifica l'effettivo trasferimento deirischi e dei vantaggirilevantitipici della proprietà,in coincidenza con il momento della consegna o in base alle diverse specifiche contrattuali,o al compimento della prestazione. Gli stanziamenti di ricavi relativi a servizi parzialmente resi sono rilevati per il corrispettivo maturato,sempre che sia possibile determinarne attendibilmente lo stadio di completamento e non sussistano incertezze di rilievo sull'ammontare e sull'esistenza del ricavo e dei relativi costi; diversamente sono rilevati nei limiti dei costi sostenuti recuperabili.

I ricavisono iscritti al netto di resi,sconti,abbuoni e premi,nonché delle imposte direttamente connesse.

Nel caso sia prevista una dilazione di pagamento che non rientra nei normali termini commerciali, viene separata dai ricavi la componente finanziaria che verrà attribuita come provento nel periodo della dilazione. Le permute tra beni o servizi di natura e valore simile, in quanto non rappresentative di operazioni di vendita,non determinano la rilevazione di ricavi e costi.

I contributi in conto impianti vengono iscritti al momento in cui esiste una formale delibera di erogazione ossia è venuto meno ogni eventuale vincolo alla loro riscossione e sono riconosciuti a Conto Economico in relazione alla durata degli investimenti,con la finalità di compensare l'ammortamento economico-tecnico degli impianti stessi.

DIVIDENDI

I dividendi sono rilevati quando, in seguito all'assunzione della delibera da parte dell'Assemblea, è stabilito il diritto degli azionisti a ricevere il pagamento.

PROVENTI E ONERI FINANZIARI

Sono rilevati per competenza sulla base degli interessi maturatisul valore netto delle relative attività e passività finanziarie utilizzando il tasso di interesse effettivo.

IMPOSTE

Le imposte correnti sono accantonate in base a una previsione dell'onere di pertinenza dell'esercizio, tenendo anche conto degli effetti relativi all'adesione al"consolidato fiscale"della maggior parte delle società del Gruppo.

Le imposte sul reddito sono rilevate nel Conto Economico a eccezione di quelle relative a voci direttamente addebitate o accreditate a una riserva di patrimonio netto il cui effetto fiscale è anch'esso riconosciuto direttamente a patrimonio netto.

Le imposte differite attive (o imposte anticipate) vengono iscritte in bilancio solo se il loro futuro recupero è probabile.

In merito alle imposte differite attive relative alle perdite fiscali riportabilisi rimanda a quanto indicato nel paragrafo successivo.

Le imposte differite vengono calcolate sulla base delle aliquote fiscali attese nei periodi in cui le differenze temporanee tassabili saranno recuperate.

Le attività per imposte anticipate e le passività per imposte differite sono classificate tra le attività e le passività non correnti.

Si ricorda che in data 15 luglio 2011 è stata approvata la Legge n. 111/2011 di conversione del Decreto Legge n.98/2011 recante"Disposizioni urgenti per la stabilizzazione finanziaria del Paese"(Manovra correttiva 2011). In particolare, il Decreto Legge ha modificato l'art. 84 del TUIR relativo al riporto delle perdite fiscali,eliminando il limite temporale di 5 anni previsto ai fini della riportabilità delle perdite fiscali pregresse (che diventano,pertanto, illimitatamente riportabili),e introducendo un limite quantitativo all'utilizzo delle perdite fiscali pregresse pari all'80% dei redditi prodotti negli esercizi successivi. Il citato limite quantitativo dell'80% non trova applicazione per le perdite fiscali generatesi nei primi tre esercizi dalla costituzione della società, a condizione che si riferiscano a una nuova attività produttiva.

Le nuove disposizioni erano state applicate già dall'esercizio 2011 e come chiarito dalla circolare 53/E 2011 dell'Agenzia delle Entrate,anche con effetto sulle perdite fiscali generatesi antecedentemente al 2011 e ancora oggetto di riporto in avanti secondo la precedente normativa.

ROBIN TAX

Con sentenza n. 10 del 11 febbraio 2015, la Corte Costituzionale ha dichiarato l'incostituzionalità non retroattiva dell'addizionale IRES del 6,5% per le imprese operanti neisettori del petrolio e dell'energia ("Robin Tax"), introdotta dall'art. 81 comma 16 del D.L. 112/2008 (conv. Legge 133/2008) e successive modifiche. La declaratoria di incostituzionalità produce gli effetti a partire dal 12 febbraio 2015, giorno successivo a quello della pubblicazione della sentenza nella Gazzetta Ufficiale. Ai fini del presente Bilancio si è pertanto proceduto al calcolo delle imposte correnti considerando,ove applicabile,l'addizionale IRES di cui all'art.81 del D.L. 112/2008 (cosiddetta"Robin Tax"). Per quanto riguarda le imposte differite attive e passive si ricorda che nel Bilancio 2013 si era proceduto allo stralcio di imposte anticipate su perdite fiscali (21 milioni) relative all'addizionale Robin Tax in quanto ritenute non più recuperabili. In considerazione di tale stralcio la dichiarata incostituzionalità non retroattiva dell'addizionale Robin Tax, non ha effetti sul presente Bilancio.

CERTIFICATI AMBIENTALI

I"certificati bianchi"(Titoli di Efficienza Energetica) sono attribuiti a fronte del conseguimento di risparmi energetici attraverso l'applicazione di tecnologie e sistemi efficienti; sono iscritti fra le attività finanziarie negoziabili in considerazione dell'esistenza di un mercato attivo organizzato e gestito dal G.M.E.

I"certificati bianchi"sono contabilizzati per competenza e rilevati tra le altre attività correnti, in proporzione al risparmio di TEP (Tonnellate Equivalenti di Petrolio) effettivamente consuntivato nell'esercizio.

La valorizzazione deglistessi è effettuata al valore di mercato medio dell'ultimo mese dell'anno salvo che il valore di mercato di fine anno non sia significativamente inferiore,relativamente ai"certificati bianchi"destinati al mercato.

La valorizzazione dei"certificati bianchi" destinati al ritiro da parte del GSE, è effettuata sulla base del valore stabilito all'art.9 comma 2 delD.M.del 5 settembre 2011,ovvero al prezzo vigente per gli stessi al momento di entrata in esercizio dell'unità di cogenerazione. Per le unità di cogenerazione entrate in esercizio in data antecedente all'entrata in vigore del D.M.menzionato,il prezzo di riferimento è quello vigente alla medesima data di entrata in vigore. Il prezzo di ritiro rimane costante durante il periodo di incentivazione.

In relazione all'obbligo di consegna al GSE dei "certificati verdi" da fonti non rinnovabili, questi ultimisono rilevati per competenza.Qualora il quantitativo di"certificati verdi" acquistato prima della chiusura dell'esercizio di competenza risulti inferiore al quantitativo necessario per l'adempimento dell'obbligo di legge, la società rileva l'onere ancora da sostenere per i titoli non ancora acquistati, in contropartita alla passività verso il GSE. Qualora invece alla fine dell'esercizio, il quantitativo di"certificati verdi" acquistato prima della chiusura dell'esercizio di competenza risultisuperiore al quantitativo necessario per

l'adempimento dell'obbligo di legge,la società rileva un risconto attivo pari ai costi da rettificare, in quanto di competenza dell'esercizio successivo.

La valorizzazione degli stessi è effettuata al prezzo di acquisto.

USO DI STIME - RISCHI E INCERTEZZE

La redazione delle situazioni contabili in applicazione degli IFRS richiede da parte di ERG l'effettuazione di stime e di assunzioni che hanno effetto sui valori delle attività e delle passività di bilancio e sull'informativa relativa ad attività e passività potenziali.L'elaborazione ditalistime ha implicato l'utilizzo di informazioni disponibili e l'adozione di valutazioni soggettive. Per loro natura le stime e le assunzioni utilizzate possono variare di esercizio in esercizio e,pertanto, non è da escludersi che negli esercizisuccessivi gli attuali valori di bilancio potranno dif-

ferire a seguito del mutamento delle valutazioni soggettive utilizzate.

Le principalistime perle quali è maggiormente richiesto l'impiego di valutazionisoggettive sono state utilizzate,tra l'altro,per:

gli accantonamenti per rischi su crediti, per obsolescenza di magazzino e svalutazione di attivo;
la definizione della vita utile delle immobilizzazioni e i correlati ammortamenti;
gli accantonamenti perfondirischi di natura ambientale e per passività correlate a contenziosi di natura legale e fiscale;in particolare,i processi valutativi riguardano sia la determinazione del grado di probabilità di avveramento delle condizioni che possono comportare un esborso finanziario,sia la quantificazione del relativo ammontare;
le imposte differite attive, la cui iscrizione è supportata dalle prospettive d'imponibilità del Gruppo risultanti dalla redditività attesa prevista dai piani industriali e dalla previsione di composizione e rinnovo dei consolidati fiscali;
la procedura di verifica della tenuta di valore delle attività immateriali,materiali e delle altre partecipazioni,descritta in particolare nel paragrafo Impairment testsu partecipazioni implica – nella stima del valore d'uso – l'utilizzo di Piani finanziari delle partecipate che sono basati su un insieme di assunzioni e ipotesi relative a eventi futuri e azioni degli organi amministrativi delle partecipate, che non necessariamente si verificheranno. Analoghi processi estimativisono necessari in caso di riferimento al valore di presumibile realizzo a causa dell'incertezza insita in ogni negoziazione.

Le stime e le assunzioni sono riviste periodicamente e gli effetti di ogni variazione sono riflessi a Conto Economico nel periodo in cui la variazione è avvenuta.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI E INTERPRETAZIONI APPLICATI DAL 1° GENNAIO 2014

I seguenti Principi Contabili, emendamenti e interpretazioni sono stati applicati per la prima volta dal Gruppo a partire dal 1° gennaio 2014.

In data 12 maggio 2011 lo IASB ha emesso il principio IFRS 10 – Bilancio Consolidato che sostituirà lo IAS 27 – Bilancio Consolidato e Separato, per la parte relativa al Bilancio Consolidato e il SIC-12 Consolidamento – Società a destinazione specifica (società veicolo). Il precedente IAS 27 è stato ridenominato Bilancio Separato e disciplina il trattamento contabile delle partecipazioni nel Bilancio Separato.Le principali variazionistabilite dal nuovo principio sono le seguenti:

secondo l'IFRS 10 vi è un unico principio base per consolidare tutte le tipologie di entità e tale principio è basato sul controllo.Tale variazione rimuove l'incoerenza percepita tra il precedente IAS 27 (basato sul controllo) e il SIC 12 (basato sul passaggio dei rischi e dei benefici);
è stata introdotta una nuova definizione di controllo basata su tre elementi:(a) potere sull'impresa acquisita; (b) esposizione, o diritti, a rendimenti variabili derivanti dal coinvolgimento con la stessa; (c) capacità di utilizzare il potere per influenzare l'ammontare di tali rendimenti;
l'IFRS 10 richiede che un investitore, per valutare se ha il controllo sull'impresa acquisita, si focalizzi sulle attività che influenzano in modo sensibile i rendimenti della stessa;
l'IFRS 10 richiede che, nel valutare l'esistenza del controllo,si considerino solamente i dirittisostanziali,ossia quelli che sono esercitabili in pratica quando devono essere prese le decisioni rilevanti sull'impresa acquisita;
l'IFRS 10 prevede guide pratiche di ausilio nella valutazione se esiste il controllo in situazioni complesse, quali il controllo di fatto, i diritti di voto potenziali, le situazioni in cui occorre stabilire se colui che ha il potere decisorio sta agendo come agente o principale,ecc.

In termini generali, l'applicazione dell'IFRS 10 richiede un significativo grado di giudizio su un certo numero di aspetti applicativi.

Il principio è applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.

In data 12 maggio 2011 lo IASB ha emesso il principio IFRS 11 Accordi di compartecipazione che sostituirà lo IAS 31 – Partecipazioni in joint venture e il SIC-13 – Imprese a controllo congiunto – Conferimenti in natura da parte dei partecipanti al controllo congiunto.Il nuovo principio, fermi restando i criteri per l'individuazione della presenza di un controllo congiunto, fornisce dei criteri per il trattamento contabile degli accordi di compartecipazione basatisui diritti e sugli obblighi derivanti da tali accordi piuttosto che sulla forma legale degli stessi, distinguendo tra joint venture e joint operation. Secondo l'IFRS 11, l'esistenza di un veicolo separato non è una condizione sufficiente per classificare un accordo di compartecipazione come una joint venture.Per le joint venture,dove le parti hanno dirittisolamente sul patrimonio netto dell'accordo, il principio stabilisce come unico metodo di contabilizzazione nel Bilancio Consolidato il metodo del patrimonio netto.Perle joint operation, dove le parti hanno dirittisulle attività e obbligazioni per le passività dell'accordo, il principio prevede la diretta iscrizione nel Bilancio Consolidato (e nel Bilancio Separato) del proquota delle attività,delle passività,dei costi e dei ricavi derivanti dalla joint operation. Il nuovo principio è applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014. A seguito dell'emanazione del nuovo principio IFRS 11,lo IAS 28 – Partecipazioni in imprese collegate è stato emendato per comprendere nelsuo ambito di applicazione,dalla data di efficacia del principio, anche le partecipazioni in imprese a controllo congiunto.
In data 12 maggio 2011 lo IASB ha emesso il principio IFRS 12 Informazioni addizionali su partecipazioni in altre imprese che è un nuovo e completo principio sulle informazioni addizionali da fornire nel Bilancio Consolidato per ogni tipologia di partecipazione, ivi incluse quelle in imprese controllate,gli accordi di compartecipazione,collegate,società a destinazione specifica e altre società veicolo non consolidate. Il principio è applicabile in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
In data 16 dicembre 2011 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti allo IAS 32 Composizione di attività finanziarie e passività finanziarie,per chiarire l'applicazione di alcuni criteri perla compensazione delle attività e delle passività finanziarie presenti nello IAS 32.Gli emendamenti si applicano in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
Il 28 giugno 2012 lo IASB ha pubblicato il documento Consolidated Financial Statements, Joint Arrangements andDisclosure of InterestsinOther Entities:Transition Guidance (Amendmentsto IFRS 10,IFRS 11 and IFRS 12).Il documento chiarisce le regole di transizione dell'IFRS 10 Bilancio Consolidato,IFRS 11 Joint Arrangements e l'IFRS 12 Disclosure of Interests in Other Entities.Queste modifiche si applicano, unitamente ai principi di riferimento, dal 1° gennaio 2014.
Il 31 ottobre 2012 sono stati emessi gli emendamenti all'IFRS 10,all'IFRS 12 e allo IAS 27"Entità di investimento", che introducono un'eccezione al consolidamento di imprese controllate per le società di investimento, a eccezione dei casi in cui le loro controllate forniscano servizi che si riferiscono alle attività di investimento di talisocietà.In applicazione di tali emendamenti,le società di investimento devono valutare i propri investimenti in controllate a fair value. I seguenti criteri sono stati introdotti per la qualificazione come società di investimento e, quindi, per poter accedere alla suddetta eccezione:
ottenere fondi da uno o più investitori con lo scopo di fornire loro servizi di gestione degli investimenti;
impegnarsi nei confronti dei propri investitori a perseguire la finalità di investire i fondi esclusivamente per ottenere rendimenti dalla rivalutazione del capitale,dai proventi dell'investimento o da entrambi;
misurare e valutare la performance di sostanzialmente tutti gli investimenti in base al fair value.

Tali emendamenti si applicano,unitamente ai principi di riferimento,dal 1° gennaio 2014.

Il 29 maggio 2013 lo IASB ha emesso alcuni emendamenti allo IAS 36 Riduzione di valore delle attività – Informazioni integrative sul valore recuperabile delle attività non finanziarie. Le modifiche mirano a chiarire che le informazioni integrative da fornire circa il valore recuperabile delle attività (incluso l'avviamento) o unità generatrici di flussi finanziari,nel caso in cui il loro valore recuperabile si basi sul fair value al netto dei costi di dismissione, riguardano soltanto le attività o unità generatrici di flussi finanziari per le qualisia stata rilevata o ripristinata una perdita per riduzione di valore,durante l'esercizio.Le modifiche si applicano in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
In data 27 giugno 2013 lo IASB ha pubblicato emendamenti allo IAS 39"Strumenti finanziari: Rilevazione e valutazione – Novazione di derivati e continuazione della contabilizzazione di copertura".Le modifiche riguardano l'introduzione di alcune esenzioni ai requisiti dell'hedge accounting definiti dallo IAS 39 nella circostanza in cui un derivato esistente debba essere sostituito con un nuovo derivato in una specifica fattispecie in cui questa sostituzione sia nei confronti di una controparte centrale (Central Counterparty –CCP) a seguito dell'introduzione di una nuova legge o regolamento. Le modifiche si applicano in modo retrospettivo dal 1° gennaio 2014.
In data 20 maggio 2013 è stata pubblicata l'interpretazione IFRIC 21 Levies, che fornisce chiarimenti sul momento di rilevazione di una passività collegata a tributi (diversi dalle imposte sul reddito) imposti da un ente governativo per un'impresa che deve pagare tali tributi. Il principio affronta sia le passività per tributi che rientrano nel campo di applicazione dello IAS 37 - Accantonamenti,passività e attività potenziali,sia quelle per i tributi il cui timing e importo sono certi.

Non sisegnalano effettisignificativisulla presente Relazione Finanziaria Annuale con riferimento all'adozione di suddetti principi.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI E INTERPRETAZIONI NON ANCORA APPLICABILI E NON ADOTTATI IN VIA ANTICIPATA DAL GRUPPO

In data 12 dicembre 2013 lo IASB ha pubblicato il documento Annual Improvementsto IFRSs: 2010-2012 Cycle che recepisce le modifiche ai principi nell'ambito del processo annuale di miglioramento degli stessi. Le principali modifiche riguardano:

IFRS 2 Share Based Payments Definition of vesting condition.Sono state apportate delle modifiche alle definizioni di"vesting condition"e di"market condition"e aggiunte le ulteriori definizioni di"performance condition" e "service condition"(in precedenza incluse nella definizione di"vesting condition").
IFRS 3 Business Combination Accounting for contingent consideration.La modifica chiarisce che una "contingent consideration" classificata come un'attività o una passività finanziaria deve essere rimisurata a fair value a ogni data di chiusura dell'esercizio e le variazioni di fair value sono rilevate nel Conto Economico o tra gli elementi di Conto Economico Complessivo sulla base dei requisiti dello IAS 39 (o IFRS 9).
IFRS 8 Operating segments Aggregation of operating segments. Le modifiche richiedono a un'entità di dare informativa in merito alle valutazioni fatte dal management nell'applicazione dei criteri di aggregazione dei segmenti operativi, inclusa una descrizione deisegmenti operativi aggregati e degli indicatori economici considerati nel determinare se tali segmenti operativi abbiano"caratteristiche economiche simili".
IFRS 8 Operating segments Reconciliation of total of the reportable segments' assets to the entity's assets. Le modifiche chiariscono che la riconciliazione tra il totale delle attività dei segmenti operativi e il totale delle attività dell'entità deve essere presentata solo se il totale delle attività deisegmenti operativi viene regolarmente rivisto dal più alto livello decisionale operativo.
IFRS 13 Fair Value Measurement Short-term receivables and payables. Sono state modificate le"Basis for Conclusions"di tale principio al fine di chiarire che con l'emissione dell'IFRS 13,e le conseguenti modifiche allo IAS 39,resta valida la possibilità di contabilizzare i crediti e debiti commerciali correntisenza rilevare gli effetti di un'attualizzazione,qualora tali effetti risultino non materiali.
IAS 16 Property, plant and equipment e IAS 38 Intangible Assets Revaluation method: proportionate restatement of accumulated depreciation/amortization.Le modifiche hanno eliminato le incoerenze nella rilevazione dei fondi ammortamento quando un'attività materiale o immateriale è oggetto di rivalutazione: i nuovi requisiti chiariscono che il valore di carico lordo sia adeguato in misura consistente con la rivalutazione del valore di carico dell'attività e che il fondo ammortamento risulti pari alla differenza tra il valore di carico lordo e il valore di carico al netto delle perdite di valore contabilizzate.
IAS 24 Related Parties Disclosures Key management personnel. Si chiarisce che nel caso in cui i servizi dei dirigenti con responsabilità strategiche siano forniti da un'entità (e non da una persona fisica),tale entità sia da considerare una parte correlata.

Il 12 dicembre 2013 lo IASB ha pubblicato il documento Annual Improvementsto IFRSs:2011- 2013 Cycle che recepisce le modifiche ai principi nell'ambito del processo annuale di miglioramento degli stessi. Le principali modifiche riguardano:

IFRS 1 First-time Adoption of International Financial Reporting Standards Meaning of "effective IFRS".Viene chiarito che l'entità che adotta per la prima volta gli IFRS, in alternativa all'applicazione di un principio correntemente in vigore alla data del primo bilancio IAS/IFRS,può optare per l'applicazione anticipata di un nuovo principio destinato a sostituire il principio in vigore.L'opzione è ammessa solamente quando il nuovo principio consente l'applicazione anticipata. Inoltre deve essere applicata la stessa versione del principio in tutti i periodi presentati nel primo bilancio IAS/IFRS.
IFRS 3 Business Combinations Scope exception for joint ventures. La modifica chiarisce che il paragrafo 2(a) dell'IFRS 3 esclude dall'ambito di applicazione dell'IFRS 3 la formazione di tutti i tipi di"joint arrangement", come definiti dall'IFRS 11.
IFRS 13 Fair Value Measurement Scope of portfolio exception. La modifica chiarisce che la"portfolio exception"inclusa nel paragrafo 52 dell'IFRS 13 si applica a tutti i contratti inclusi nell'ambito di applicazione dello IAS 39 (o IFRS 9), indipendentemente dal fatto che soddisfino la definizione di attività e passività finanziarie fornita dallo IAS 32.
IAS 40 Investment Properties Interrelationship between IFRS 3 and IAS 40.La modifica chiarisce che l'IFRS 3 e lo IAS 40 non si escludono vicendevolmente e che,al fine di determinare se l'acquisto di una proprietà immobiliare rientri nell'ambito di applicazione dell'IFRS 3, occorre far riferimento alle specifiche indicazioni fornite dall'IFRS 3;per determinare,invece, se l'acquisto in oggetto rientri nell'ambito dello IAS 40, occorre far riferimento alle specifiche indicazioni dello IAS 40.

Il 21 novembre 2013 lo IASB ha pubblicato il documento Amendmentsto IAS 19 – Defined Benefit Plans: Employee Contributions. L'emendamento chiarisce che i contributi ai piani a benefici definiti per i dipendenti e per i terzi che sono collegati a un servizio reso devono essere attribuite ai periodi in cui il servizio è reso.

Le modifiche si applicano a partire dagli esercizi che hanno inizio dal 1° luglio 2014 o da data successiva. È consentita un'applicazione anticipata.

Il Gruppo non ha applicato in via anticipata i Principi sopra menzionati.

PRINCIPI CONTABILI, EMENDAMENTI ED INTERPRETAZIONI IFRS NON ANCORA OMOLOGATI DALL'UNIONE EUROPEA

Alla data del presente Bilancio Consolidato gli organi competenti dell'Unione Europea non hanno ancora concluso il processo di omologazione necessario per l'adozione degli emendamenti e dei principi sotto descritti.

IFRS 14 Regulatory Deferral Accounts.
Amendmentsto IFRS 11:Accounting for Acquisitions of Interestsin Joint Operations.
Amendmentsto IAS 16 and IAS 38:Clarification of Acceptable Methods ofDepreciation and Amortisation.
IFRS 15 Revenue from Contracts with Customers.
IFRS 9 Financial Instruments.
Amendmentsto IAS 27: Equity Method in Separate Financial Statement.
Amendmentsto IFRS 10 and IAS 28:Sale or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or joint venture.
Il 25 settembre 2014 lo IASB ha emesso l'Annual Improvements to IFRSs 2012-2014 Cycle. L'insieme di emendamenti ha riguardato iseguenti principi:
IFRS 5 Non-current Asset Held for Sale and Discontinued Operations;
IFRS 7 Financial Instruments:Disclosures;
IAS 19 Employee Benefits;
IAS 34 Interim Financial Reporting.
Amendmentsto IFRS 10,12 e allo IAS 28:Investment Entities:Applying the Consolidation Exception;
Amendmentsto IAS 1:Disclosure Initiative.

NUOVO MODELLO ORGANIZZATIVO

Nel 2014 si è finalizzata la razionalizzazione organizzativa del Gruppo,tramite un progetto che ha visto il coinvolgimento del top management e che ha portato alla definizione di un nuovo modello organizzativo di Gruppo il cui obiettivo è stato quello di garantire l'allineamento tra strategie di business e modello aziendale di funzionamento,ricercando il contesto ottimale in cui le persone di ERG possano esprimere al meglio il proprio patrimonio di idee e competenze. La nuova organizzazione è stata varata nelle ultime settimane dell'anno 2013 e la sua concreta attuazione,sia per quanto concerne gli adempimenti formali sia per quanto riguarda il riallineamento di tutti i processi operativi, è avvenuta nel corso del 2014.

Trattamento contabile – IFRS 5

In data 1° gennaio 2014 hanno avuto efficacia i conferimenti dei rami d'azienda relativi a ERG Supply & Trading S.p.A. ed ERG Services S.p.A., che hanno pertanto assunto piena operatività da inizio anno, mentre in data 1° luglio 2014 ha avuto efficacia il conferimento del ramo d'azienda relativo a ERG Power Generation S.p.A.

La fattispecie relativa al conferimento della Business Unit Powersi configura,sotto il profilo dei Principi Contabili Internazionali adottati per la redazione del Bilancio Separato di ERG S.p.A al 31 dicembre 2014,e più precisamente del principio IFRS 5,come"dismissione di gruppo di attività".

In riferimento alla suddetta operazione,si segnala che nel Bilancio Separato di ERG S.p.A. i risultati contabili e le attività e passività relative al Business Power (discontinued operations)sono indicati separatamente in applicazione di quanto richiesto dall'IFRS 5.

Nel presente Bilancio le singole voci dello Stato Patrimoniale 2014 accolgono pertanto i valori delle attività e passività non destinate alla dismissione,in quanto le voci trasferite sono state contabilmente rilevate con le scritture di conferimento finalizzate in data 1° luglio 2014. Lo Stato Patrimoniale del 2013 includeva già il dettaglio delle attività e passività relative ai business ceduti, pertanto i dati del 2014 e 2013 sono comparabili.

Relativamente al Conto Economico,le singole voci accolgono i valori dei ricavi e dei costi delle attività non destinate alla dismissione. I ricavi e costi delle attività destinate alla dismissione sono inclusi in un'unica riga"Risultato netto di attività destinate alla dismissione". In ossequio a tale principio si è pertanto provveduto a enucleare nel Conto Economico 2014 ilrisultato netto di tali attività cedute,relative sostanzialmente a tutte le attività della Business Unit Power fatta eccezione per l'attività di commercializzazione di energia eolica prodotta dai parchi delle società del Gruppo ERG.

Si precisa che per la predisposizione del Conto Economico del Bilancio 2013,relativamente al trasferimento della Business Unit Power, era stata riclassificata ai fini IFRS 5 la migliore stima delle poste patrimoniali ed economiche non essendo ancora stato formalizzato il perimetro oggetto del conferimento.

A valle della formalizzazione del perimetro di conferimento della Business Unit Power avvenuto il 1° luglio 2014,sono state apportate riclassifiche IFRS 5 alla colonna del Conto Economico 2013, come enucleato nella Nota 21 – Attività e passività destinate a essere trasferite e risultato netto.Rispetto all'ipotesi precedente è stata mantenuta nell'ambito del perimetro di ERG S.p.A. la commercializzazione al mercato dell'energia prodotta dai parchi eolici delle società del Gruppo.

Per maggiori dettagli si rimanda a quanto commentato alla Nota 21 – Attività e passività destinate a essere trasferite e risultato netto.

ACCORDO PER LA CESSIONE DELL'IMPIANTO ISAB ENERGY E RISOLUZIONE ANTICIPATA CIP 6

A fine 2013 ERG ha comunicato di aver raggiunto un accordo con GDF SUEZ per l'acquisizione delle partecipazioni, pari al 49% del capitale sociale (indirettamente possedute dalla stessa GDF SUEZ e da Mitsui & Co.), in ISAB Energy S.r.l.,società proprietaria dell'impianto di produzione di energia elettrica IGCC (528 MW) di Priolo Gargallo (SR), in ISAB Energy Services S.r.l., società di manutenzione e gestione dell'impianto.

Contestualmente ERG ha sottoscritto con ISAB S.r.l., controllata dal Gruppo LUKOIL, un accordo per la cessione dei rami d'azienda di ISAB Energy S.r.l. e ISAB Energy Services S.r.l., costituiti principalmente dall'impianto di produzione IGCC e dal personale per la sua gestione e manutenzione. Il corrispettivo pattuito per l'asset value è di 20 milioni.

Il 16 giugno 2014 è stato perfezionato il closing con GDF SUEZ per l'acquisizione delle partecipazioni, pari al 49% del capitale sociale,in ISAB Energy S.r.l.,ISAB Energy Services S.r.l.e ISAB Energy Solare S.r.l. L'operazione si è conclusa, in linea con gli accordi comunicati il 30 dicembre 2013,a seguito dell'approvazione da parte dell'Autorità Antitrust competente e dell'avvenuta accettazione da parte del GSE della risoluzione anticipata della convenzione CIP 6/92 per l'impianto di ISAB Energy S.r.l., con efficacia dal 1° luglio 2014.

Il 30 giugno 2014 è stato quindi perfezionato il closing con ISAB S.r.l., controllata dal Gruppo LUKOIL, per la cessione dei rami d'azienda sopra descritti.

Nel presente Bilancio l'operazione si è riflessa nell'acquisizione delle quote di minoranza nella partecipazione in ISAB Energy S.r.l. e in ISAB Energy Services S.r.l.

IMPAIRMENT TEST SU PARTECIPAZIONI

ERG RENEW S.P.A.

Il valore di carico della partecipazione a fine anno, prima del test di impairment, è pari a 650 milioni, al netto di svalutazioni residue per 39 milioni.

Si ricorda che negli anni 2009 e 2010 a seguito principalmente del peggioramento dello scenario economico e il ritardato avvio di alcuni parchi in costruzione si era proceduto a svalutare la partecipazione complessivamente per 73 milioni.

Nel Bilancio 2013, in considerazione dei valori riconosciuti da UniCredit per l'aumento di capitale del gennaio 2014, nonché di valutazioni di broker consensus e di valutazioni interne sviluppate con il metodo Discount Cash Flow in occasione dell'approvazione della summenzionata operazione, era emersa un'eccedenza del valore recuperabile, nell'accezione di fair value,rispetto al valore contabile di iscrizione della partecipazione ERG Renew nel bilancio di ERG S.p.A., oggetto di precedenti svalutazioni.

Il recupero di valore da 615 milioni a 650 milioni (+35 milioni),era stato imputato ad incremento del valore della partecipazione e con contropartita a Conto Economico nei proventi da partecipazione.

Anche per il Bilancio 2014, così come negli esercizi precedenti,si è proceduto a verificare i valori di iscrizione della partecipazione in ERG Renew S.p.A.

La verifica è stata effettuata determinando il valore recuperabile,nell'accezione di valore d'uso, sulla base della metodologia della somma delle parti; pertanto il valore della partecipazione è stato stimato sommando gli equity value delle Cash Generating Unit che corrispondono alle attività di ERG Renew.

La stima del valore recuperabile si basa sui seguenti assunti di base: tassi di sconto (definito in 5,2% per i parchi eolici in Italia, 4,1% per i parchi eolici in Francia, 6,3% per i progetti in Romania e 6,8% per i progetti in Bulgaria),tasso di crescita,attese di variazione dei prezzi di vendita e dell'andamento dei costi diretti durante il periodo assunto per il calcolo.

Per maggiori dettagli sul calcolo gli equity value delle Cash Generating Unit si rimanda a quanto indicato nel Bilancio Consolidato.

Il valore d'uso risultante dal test di impairment mostra una differenza positiva rispetto al valore di carico.Tali considerazionisono peraltro corroborate da valutazioni di broker consensus. In considerazione di quanto sopra si è proceduto a recuperare il valore della partecipazione nella misura della svalutazione residua al 31 dicembre 2014 (+39 milioni) con corrispondente contropartita a Conto Economico.

ANALISI DI SENSITIVITÀ

Il risultato del test di impairment è derivato dalle informazioni a oggi disponibili e dalle stime ragionevoli sull'evoluzione delle variabili di ventosità, prezzo energia e tasso di interesse.

La Società ha tenuto conto delle suddette incertezze nell'elaborazione e definizione degli assunti di base utilizzati per la determinazione del valore recuperabile sopra descritto e ha altresì elaborato un'analisi di sensitività sul valore recuperabile delle diverse CGU: tale analisi ha ipotizzato che i ricavi complessivi di vendita dell'energia (ovvero la remunerazione dell'energia e la produzione della stessa) potrebbero subire delle variazioni, in aumento o in diminuzione, in una misura stimabile pari al 5% rispetto ai valori stimati per il Piano.

Nell'ipotesi di una riduzione dei ricavi pari al 5%, protratta nel tempo lungo l'intero arco di Piano,il valore della partecipazione sisarebbe ridotto per 45 milioni e avrebbe comunque confermato il ripristino delle svalutazioni operato nel presente Bilancio.

Infine,sisegnala che un incremento dello 0,5% nel tasso di attualizzazione non avrebbe comportato alcun decremento del valore della partecipazione.

In entrambi casi risulta confermato il già commentato ripristino della partecipazione.

Le analisi sopraelencate confermano la sensibilità delle valutazioni di recuperabilità degli attivi non correnti alla variazione delle citate variabili; in tale contesto,gli Amministratori monitoreranno sistematicamente l'andamento delle citate variabili esogene e non controllabili per gli eventuali adeguamenti delle stime di recuperabilità dei valori di iscrizione delle attività non correnti nel bilancio.

TOTALERG S.P.A.

ERG S.p.A.detiene una partecipazione al 51% nella joint venture TotalErg S.p.A., costituita nel 2010 attraverso la fusione per incorporazione di Total Italia S.p.A. in ERG Petroli S.p.A..

Si ricorda che la transazione aveva comportato la perdita del controllo su ERG Petroli S.p.A.(precedentemente controllata al 100%) e l'acquisizione di una partecipazione nella predetta joint venture rilevata nel bilancio con il metodo del costo,determinato con le modalità sotto esposte. Lo IAS 27 prevede che a seguito della dismissione di quote di controllo qualsiasi interessenza residua detenuta nell'entità oggetto di dismissione è valutata al fair value.

Il fair value della nuova partecipazione è stato determinato,al momento della perdita del controllo, in base ai valori reciprocamente scambiati fra le parti e utilizzati per la definizione del concambio ai fini del raggiungimento delle quote 51/49 previste dagli accordi.Tale fair value pertanto ha rappresentato il valore contabile iniziale della nuova società pari a 432 milioni,con la conseguente rilevazione nel Conto Economico del 2010 di una plusvalenza per 346 milioni. A fronte della plusvalenza in oggetto, l'Assemblea di approvazione del Bilancio 2010 aveva reso indisponibile, per pari importo, quota delle riserve di patrimonio netto.

Si ricorda che in occasione degli impairment test 2012 e 2013 erano state evidenziate perdite di valore per complessivi 234 milioni, imputate a riduzione del valore della partecipazione.

Tali riduzioni di valore erano legate alla significativa volatilità dello scenario Oil e del mercato diriferimento,nonché alla trasformazione della Raffineria di Roma in un polo logistico e un piano di razionalizzazione della rete commerciale.Tali fattori si erano riflessi in modo negativo specificamente sia sui risultati consuntivi della partecipata che sulle previsioni di redditività attesa. Anche ai fini del Bilancio 2014 sono stati riscontrati elementi di criticità causati dalla volatilità dello scenario Oil e dall'andamento del mercato di riferimento nel quale opera TotalErg. Tali elementi di incertezza si sono riflessi negativamente nei risultati dell'anno 2014, con particolare riferimento al crollo del prezzo delle materie prime con conseguente svalutazione del valore degli inventari in giacenza a fine periodo.

In considerazione del perdurare di tali elementi di criticità anche in occasione del presente Bilancio si è proceduto a verificare il valore della partecipazione.

L'incarico di tale verifica è stato affidato dalla società partecipata, nel mese di gennaio 2015, ad un esperto indipendente che ha condotto l'analisi utilizzando le elaborazioni di piano già predisposto dal management di TotalErg.

Le assunzioni complessivamente contenute in tali elaborazioni, esaminate dal Consiglio di Amministrazione di TotalErg del 12 febbraio 2015,sono ritenute dal Gruppo ragionevoli e utilizzabili ai fini dell'impairment test.

Ai fini del test, la CGU è costituita da TotalErg S.p.A. e dalle proprie partecipazioni, controllate e collegate.

La valutazione è stata condotta utilizzando i seguenti criteri ed assunzioni:

metodo dell'Unlevered Discounted Cash Flow su 6 anni di proiezioni esplicite più un terminal value1 calcolato applicando un multiplo compreso in un intervallo tra 4.0x e 5.0x (in linea con i multipli di mercato osservati negli ultimi 10 anni nel settore Downstream integrato) all'EBITDA 2020 di TotalErg;
il tasso di attualizzazione adottato è il WACC di TotalErg (6,0%) calcolato in base a parametri di mercato;
la valutazione è stata svolta sulla base delle elaborazioni di Piano economico-finanziario Consolidato di TotalErg S.p.A., il cui perimetro di consolidamento include TotalErg, Eridis, TotalGaz, Restiani,Guazzotti,Gestioni Europa, Sarpom e Raffineria di Roma.

¹ Ai fini del calcolo del terminal value non si è applicato il metodo della rendita perpetua in quanto non rientranti tra le abituali market practice per il settore di riferimento di TotalErg.

Dal test di impairment sopra descritto è emersa una stima del valore recuperabile leggermente superiore rispetto a quella dell'anno precedente anche in considerazione della diminuzione dei WACC e tenuto conto dei beneficisui flussi di cassa futuri legati alla dichiarata incostituzionalità dell'addizionale Robin Tax.

Il valore recuperabile risulta leggermente superiore al valore contabile di iscrizione della partecipazione TotalErg nel Bilancio Separato,non comportando pertanto alcuna svalutazione a Conto Economico.Tali considerazionisono peraltro corroborate da valutazioni di broker consensus.

ANALISI DI SENSITIVITÀ

Il risultato del test di impairment è derivato dalle informazioni a oggi disponibili e dalle stime ragionevoli sull'evoluzione di variabili legate alla marginalità attesa al variare in particolare dello economico di riferimento e all'andamento dei tassi di attualizzazione.

In particolare sono state elaborate analisi di sensitività in base al variare del tasso di attualizzazione e dei multipli EV/EBITDA applicati all'EBITDA dell'ultimo anno del periodo esplicito.

Tali analisi hanno evidenziato che:

un incremento dello 0,5% del tasso di attualizzazione comporterebbe un decremento del valore recuperabile di circa 18 milioni che non determinerebbe comunque alcuna svalutazione della partecipazione;
un decremento del multiplo EV/EBITDA da 4.5x a 4.0x comporterebbe un decremento del valore recuperabile di circa 62 milioni che determinerebbe una svalutazione della partecipazione di circa 30 milioni.

Le analisisopraelencate confermano la sensibilità delle valutazioni di recuperabilità della partecipazione alla variazione delle citate variabili; in tale contesto,gli Amministratori monitoreranno sistematicamente l'andamento delle citate variabili esogene e non controllabili per gli eventuali adeguamenti delle stime di recuperabilità dei valori di iscrizione della partecipazione delle attività non correnti nel Bilancio Separato.

ERG POWER GENERATION S.P.A. 2

Siricorda che nel mese di aprile 2010 è entrato in pieno esercizio commerciale il nuovo impianto CCGT di ERG Power con potenza installata di circa 480 MW,che fornisce utilities ed energia elettrica ai clienti industriali del sito di Priolo, collocando sul mercato la parte restante dell'energia elettrica prodotta. È identificata una CGU costituita dai flussi di cassa generati dalla ERG Power Generation S.p.A. che gestisce attraverso contratto di tolling l'impianto CCGT e commercializza sul mercato libero l'energia prodotta. In occasione del Bilancio 2011 si era proceduto a verificare tali valori in considerazione dell'aumento del tasso di sconto di riferimento (WACC), delle maggior aliquote fiscali Robin Tax per gli anni 2011-2012-2013 e della minor marginalità a seguito del peggioramento dello scenario che ha caratterizzato il mercato elettrico nazionale.Da tale verifica era emersa una svalutazione,al netto dell'effetto fiscale,di ammontare pari a 63 milioni.Tale svalutazione è stata attribuita al valore di carico della partecipazione in ERG Nuove Centrali, (ora ERG Power Generation), che pertanto era stata interamente svalutata. La differenza residua (pari a 29 milioni ) era stata quindi contabilizzata in un "Fondo onerisu partecipazioni 3 ".In occasione del presente Bilancio si è proceduto a verificare la recuperabilità del valore di iscrizione della partecipazione in considerazione del perdurare, anche per l'esercizio 2014, di incertezze e di variabilità (o volatilità) dello scenario che caratterizza il mercato elettrico nazionale.

² In data 15 maggio 2014 la partecipata ERG Nuove Centrali S.p.A. ha cambiato la propria denominazione sociale in ERG Power Generation S.p.A.

³ Tale passività è stata trasferita in ERG Power Generation S.p.A. in data 1° luglio 2014.

Ai fini dell'impairment test, la CGU è costituita dall'impianto CCGT di ERG Power S.r.l. e dai flussi di cassa generati dalla divisione ERG Power & Gas S.p.A. (dal 1° luglio 2014 ERG Power Generation S.p.A.) che gestisce attraverso contratto di tolling l'impianto e commercializza sul mercato libero l'energia prodotta.

L'analisi è stata condotta identificando il valore recuperabile della Cash Generating Unit nell'accezione di valore d'uso. Per il calcolo si è utilizzata la proiezione dei flussi di cassa operativi associati alla CGU per la vita utile contenuti nel piano finanziario elaborato dalla direzione del Gruppo e relativo a un arco temporale di venti anni e in aggiunta è stato ipotizzato un valore residuo (o"valore terminale") determinato con un'estensione del periodo valutazione di ulteriori 10 anni.Le attese di variazione dei prezzi di vendita e dell'andamento dei costi diretti durante il periodo assunto per il calcolo sono determinate sulla base delle esperienze passate, corrette delle aspettative future di mercato.

I flussi finanziari prospetticisono stati attualizzati utilizzando una stima prudenziale del tasso di attualizzazione (WACC al netto imposte) pari al 5,7%.

L'impairment test è stato predisposto aggiornando le assunzioni utilizzate per il test effettuate per il Bilancio 2014 in particolare sono state aggiornate le stime dello scenario del mercato dell'energia elettrica, del premio zonale della Sicilia, della redditività dell'impianto nel Mercato dei Servizi di Dispacciamento e delle attività di modulazione.

Si precisa che il valore d'uso risultante dal test di impairment mostra una differenza positiva rispetto al valore contabile:tenendo conto che tale differenza è principalmente riconducibile fenomeni temporanei che esauriranno i propri effetti positivi dopo i primi anni di periodo di valutazione la Direzione non ha proceduto al ripristino di precedenti svalutazioni.

ANALISI DI SENSITIVITÀ

Il risultato del test di impairment è derivato dalle informazioni a oggi disponibili e dalle stime ragionevolisull'evoluzione di variabili esogene quali il prezzo energia e il tasso di interesse,nonché lo sviluppo di determinate attività e il raggiungimento di obiettivi di risparmio di costi. Il Gruppo ha tenuto conto delle suddette incertezze nell'elaborazione e definizione degli assunti di base utilizzati per la determinazione del valore recuperabile dell'impianto CCGT e ha altresì elaborato un'analisi di sensitività sul valore recuperabile della CGU:tale analisi ha evidenziato che nell'ipotesi di un abbattimento di circa il 50% della reddittività dei contratti di sito,in scadenza dopo il 2021,si avrebbe un decremento del valore recuperabile per un importo pari a circa 57 milioni,non comportando comunque alcuna svalutazione del valore di iscrizione. Infine,sisegnala che con un incremento dello 0,5% nel tasso di attualizzazione,si avrebbe un decremento del valore recuperabile per un importo pari a circa 18 milioni non comportando comunque alcuna svalutazione del valore di iscrizione. Le analisi sopraelencate confermano la sensibilità delle valutazioni di recuperabilità degli attivi non correnti alla variazione delle citate variabili; in tale contesto, gli Amministratori continueranno a monitorare sistematicamente l'andamento delle citate variabili esogene e non controllabili per gli eventuali adeguamenti delle stime di recuperabilità dei valori di iscrizione delle attività non correnti nel bilancio.

ANALISI DELLA SITUAZIONE PATRIMONIALE-FINANZIARIA

NOTA 1 – ATTIVITÀ IMMATERIALI

	ALTRE ATTIVITÀ IMMATERIALI	ATTIVITÀ IN CORSO DI COSTRUZIONE	TOTALE
SALDO AL 31/12/2013	1.121	555	1.675
MOVIMENTI DELL'ESERCIZIO
ACQUISIZIONI	–	287	287
CAPITALIZZAZIONI/RICLASSIFICHE	–	–	–
ALIENAZIONI E DISMISSIONI	(1)	–	(1)
AMMORTAMENTI	(449)	–	(449)
ALTRE VARIAZIONI	(480)	(717)	(1.196)
SALDO AL 31/12/2014	191	125	316

Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche, alle alienazioni e dismissioni sono riportati al netto dei rispettivi fondi di ammortamento e svalutazioni. La voce "Altre attività immateriali" è costituita principalmente da software applicativi e dalla consulenza effettuata nella fase di implementazione degli stessi.

La voce"Altre variazioni"include principalmente il conferimento in ERG Services S.p.A.

NOTA 2 – IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI

	TERRENI E FABBRICATI	IMPIANTI E MACCHINARI	ALTRE ATTIVITÀ	ATTIVITÀ IN CORSO DI COSTRUZIONE	TOTALE
COSTO STORICO	16.587	787	10.670	12	28.056
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI	(7.123)	(462)	(7.598)	–	(15.183)
SALDO AL 31/12/2013	9.464	325	3.072	12	12.873
MOVIMENTI DELL'ESERCIZIO ACQUISIZIONI CAPITALIZZAZIONI/RICLASSIFICHE ALIENAZIONI E DISMISSIONI ALTRE VARIAZIONI AMMORTAMENTI	– – – (7.970) (108)	– – (39) (284) (2)	– – – (1.676) (6)	– – – (12) –	– – (39) (9.942) (116)
COSTO STORICO AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI	2.090 (704)	3 (3)	1.424 (34)	– –	3.517 (741)
SALDO AL 31/12/2014	1.386	–	1.390	–	2.776

Per maggiore chiarezza i movimenti del periodo relativi alle riclassifiche,alle alienazioni e dismissionisono riportati al netto dei rispettivi fondi di ammortamento e svalutazioni.

Le"Altre variazioni"siriferisconoprincipalmente al conferimentoinERGServices S.p.A.difabbricati industriali e civili (7.969 migliaia di Euro ) e di altre attività (1.676 migliaia di Euro).

La voce"Terreni e fabbricati"include terrenisulsito di Priolo Gargallo.

La voce"Altre attività"è costituita principalmente da attrezzature,mobili e arredi e opere d'arte.

NOTA 3 – PARTECIPAZIONI

			PARTECIPAZIONI
	IMPRESE CONTROLLATE	JOINT VENTURES	IMPRESE COLLEGATE	ALTRE IMPRESE	TOTALE
COSTO STORICO	788.691	433.860	8.184	491	1.231.176
SVALUTAZIONI	(110.043)	(242.911)	(1.819)	–	(345.673)
SALDO AL 31/12/2013	678.648	200.949	6.365	491	886.454

MOVIMENTI DELL'ESERCIZIO
ACQUISIZIONI/AUMENTI DI CAPITALE/RIVALUTAZIONI	211.770	–	–	–	211.770
ALIENAZIONI E DISMISSIONI	(13.546)	–	–	–	(13.546)
SOCIETÀ DI NUOVA COSTITUZIONE	–	–	–	–	–
SVALUTAZIONI/UTILIZZO FONDO COPERTURE PERDITE (10.120)		(500)	–	–	(10.620)
ALTRE VARIAZIONI	–	–	–	–	–
COSTO STORICO	986.916	443.860	8.184	491	1.439.451
SVALUTAZIONI	(120.163)	(243.411)	(1.819)	–	(365.393)
SALDO AL 31/12/2014	866.753	200.449	6.365	491	1.074.059

Le variazioni intervenute nelle partecipazioni nel corso dell'esercizio sono le seguenti:

Di seguito vengono riepilogate le principali operazioni avvenute nel corso dell'esercizio.

In data 3 dicembre 2013 è stata costituita la società ERG Services S.p.A.Il capitale sociale di ERG Services S.p.A.di Euro 120.000 è stato interamente sottoscritto e versato da ERG S.p.A.In data 20 dicembre 2013 l'Assemblea Straordinaria di ERG Services S.p.A. ha deliberato l'aumento del capitale sociale da Euro 120.000 a Euro 1.200.000, interamente sottoscritto da ERG S.p.A. attraverso conferimento di ramo d'azienda,con efficacia 1° gennaio 2014 ed effettuato in continuità contabile e neutralità fiscale. Il ramo d'azienda oggetto di conferimento è costituito principalmente da alcune delle attività di servizio precedentemente svolte da ERG S.p.A. anche nei confronti delle società del Gruppo ERG, dal personale e dagli assets funzionali all'esercizio delle suddette attività. Tali attività vengono svolte dal 1° gennaio 2014 dalla ERG Services S.p.A.

In data 3 dicembre 2013 è stata costituita la società ERG Supply & Trading S.p.A. Il capitale sociale di ERG Supply &Trading S.p.A.di Euro 120.000 è stato interamente sottoscritto e versato da ERG S.p.A. In data 20 dicembre 2013 l'Assemblea Straordinaria di ERG Supply & Trading S.p.A.ha deliberato l'aumento del capitale sociale da Euro 120.000 a Euro 1.200.000,interamente sottoscritto da ERG S.p.A.attraverso conferimento di ramo d'azienda,con efficacia 1° gennaio 2014 ed effettuato in continuità contabile e neutralità fiscale. Il ramo d'azienda oggetto di conferimento è costituito principalmente dalle attività della già esistente Business Unit Oil di ERG S.p.A., dal personale e da tutti gli asset funzionali all'esercizio delle predette attività.

In data 16 giugno 2014 ERG S.p.A.ha acquisito la quota di minoranza pari al 49% delle società controllate ISAB Energy S.r.l., e ISAB Energy Services S.r.l.diventando quindi titolare del 100% del capitale sociale delle suddette società.Inoltre in data 30 giugno 2014,nell'ambito della conseguente cessione dei rami d'azienda di ISAB Energy S.r.l. e ISAB Energy Services S.r.l. a ISAB S.r.l., è stata trasferita anche la partecipazione detenuta in IAS–Industria Acqua Siracusana S.p.A.(si veda il precedente paragrafo Accordo per la cessione dell'impianto ISAB Energy e risoluzione anticipata CIP 6).

In data 15 maggio 2014 l'Assemblea Straordinaria degli Azionisti di ERG Nuove Centrali S.p.A. (100% ERG S.p.A.) ha deliberato il cambio di denominazione in ERG Power Generation S.p.A. e il trasferimento della sede legale a Genova.

In data 20 giugno 2014 l'Assemblea Straordinaria degli Azionisti di ERG Power Generation

S.p.A.(100% ERG S.p.A.) ha deliberato l'aumento del capitale sociale da Euro 5.000.000 a Euro 6.000.000 interamente sottoscritto e la costituzione di una riserva sovrapprezzo per Euro 7.000.000, attraverso conferimento di ramo d'azienda,con efficacia 1° luglio 2014 ed effettuato in continuità contabile e neutralità fiscale. Il ramo d'azienda oggetto di conferimento è costituito principalmente dalle attività della già esistente Business Unit Power, dal personale e da tutti gli asset funzionali all'esercizio delle predette attività,tra i quali la partecipazione in ISAB Energy Services S.r.l.

In data 29 dicembre 2014 ERG ha reso noto di aver perfezionato con il gruppo GRS Petroli l'accordo per la cessione della partecipazione, pari al 100% del capitale sociale, in ERG Oil Sicilia S.r.l.,società operante nelsettore della distribuzione carburanti in Sicilia con una Rete di circa 200 punti vendita.

A fronte di tale operazione GRS Petroli,già proprietaria di una Rete di punti vendita nell'isola, riconosce a ERG S.p.A.un corrispettivo di circa 30 milioni. L'operazione, anche a seguito della cessione della Raffineria ISAB, è coerente con la strategia di valorizzazione degli asset e rappresenta un ulteriore importante passo nel riposizionamento industriale in Sicilia di ERG che è presente con i 198 MW di potenza eolica di ERG Renew e con i 480 MW di potenza dell'impianto CCGT di ERG Power S.r.l.

Si presenta di seguito l'elenco delle partecipazioni con i dati previsti in osservanza di quanto disposto dall'art. 126 della Deliberazione CONSOB n. 11971 e successive modifiche.

	SEDE LEGALE	CAPITALE SOCIALE	%	PATRIMONIO NETTO (1)	UTILE (PERDITA) (1)	NOSTRA QUOTA DI PATRIMONIO	VALORE A BILANCIO
(MIGLIAIA DI EURO)						NETTO (1)
IMPRESE CONTROLLATE
ERG POWER GENERATION S.P.A.	GENOVA	6.000	100%	32.042	12.641	32.042	7.908
ERG PETRÓLEOS S.A.	MADRID	3.050	100%	(4.651)	2	(4.651)	–
ERG RENEW S.P.A.	GENOVA	107.692	92,86%	636.512	23.523	591.065	688.793
ISAB ENERGY S.R.L.	GENOVA	5.165	100%	550.353	67.016	550.353	159.890
ERG SERVICES S.P.A.	GENOVA	1.200	100%	10.006	83	10.006	10.162
ERG SUPPLY & TRADING S.P.A.	GENOVA	1.200	100%	(9.308)	(19.421)	(9.308)	–
TOTALE IMPRESE CONTROLLATE							866.753

IMPRESE A CONTROLLO CONGIUNTO
IONIO GAS S.R.L. IN LIQUIDAZIONE	PRIOLO GARGALLO	200	50%	1.790	115	895	450
TOTALERG S.P.A.	ROMA	47.665	51%	252.384	(126.797)	128.716	200.000
TOTALE IMPRESE A CONTROLLO
CONGIUNTO							200.450
IMPRESE COLLEGATE
CONSORZIO DELTA TI RESEARCH	MILANO	50	50%	50	–	25	50
I-FABER S.P.A.	MILANO	5.652	23%	16.664	1.329	3.833	6.315
TOTALE IMPRESE COLLEGATE							6.365
ALTRE IMPRESE
CAF INTERREGIONALE DIPENDENTI S.R.L. VICENZA		276	0%	1.018	10	–	–
EMITTENTI TITOLI S.P.A.	MILANO	4.264	1%	7.053	1.221	36	26
MEROIL S.A.	BARCELLONA 19.077		1%	48.652	11.925	423	310
R.U.P.E. S.P.A.	GENOVA	3.058	5%	3.070	(47)	149	155
TOTALE ALTRE IMPRESE							491
TOTALE PARTECIPAZIONI							1.074.059

(1) dati riferiti al 2014 per le imprese controllate e a controllo congiunto;ultimi bilanci approvati alla data del Consiglio di Amministrazione per le imprese collegate e le altre imprese

Si precisa che a fronte del patrimonio netto negativo di ERG Petróleos S.A. in liquidazione risulta stanziato un fondo rischi su partecipazioni per circa 4,6 milioni.

Il valore di iscrizione della partecipazione in ERG Supply &Trading è stato azzerato al 31 dicembre 2014 in considerazione delle perdite conseguite dalla società nel corso dell'esercizio pari a 19,4 milioni la differenza residua rispetto alle perdite conseguite è stata contabilizzata nel fondo onerisu partecipazioni.

Il valore mantenuto nella partecipazione in Ionio Gas S.r.l. in liquidazione al 31 dicembre 2014 corrisponde al credito IVA, ancora da incassare, richiesto a rimborso all'erario e iscritto nel bilancio finale di liquidazione approvato in data 14 dicembre 20144.

Il valore di iscrizione della partecipazione in I-Faber S.p.A.è stato mantenuto poiché le perdite conseguite negli esercizi passati non sono considerate durevolisulla base dei piani e delle attese di reddito espresse dalla partecipata.Per la valutazione delle partecipazioni in ERG Renew S.p.A.si rimanda ai paragrafi Impairment test su partecipazioni.

Per un elenco completo delle partecipazioni del Gruppo si rimanda alle Note al Bilancio Consolidato.

	31/12/2014	31/12/2013

SALDO D'INIZIO PERIODO	160.587	166.960

MOVIMENTI DELL'ESERCIZIO
EROGAZIONI E INTERESSI	4.993	10.255
RIMBORSI	(17.300)	(13.824)
SVALUTAZIONI	–	–
RICLASSIFICHE	–	(2.804)
ALTRE VARIAZIONI	(28.687)	–

SALDO DI FINE PERIODO	119.593	160.587

NOTA 4 – ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE

Il saldo delle "Altre attività finanziarie" al 31 dicembre 2014 è principalmente composto dal credito verso la controllata ERG Power S.r.l. (118,7 milioni) in relazione al contratto di finanziamento denominato Project Sponsor Subordinated Loan Agreement che si riferisce alle attività di construction residue sul CCGT successivamente alla completion dell'impianto e alle attività relative al revamping dell'impianto di demineralizzazione delle acque che fornisce acqua trattata per i processi del sito produttivo di Priolo.

I"Rimborsi"si riferiscono al Subordinated Loan Agreement verso ERG Power S.r.l.

Le "Altre variazioni"fanno invece riferimento ai rimborsi definitivi dei finanziamenti a ISAB Energy,nell'ambito della già commentata operazione di Gruppo"Accordo per la cessione dell'impianto ISAB Energy e risoluzione anticipata CIP 6".

Si precisa che ai fini dell'applicazione dell'IFRS 5 nel Bilancio 2013 si era assunto che ERG S.p.A. trasferisse tutti i crediti relativi all'Italian Carbon Fund alla conferitaria ERG Power Generation S.p.A.;nel 2014,a valle della definizione e del perfezionamento del conferimento,tale posta è rimasta in capo ad ERG S.p.A.,per maggiori dettaglisi rimanda alla Nota 21 – Attività e passività destinate ad essere trasferite e risultato netto.

⁴ La società al 31 dicembre 2014 non risultava cancellata al registro delle imprese.

		31/12/2014		31/12/2013
	DIFFERENZE TEMPORANEE	EFFETTO FISCALE	DIFFERENZE TEMPORANEE	EFFETTO FISCALE
FONDI PER RISCHI E ONERI	52.339	15.760	47.764	15.125
FONDO SVALUTAZIONE CREDITI	3.204	1.089	3.204	1.089
PERDITE FISCALI E ALTRE DIFFERENZE TEMPORANEE	4.951	1.278	3.710	933
RICLASSIFICA IFRS 5	–	–	(6.421)	(2.361)
TOTALE		18.126		14.786

NOTA 5 – ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE

Le imposte anticipate sono stanziate, ove è probabile il loro futuro recupero,sulle differenze temporanee,soggette a tassazione anticipata,tra il valore delle attività e delle passività ai fini civilistici e il valore delle stesse ai fini fiscali.

L'aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte anticipate è pari all'aliquota nominale IRES (27,5%) in vigore dal 1° gennaio 2008 e all'aliquota nominale IRAP (3,9%).

Le imposte anticipate al 31 dicembre 2014, pari a 18,1 milioni (14,8 milioni al 31 dicembre 2013),sono stanziate principalmente sugli accantonamenti al fondo per rischi e oneri.

Si ricorda che nel Bilancio 2013 le imposte includevano lo stralcio di imposte anticipate su perdite fiscali (21 milioni) relative all'addizionale Robin Tax ritenute non più recuperabili.

In considerazione di tale stralcio la dichiarata incostituzionalità non retroattiva dell'addizionale Robin Tax, non ha effetti sul presente Bilancio.

NOTA 6 – ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI

	31/12/2014	31/12/2013
CREDITI VERSO ERARIO A MEDIO-LUNGOTERMINE	1.913	1.913
CREDITI VERSO ALTRI A MEDIO-LUNGOTERMINE	2.694	437
TOTALE	4.607	2.350

I crediti verso erario a medio-lungo termine si riferiscono principalmente a crediti per IVA. I crediti verso altri a medio-lungo termine includono principalmente per 2.400 migliaia di Euro il credito sorto a dicembre 2014 a seguito della cessione di ERG Oil Sicilia S.r.l. e altri relativi a depositi cauzionali su contratti di locazione passivi.

NOTA 7 – CREDITI COMMERCIALI

Il riepilogo dei crediti è il seguente:

	31/12/2014	31/12/2013
CREDITI VERSO CLIENTI	18.528	208.138
CREDITI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO	63.303	10.554
FONDO SVALUTAZIONE CREDITI	(7.005)	(252)
TOTALE	74.826	218.441

Ilsaldo al 31 dicembre 2014 include sostanzialmente oltre a crediti peri contratti diservice anche:

crediti relativi alsettoreOil per un importo pari a 13.135 migliaia di Euro,principalmente riconducibile al credito nei confronti di ENI legato alla raffinazione;

credito verso IREN per 3.568 migliaia di Euro relativo alla cessione di energia elettrica relativo a conguagli dell'esercizio 2013 e al primo semestre dell'esercizio 2014;
credito verso la controllata ERG Power Generation S.p.A. per 54.727 migliaia di Euro relativo all'accertamento per la vendita di energia elettrica comprata dal Gruppo Renew. I crediti commerciali del 2013 sono relativi principalmente ai contratti diservice verso altre società del Gruppo e al valore dei crediti relativi alla Business Unit Oil non soggetti a riclassifica ai fini IFRS5.

Di seguito la movimentazione del fondo svalutazione crediti:

	31/12/2013	ACCANTONAMENTI	UTILIZZI	ALTRE VARIAZIONI	31/12/2014
FONDO SVALUTAZIONE CREDITI	7.447	–	(442)	–	7.005
TOTALE	7.447	–	(442)	–	7.005

(MIGLIAIA EURO)	31/12/2014	31/12/2013
CREDITI NON SCADUTI	66.198	445.978
CREDITI SCADUTI
ENTRO 30 GG.	203	30.986
ENTRO 60 GG.	528	356
ENTRO 90 GG.	–	4.521
OLTRE 90 GG.	7.896	13.664
TOTALE ANTE RICLASSIFICA IFRS 5	74.826	495.506
RICLASSIFICA IFRS 5	–	(277.065)
TOTALE POST RICLASSIFICA IFRS 5	74.826	218.441

NOTA 8 – ALTRI CREDITI E ATTIVITÀ CORRENTI

	31/12/2014	31/12/2013
CREDITI TRIBUTARI	31.023	26.991
INDENNIZZI DA RICEVERE	40	–
ALTRI CREDITI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO	77.991	63.232
CREDITI DIVERSI	3.003	15.004
TOTALE	112.057	105.227

I"Crediti tributari"sono relativi principalmente a crediti verso l'erario per IRES consolidata (10.060 migliaia di Euro), accontisu accise energia elettrica e gas(1.678 migliaia di Euro), IRES e IRAP (2.192 migliaia di Euro).

Gli"Altri crediti verso società del Gruppo"sono relativi a crediti verso società controllate e a controllo congiunto per IRES da consolidamento fiscale.

NOTA 9 – ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

	31/12/2014	31/12/2013
TITOLI	136	–
CREDITI FINANZIARI VERSO CONTROLLATE E COLLEGATE	138.019	112.607
ALTRI CREDITI FINANZIARI A BREVE	4.464	2.867
TOTALE	142.621	115.474

I"Crediti finanziari verso controllate e collegate"sono costituiti principalmente da:

crediti per contratto ditesoreria centralizzata con ERGServices S.p.A.(3.284 migliaia di Euro);
crediti per contratto di tesoreria centralizzata con ERG Supply & Trading S.p.A.(73.505 migliaia di Euro);
crediti derivanti dal conguaglio da conferimento in ERG Supply & Trading S.p.A. (48.308 migliaia di Euro);
crediti derivanti dal conguaglio da conferimento in ERG Power Generation S.p.A. (3.177 migliaia di Euro);
altri crediti finanziari verso controllate.

Gli"Altri crediti finanziari a breve"sono costituiti principalmente da crediti finanziari verso clienti.

NOTA 10 – DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI

	31/12/2014	31/12/2013
DEPOSITI BANCARI E POSTALI	822.123	791.595
DENARO E VALORI IN CASSA	1	1
TOTALE	822.124	791.597

Per ulteriori chiarimenti si rimanda al Rendiconto Finanziario.

NOTA 11 – PATRIMONIO NETTO

Capitale sociale

Il capitale sociale al 31 dicembre 2014, interamente versato, è composto da n. 150.320.000 azioni del valore nominale di 0,10 Euro cadauna ed è pari a 15.032.000 Euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2013).

Alla data del 31 dicembre 2014 il Libro Soci della Società,relativamente agli Azionisti detentori di partecipazioni rilevanti, evidenzia la seguente situazione:

San Quirico S.p.A. è titolare di n. 84.091.940 azioni pari al 55,942%;
Polcevera S.A.(Lussemburgo) è titolare di n. 10.380.060 azioni pari al 6,905%.

Alla data del 31 dicembre 2014 la San Quirico S.p.A. e la Polcevera S.A.risultavano controllate dalle famiglie Garrone e Mondini, eredi del fondatore del Gruppo ERG, Edoardo Garrone.

Azioni proprie

L'Assemblea degli Azionisti di ERG S.p.A. in data 15 aprile 2014 aveva dato mandato al Consiglio di Amministrazione,aisensi dell'art.2357 del Codice Civile per un periodo di 12 mesi a decorrere dalla data del 15 aprile 2014,ad acquistare azioni proprie entro un massimale rotativo (per ciò intendendosi il quantitativo massimo di azioni proprie di volta in volta detenute in portafoglio) di n.30.064.000 azioni ordinarie ERG del valore nominale pari a Euro 0,10 ciascuna,a un prezzo unitario,comprensivo degli oneri accessori di acquisto,non inferiore nel minimo del 30% e non superiore nel massimo del 10% rispetto al prezzo di riferimento che il titolo avrà registrato nella seduta di borsa del giorno precedente ogni singola operazione.

L'Assemblea aveva altresì autorizzato il Consiglio di Amministrazione,aisensi dell'art.2357-ter del Codice Civile, per un periodo di 12 mesi a decorrere dalla data del 15 aprile 2014, ad alienare, in una o più volte,e con qualunque modalità risulti opportuna,azioni proprie a un prezzo unitario non inferiore nel minimo del 10% rispetto al prezzo di riferimento che il titolo avrà registrato nella seduta di borsa del giorno precedente ogni singola alienazione e comunque non inferiore al valore unitario per azione del patrimonio netto della Società risultante di volta in volta dall'ultimo bilancio approvato.

L'Assemblea aveva infine autorizzato il Consiglio di Amministrazione a delegare, anche a operatori autorizzati,la facoltà di compiere le operazioni di acquisto e alienazione di azioni proprie. Al 31 dicembre 2014, così come al 31 dicembre 2013, ERG S.p.A., possiede n. 7.516.000 azioni proprie pari al 5,0% del capitale sociale.In applicazione dello IAS 32 le azioni proprie sono state iscritte in riduzione del patrimonio netto,mediante utilizzo della Riserva sovraprezzo azioni. Il costo originario, le svalutazioni per riduzione di valore, i ricavi e le perdite derivanti dalle

eventuali vendite successive sono rilevati come movimenti di patrimonio netto.

Riserve

	31/12/2014	31/12/2013
RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	22.863	22.863
RISERVA LEGALE	3.236	3.236
RISERVA TRANSIZIONE IAS E UTILI A NUOVO	880.205	993.843
RISERVA CASH FLOW HEDGE	–	(172)
AVANZO DA FUSIONE 2010	250.563	250.563
ALTRE RISERVE	209.758	209.541
TOTALE	1.366.624	1.479.874

la"Riserva sovrapprezzo azioniӏ costituita dal sovrapprezzo pagato dai soci per la sottoscrizione delle azioni relative agli aumenti del capitale sociale effettuati in data 14 ottobre 1997,2 luglio e 5 agosto 2002.Tale riserva è stata utilizzata per l'acquisto di azioni proprie avvenuto:
nell'anno 2006 per un valore pari a 11.210 migliaia di Euro;
nell'anno 2008 per un valore pari a 14.779 migliaia di Euro;
nell'anno 2012 per un valore pari a 25.672 migliaia di Euro.
la"Riserva transizione IAS e utili a nuovoӏ costituita dalle rettifiche apportate al Bilancio di ERG S.p.A. in sede di conversione (principalmente per lo storno di dividendi accertati per maturazione a fine periodo) e dagli utili riportati a nuovo. Il decremento riflette l'effetto netto della riclassifica del risultato dell'anno precedente e della distribuzione del dividendo 2013;
la"Riserva cash flow hedge"al 31 dicembre 2014 è pari a zero poiché non sono presenti derivati gestiti in hedge accounting;
la voce "Altre riserve"risulta essere composta principalmente da riserve di rivalutazione monetaria (66.946 migliaia di Euro).

Si precisa inoltre che l'avanzo generato dalla fusione per incorporazione 2010 di ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A.ed ERG Power & Gas S.p.A.in ERG S.p.A.,pari a 446 milioni,era stato allocato in parte nella riserva"Avanzo da fusione 2010"(251 milioni) e in parte a ricostituzione delle riserve specifiche di patrimonio netto (195 milioni) in sospensione d'imposta.

(MIGLIAIA DI EURO)	IMPORTO	POSSIBILITÀ DI UTILIZZO	QUOTA DISPONIBILE E DISTRIBUIBILE	QUOTA IN SOSPENSIONE D'IMPOSTA
CAPITALE SOCIALE	15.032	–	–	15.032
RISERVA SOVRAPPREZZO AZIONI	22.863	A B C	22.863	–
RISERVA LEGALE	3.236	B	–	–
RISERVA TRANSIZIONE IAS E UTILI A NUOVO	880.205	A B C	763.252	–
ALTRE RISERVE	460.321	A B C	460.321	226.361
UTILE (PERDITA) D'ESERCIZIO	46.050	A B C	46.050	–
TOTALE	1.427.707		1.292.487	241.393

La seguente tabella elenca le voci di patrimonio e indica per ognuna la possibile destinazione nonché gli eventuali vincoli di natura fiscale.

Legenda:

A - per aumento capitale sociale

B - per copertura perdite

C - per distribuzione soci

Sisegnala che a seguito delle deduzioni extracontabili già effettuate aisensi del previgente art. 109, 4° comma, lettera b) del TUIR,di cui è fatta salva l'applicazione in via transitoria (comprese quelle operate dalle società incorporate) in caso di distribuzione di utili dell'esercizio e/o riserve, l'ammontare delle riserve di patrimonio netto e degli utili dell'esercizio portati a nuovo non deve scendere al di sotto dell'importo complessivo residuo dei componenti negativi dedotti extracontabilmente che, al netto del fondo imposte differite, è stimabile in 7,6 milioni.Qualora si verifichitale evenienza,l'importo delle riserve e/o utili dell'esercizio distribuiti che intacca il livello minimo concorrerà a formare il reddito imponibile della Società.

Si precisa che la quota indisponibile della"Riserva transizione IAS e utili a nuovo"si riferisce alla riserva indisponibile ⁵ destinata dall'Assemblea dei Soci del 14 aprile 2011 ad accogliere parte dell'utile dell'esercizio 2010,pari a 346.404 migliaia di Euro,corrispondente alla quota non realizzata, al netto del relativo onere fiscale, della plusvalenza derivante dalla costituzione della joint venture TotalErg S.p.A.

A seguito dell'approvazione del Bilancio 2012 è stata liberata una parte della quota indisponibile della"Riserva transizione IAS e utili a nuovo"per un importo pari a 145.484.000,00 Euro corrispondente alla svalutazione,al netto delrelativo effetto fiscale,della partecipazione nella joint venture TotalErg S.p.A.

Siricorda altresì che a seguitodell'approvazionedel Bilancio 2013 è stata liberata un'ulteriorequota indisponibile della"Riserva transizione IAS e utili a nuovo"per un importo pari a 84.629.740,86 Euro corrispondente alla svalutazione,al netto delrelativo effetto fiscale,della partecipazione nella joint venture TotalErg S.p.A.

⁵ Ai sensi dell'art. 6, comma 1, lettera a) del Decreto Legislativo n. 38/2005.

	31/12/2014	31/12/2013

SALDO D'INIZIO PERIODO	758	1.225
INCREMENTI	915	1.503
DECREMENTI	(1.364)	(1.553)
RICLASSIFICA IFRS 5	–	(416)
ALTRE VARIAZIONI	–	–
SALDO DI FINE PERIODO	310	758

La posta accoglie la stima della passività,determinata sulla base di tecniche attuariali,relativa al trattamento di fine rapporto da corrispondere ai dipendenti all'atto della cessazione del rapporto di lavoro. Si precisa che la movimentazione esposta in tabella non include la quota di TFR maturato e trasferito al fondo di Tesoreria INPS.

Di seguito sono le principale ipotesi usate nel determinare il valore attuariale della passività relativa al trattamento di fine rapporto. Si precisa che il tasso di attualizzazione è stato determinato sulla base di un panel di titoli corporate con scadenza 10 anni o più con rating AA.

	2014
TASSO DI SCONTO	1,50%
TASSO DI INFLAZIONE	1,50%
TASSO MEDIO DI ROTAZIONE	3,00%
TASSO MEDIO INCREMENTO RETRIBUZIONI	1,50%
ETÀ ANAGRAFICA MEDIA	42

La seguente tabella evidenzia l'impatto sulla passività a seguito di una variazione del +/-0,5% del tasso di attualizzazione.

	2014
VARIAZIONE TASSO ATTUALIZZATO +0,5%: MINORE PASSIVITÀ	(20)
VARIAZIONE TASSO ATTUALIZZATO -0,5%: MAGGIORE PASSIVITÀ	22

NOTA 13 – PASSIVITÀ PER IMPOSTE DIFFERITE

	31/12/2014		31/12/2013
	DIFFERENZE TEMPORANEE	EFFETTO FISCALE	DIFFERENZE TEMPORANEE	EFFETTO FISCALE
VALUTAZIONE ATTUARIALE TFR	641	189	641	189
UTILI SU CAMBI NON REALIZZATI	79	22	7.207	1.974
PLUSVALENZA OPERAZIONE TOTALERG 2010	–	–	5.930	1.631
ALTRE IMPOSTE DIFFERITE	5.973	1.632	4.544	1.249
RICLASSIFICA IFRS 5	–	–	(47)	(16)
TOTALE		1.843		5.027

La passività per imposte differite è stanziata sulla base delle differenze temporanee,soggette a tassazione differita, fra il valore delle attività e delle passività ai fini civilistici e il valore delle stesse ai fini fiscali.L'aliquota utilizzata per il calcolo delle imposte differite è pari all'aliquota nominale IRES (27,5%) in vigore dal 1° gennaio 2008 e all'aliquota nominale IRAP (3,9%). Le imposte differite al 31 dicembre 2014 sono pari a 1,8 milioni (5 milioni al 31 dicembre 2013).

NOTA 14 – FONDI PER RISCHI E ONERI NON CORRENTI

Il valore dei fondi per rischi e oneri non correnti è pari a 83.639 migliaia di Euro (91.661 al 31 dicembre 2013).La voce si riferisce principalmente a un fondo stanziato per fronteggiare eventuali rischi e oneri relativi al Sito di Priolo anche in conseguenza dell'uscita dal Business della Raffinazione.Per maggiori dettaglisirimanda a quanto indicato allaNota 23 – Passività potenziali e contenziosi.

NOTA 15 – PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI

	31/12/2014	31/12/2013
MUTUI E FINANZIAMENTI A MEDIO E LUNGOTERMINE	13.583	119.248
QUOTA CORRENTE FINANZIAMENTI A MEDIO E LUNGOTERMINE	(13.583)	(85.383)
TOTALE	–	33.865

I mutui e finanziamenti a medio e lungo termine al 31 dicembre 2014 sono pari a 13,6 milioni e sono riferiti al finanziamento erogato dalla Banca Europea per gli investimenti a fronte del Progetto"ERG Energia Sicilia".Sisegnala che tale finanziamento sarà rimborsato entro il 31 dicembre 2015 ed è assistito da garanzie per un importo pari a 51 milioni.

I finanziamenti a fronte dei quali al momento dell'accensione sono state pagate commissioni e altri oneri accessori rilevanti sono stati rilevati secondo il metodo del costo ammortizzato in applicazione dello IAS 39. Si segnala che nel corso del 2014 non sono stati accesi nuovi finanziamenti.

Al 31 dicembre 2014 iltasso di interesse medio ponderato del mutuo e finanziamento era dello 0,92% (1,62% al 31 dicembre 2013).

Sisegnala che al 31 dicembre 2014 esiste un unico finanziamento il cuisaldo residuo è interamente diventato esigibile entro dodici mesi e pertanto viene esposto nelle passività finanziare correnti (Nota 19 - Passività finanziarie correnti).

NOTA 16 – ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI

Il valore al 31 dicembre 2014,pari a 7.603 migliaia di Euro (4.591 al 31 dicembre 2013),rappresenta principalmente debiti verso dipendenti e Amministratori.

	31/12/2014	31/12/2013	INCREMENTI	DECREMENTI	ALTRE VARIAZIONI
FONDO PER COPERTURA PERDITE SOCIETÀ PARTECIPATE	14.007	4.649	9.358	–	–
FONDO RISCHI AMBIENTALI	381	381	–	–	–
FONDO RISCHI LEGALI	385	641	–	(256)	–
ALTRI FONDI	21.114	10.445	14.429	(3.760)	–
TOTALE	35.887	16.116	23.787	(4.016)	–

NOTA 17 – FONDI PER RISCHI E ONERI CORRENTI

Il valore al 31 dicembre 2014 dei fondi rischi e oneri è ritenuto capiente per fronteggiare eventuali rischi e oneri futuri.

La colonna incrementi del fondo copertura perdita delle società partecipate riflette lo stanziamento del fondo sulla partecipazione in ERG Supply & Trading S.p.A. come meglio spiegato al paragrafo Partecipazioni.

La colonna incrementi degli altri fondi, include gli accantonamenti per cause con personale, i costi previsti per uscita di personale e oneri di ristrutturazione del portafoglio di attività.

NOTA 18 – DEBITI COMMERCIALI

	31/12/2014	31/12/2013
DEBITI VERSO FORNITORI	50.714	298.916
DEBITI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO	34.468	385
TOTALE	85.182	299.301

I"Debiti verso fornitori"derivano da rapporti di natura commerciale verso fornitori nazionali ed esteri pagabili entro l'esercizio successivo. Nel 2013 la voce includeva debiti per prestazioni di servizi terzi e consulenze e debiti relativi al settore Oil non trasferiti ai fini IFRS5. I debiti commerciali includono principalmente debiti relativi a forniture Oil di anni precedenti

oltre che altri debiti per prestazioni di servizi terzi e consulenze. I"Debiti verso società del Gruppo"includono principalmente debiti per prestazioni di servizi e consulenze.

NOTA 19 – PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI

	31/12/2014	31/12/2013
BANCHE A BREVE
BANCHE A BREVE IN EURO	58.774	199.892
BANCHE A BREVE IN VALUTA	3	–
	58.777	199.892
ALTRE PASSIVITÀ FINANZIARIE A BREVE
QUOTA A BREVE DEBITI VERSO BANCHE A MEDIO LUNGOTERMINE	13.583	85.383
PROJECT FINANCING A BREVE TERMINE	–	–
DEBITI FINANZIARI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO	551.719	19.405
ALTRI DEBITI FINANZIARI A BREVE	43	3.155
	565.345	107.943
TOTALE	624.122	307.835

Al 31 dicembre 2014 il tasso di interesse medio ponderato sull'indebitamento a breve era dello 0,80% (1,47% al 31 dicembre 2013).

I"Debiti finanziari verso società del Gruppo"includono principalmente:

i debiti derivanti dalla gestione finanziaria di ISAB Energy (435.719 migliaia di Euro);
i debiti derivanti dalla gestione finanziaria di ERG Renew (89.072 migliaia di Euro);
i debiti derivanti dalla gestione finanziaria di ISAB Energy Services(11.000 migliaia di Euro);
il debito per cash pooling verso ERG Power Generation (13.979 migliaia di Euro).

	31/12/2014	31/12/2013
DEBITI TRIBUTARI	553	17.613
DEBITI VERSO ERARIO PER ACCISE	270	–
DEBITI VERSO IL PERSONALE	2.244	4.988
DEBITI VERSO ISTITUTI DI PREVIDENZA E ASSISTENZA	1.099	2.053
ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI	100.649	82.447
TOTALE	104.813	107.100

NOTA 20 – ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI

I"Debiti verso il personale"sono relativi alle competenze del periodo non ancora liquidate e includono ferie,riposi compensativi non goduti,premio di produttività e bonuslegati al Piano di Compensation per il Management.

I"Debiti verso istituti di previdenza e assistenza"sono relativi ai contributi di competenza su salari e stipendi del mese di dicembre 2014.

Le"Altre passività correnti minori"sono composte principalmente da altri debiti a breve verso controllate (15.594 migliaia di Euro) e altri debiti verso imprese a controllo congiunto (84.340 migliaia di Euro).

NOTA 21 – ATTIVITÀ E PASSIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE E RISULTATO NETTO

PerlapredisposizionedelContoEconomicodel Bilancio2013,relativamente altrasferimentodella Business Unit Power, era stata riclassificata ai fini IFRS 5 la migliore stima delle poste patrimoniali ed economiche non essendo ancora stato formalizzato il perimetro oggetto del conferimento.

Si precisa che a valle della formalizzazione del perimetro di conferimento della Business Unit Power avvenuto il 1°luglio 2014,il Conto Economico del 2013 è stato modificato rispetto a quello presentato l'anno scorso in funzione delle migliori stime disponibili al momento della redazione del bilancio. Rispetto all'ipotesi precedente è stata mantenuta nell'ambito del perimetro di ERG S.p.A.la commercializzazione al mercato dell'energia prodotta dai parchi eolici delle società del Gruppo. Per completezza si riportano sotto i dati così come esposti nel Bilancio 2013 nella Nota 23 e i dati del 2013 modificati a valle di quanto precedentemente esposto al fine di una maggiore comparabilità dei dati.

I dati IFRS 5 del Conto Economico 2014 includono le poste stabilite a valle del perfezionamento del perimetro di conferimento che ha sostanzialmente implicato il trasferimento di tutte le attività relative al Business Power fatta eccezione per la rivendita dell'energia elettrica al mercato acquisita dai parchi eolici del Gruppo ERG.

	NOTE	2014	2013	2013
(MIGLIAIA DI EURO)			RICLASSIFICATO
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	A)	330.665	832.673	890.091
ALTRI RICAVI E PROVENTI		2.161	2.262	2.262
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE PRODOTTI		–	(711)	(711)
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE MATERIE PRIME		–	–	–
COSTI PER ACQUISTI	B)	(242.991)	(645.630)	(700.810)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI	C)	(78.403)	(155.159)	(157.396)
COSTI DEL LAVORO		(2.888)	(4.798)	(4.798)
MARGINE OPERATIVO LORDO		8.544	28.637	28.637

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI		(291)	(770)	(770)
PROVENTI (ONERI) DA CESSIONE RAMO D'AZIENDA		–	–	–

PROVENTI FINANZIARI		–	–	–
ONERI FINANZIARI		–	–	–
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI		–	–	–

PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI		–	3.829	3.829
ALTRI PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI		–	–	–
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI		–	3.829	3.829

RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		8.253	31.697	31.697
IMPOSTE SUL REDDITO		(3.204)	(7.326)	(7.326)
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE		5.049	24.371	24.371

Note

A) I ricavi della gestione caratteristica sono costituiti essenzialmente:
dalla vendita di energia elettrica e gas,somministrazione di vapore,acqua demi e altre utilities,"certificati verdi"e Titoli di Efficienza Energetica;
da prestazioni di servizio a società del Gruppo.
B) I costi per acquisti si riferiscono essenzialmente:
all'acquisto di gas, costi di acquisto di combustibili,energia elettrica,altre utilities,CO2, e"certificati verdi".
C) I costi per servizi e altri costi si riferiscono principalmente a:
oneri per 65 milioni relativi alla"tolling"fee nell'ambito dell'omonimo contratto con la controllata ERG Power S.r.l.;
oneri commerciali, di distribuzione e trasporto per 4 milioni.

Si presenta di seguito la colonna dei dati di Stato Patrimoniale così come esposti nel Bilancio 2013, e altresì dati del 2013 riclassificati a valle del perfezionamento del perimetro di conferimento nella colonna"2013 riclassificato".

ATTIVITÀ IMMATERIALI 756.102 – 756.102 AVVIAMENTO – – – IMMOBILI, IMPIANTI E MACCHINARI – – – PARTECIPAZIONI A) 1.077.405 (949.934) 127.471 ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE B) 634.999 (634.999) – ATTIVITÀ PER IMPOSTE ANTICIPATE 1.899.702 – 1.899.702 ALTRE ATTIVITÀ NON CORRENTI – – – ATTIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE A ESSERE TRASFERITE 4.368.207 (1.584.933) 2.783.274 RIMANENZE – – – CREDITI COMMERCIALI 144.295.383 – 144.295.383 ALTRI CREDITI E ATTIVITÀ CORRENTI C) 31.505.298 (962.177) 30.543.121 ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI D) 3.907.319 (2.200.000) 1.707.319 DISPONIBILITÀ LIQUIDE E MEZZI EQUIVALENTI – – – ATTIVITÀ CORRENTI DESTINATE A ESSERE TRASFERITE 179.708.000 (3.162.177) 176.545.823 TOTALE ATTIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE 184.076.207 (4.747.110) 179.329.097 TRATTAMENTO FINE RAPPORTO 151.838 (30.789) 121.049 PASSIVITÀ PER IMPOSTE DIFFERITE 15.932 – 15.932 FONDI PER RISCHI E ONERI NON CORRENTI – – – PASSIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI – – – ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI 380.507 – 380.507 PASSIVITÀ NON CORRENTI DESTINATE A ESSERE TRASFERITE 548.277 (30.789) 517.488 FONDI PER RISCHI E ONERI CORRENTI 891.743 18.951.569 19.843.313 DEBITI COMMERCIALI E) 140.985.428 – 140.985.428 PASSIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI 95.515 – 95.515 ALTRE PASSIVITÀ CORRENTI 1.078.755 – 1.078.755 PASSIVITÀ CORRENTI DESTINATE A ESSERE TRASFERITE 143.051.441 18.951.569 162.003.010 TOTALE PASSIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE 143.599.718 18.920.780 162.520.498	(MIGLIAIA DI EURO)	NOTE	2013	DELTA PERIMETRO	2013 RICLASSIFICATO

A valle del perfezionamento del perimetro di conferimento:

A) la partecipazione in Ionio Gas in liquidazione S.r.l. è rimasta in ERG S.p.A. e non è stata oggetto di conferimento in ERG Power Generation S.p.A.Non rientra quindi più nel perimetro IFRS 5 del 2013;
B) ERG S.p.A.mantiene la titolarità dei crediti per acconti relativi ai versamenti per quote CO2 all'Italian Carbon Fund.Non rientra quindi più nel perimetro IFRS 5 del 2013;
C) ERG S.p.A. mantiene la titolarità delle quote CO2 assegnate dall'Italian Carbon Fund.Non rientra quindi più nel perimetro IFRS 5 del 2013;
D) non è stato conferito a ERG Power Generation S.p.A.il credito finanziario verso IREN Mercato per la cessione del ramo commerciale.Non rientra quindi più nel perimetro IFRS 5 del 2013;
E) il fondo rischi partecipazioni legato all'Impairment testsu ERG Nuove Centrali S.p.A.è stato conferito in ERG Power Generation S.p.A.: entra quindi nel perimetro IFRS 5 del 2013.

Per ulteriori dettagli si rimanda alle note specifiche sulle poste dello Stato Patrimoniale.

	31/12/2014	31/12/2013
FIDEIUSSIONI A FAVORE DI SOCIETÀ DEL GRUPPO	251.319	91.343
FIDEIUSSIONI PRESTATE A FAVORE DI TERZI	52.229	2.644
NOSTRI IMPEGNI VERSOTERZI	126	6.037
TOTALE	303.674	100.024

NOTA 22 – GARANZIE, IMPEGNI E RISCHI

Le fideiussioni a favore di società del Gruppo si riferiscono principalmente alle garanzie prestate a società controllate con riferimento a contratti di finanziamento.

Le fideiussioni prestate a favore di terzi afferiscono principalmente a fideiussioni a favore di fornitori esteri con riferimento a contratti relativi alla fornitura di greggio ed energia elettrica. Gli impegni verso terzi costituiscono principalmente impegni per la direzione dei sistemi informativi In particolare afferenti all'area finanza.

Si segnala inoltre che risultano in essere a fine periodo 50 milioni (344 milioni nel 2013) di fideiussioni a garanzia di debiti commerciali esistenti al 31 dicembre 2014 rilasciate da banche a fornitori della Società.

Si segnala infine che ERG S.p.A. ha rilasciato Parent Company Guarantee rilasciate a favore di Società del Gruppo relative principalmente al Business Oil per circa 2,3 miliardi di Euro.

NOTA 23 – PASSIVITÀ POTENZIALI E CONTENZIOSI

ERG S.p.A.è parte in procedimenti civili,amministrativi e fiscali e in azioni legali inerenti il normale svolgimento delle proprie attività.Tuttavia,sulla base delle informazioni a disposizione e considerando i fondirischistanziati,siritiene che tali procedimenti e azioni non determineranno effetti negativi rilevanti sul Gruppo.

Sito di Priolo

Come già indicato nel Bilancio 2013,in data 30 dicembre 2013 ERG S.p.A.aveva ceduto l'ultima quota detenuta in ISAB S.r.l.,uscendo in via definitiva dal Business della Raffinazione costiera. Tuttavia,risultano ancora in essere alcune passività potenziali legate al Sito di Priolo relative ad anni precedenti e non ancora definite compiutamente.

In occasione della redazione del Bilancio 2013, in considerazione dell'alea insita nei contenziosi anche tributari,della complessità dei rapporti disito e in generale della conclusione delle attività legate al Business della Raffinazione costiera si era proceduto a una valutazione complessiva del rischio connesso alle tematiche sopra commentate,stimando lo stanziamento di un"Fondo Sito di Priolo"pari a 91 milioni (83 milioni al 31 dicembre 2014).

In particolare:

Con riferimento alla controversia a suo tempo instaurata da ERG Raffinerie Mediterranee (ora ERG S.p.A.) con le Autorità Tributarie in merito all'applicazione delle tasse portuali agli imbarchi e sbarchi presso il pontile di Santa Panagia,si ricorda che in data 6 aprile 2011 la Commissione Tributaria Provinciale di Siracusa si è pronunciata nel merito accogliendo parzialmente il ricorso della società e dichiarando non dovute le tasse portuali fino a tutto il 2006,dichiarandole invece dovute a partire dal 2007.La sentenza di primo grado è stata impugnata nei termini dall'Agenzia delle Entrate e da ERG con appello incidentale relativamente al periodo successivo al 2006. Nel corso dell'udienza di discussione dell'11 febbraio 2013 sono state esposte al Collegio da parte dell'Avvocatura dello Stato e da parte dei legali della Società le tesi a sostegno di ciascuna parte. La sentenza di secondo grado, emessa dalla Commissione Tributaria Regionale e depositata in data 27 maggio 2013, ha definito l'appello riformando la sentenza di primo grado in senso negativo per ERG.A seguito di un'approfondita valutazione delle motivazioni della sentenza di secondo grado, la società ha deciso di ricorrere in Cassazione, ritenendo le proprie ragioni solidamente fondate (in particolare riguardo alla nozione di porto aisensi della L.84/94 e alla presunta valenza novativa o retroattiva dell'art.1 comma 986 della Legge Finanziaria per il 2007).La Commissione Tributaria Regionale di Siracusa in data 4 novembre 2013 ha accolto la richiesta disospensiva dell'efficacia della sentenza disecondo grado a fronte del rilascio di una fideiussione assicurativa a prima richiesta in favore dell'Agenzia delleDogane.Si attende la fissazione dell'udienza.Si ricorda che a partire dal 2007 i tributi di riferimento erano già stati rilevati a Conto Economico per competenza e nessun accantonamento era stato invece effettuato per gli anni dal 2001 al 2006;

con riferimento al rischio ambientale, per quanto riguarda il Sito Sud la probabilità di esposizione a passività potenziali è giudicata remota in quanto il rischio in commento è già circoscritto dalla transazione sottoscritta con il Ministero dell'Ambiente nell'agosto 2011 e registrata dalla Corte dei Conti in data 20 dicembre 2011 e quantificato dal Settlement Agreement sottoscritto in data 30 dicembre 2013 tra ERG e LUKOIL.

Per quanto riguarda il Sito Nord, in dipendenza del duplice meccanismo di garanzie derivante sia dal contratto perfezionato con ENI (precedente proprietario del sito), che da quello perfezionato con LUKOIL (nuovo proprietario) ne deriva quanto segue:(i) per i potenziali danni ambientali antecedenti il 1° ottobre 2002, risponde ENI illimitatamente; (ii) con riferimento ai potenziali danni relativi al periodo 1° ottobre 2002 – 1° dicembre 2008 e derivanti dalla violazione delle garanzie ambientali rilasciate da ERG,risponde quest'ultima. Alla responsabilità contrattuale di ERG nei confronti di LUKOIL si applicano le seguenti limitazioni:(a) limite massimo superiore applicabile pari al prezzo di cessione della partecipazione in ISAB S.r.l.; (b) le garanzie ambientali hanno una durata di 10 anni e nel caso di incerta identificazione del periodo cui si riferisce il potenziale danno si applica un decalage sino al 2018.

Nel contratto con LUKOIL è prevista una responsabilità di ERG illimitata nel tempo per i potenziali danni legati a eventi noti al momento di stipula del contratto (Known Environmental Matters). Fino a un importo di 33,4 milioni gli oneri sono ripartiti tra ERG e LUKOIL (51% e 49%);

con riferimento airapporti commerciali di sito rimangono ancora in via di definizione alcune posizioni sia di natura creditoria che debitoria relative principalmente a forniture di prodotti petroliferi e utilities relative ad anni precedenti.

In occasione della redazione del presente Bilancio per l'esercizio 2014, il Management del Gruppo,assistito dalle funzioni aziendali preposte e dai pareri dei propri consulenti legali e fiscali, ha curato una complessiva rianalisi delle tematiche sopra descritte,rilevando la sostanziale assenza di elementi di novità e confermando pertanto la congruità delle valutazioni precedentemente operate.Al 31 dicembre 2014,pertanto,il fondo rischi è ritenuto adeguato e nel periodo si segnala un utilizzo parziale per circa 8 milioni legato alla soluzione di alcune tematiche commerciali.

TotalErg

Il 3 dicembre 2013,presso le sedi di TotalErg S.p.A.di Roma e Milano e di ERG S.p.A.di Genova, la Guardia di Finanza di Roma ha dato esecuzione al decreto di perquisizione emesso dalla Procura della Repubblica presso il Tribunale di Roma nell'ambito di un procedimento penale avviato nei confronti di alcuni esponenti di ERG S.p.A. e di TotalErg S.p.A. (società nata dalla fusione per incorporazione di Total Italia S.p.A. in ERG Petroli S.p.A.).

Le indagini – secondo quanto risulta dall'imputazione formulata nel menzionato decreto – hanno a oggetto presunte irregolarità fiscali riferite all'esercizio 2010,che sarebbero state realizzate attraverso la registrazione nella contabilità di TotalErg S.p.A.di fatture per asserite operazioni inesistenti di acquisto greggi,emesse per complessivi 904 milioni da società con sede alle Bermuda appartenenti al Gruppo Total, i cui costi sono stati inclusi nelle dichiarazioni fiscali di TotalErg S.p.A., e recepite dalla consolidante ERG S.p.A.nella dichiarazione del"consolidato fiscale nazionale"del Gruppo ERG.

Non appena avuta notizia delle indagini in corso,la Società ha avviato un'intensa attività di verifica, diretta alla puntuale ricostruzione dei fatti e delle operazioni oggetto di contestazione, nonché un'attenta analisi del sistema dei controlli interni.

Sotto il profilo tributario, in data 6 agosto 2014 ERG S.p.A., a seguito delle stesse indagini ha ricevuto,in qualità di consolidante fiscale,un processo verbale di constatazione da parte della Guardia di Finanza di Roma redatto nei confronti di TotalErg il cui contenuto richiama sostanzialmente le predette contestazioni.

Si segnala inoltre che, in pari data,TotalErg ha ricevuto un processo verbale di constatazione per presunte irregolarità fiscali relative a Total Italia per gli anni 2007, 2008, 2009, di natura e importisostanzialmente analoghi per ciascun esercizio a quelle sopra richiamate,riferite quindi a periodi anteriori alla costituzione della joint venture TotalErg.Al riguardo si ricorda comunque che l'accordo di joint venture con Total prevede un adeguato reciproco apparato di garanzie.

Alla data di autorizzazione alla pubblicazione del presente documento non risulta emesso nessun avviso di accertamento nei confronti della società.

ERG ritiene di aver sempre operato nel pieno rispetto delle leggi e delle normative vigenti e confida pertanto che verrà accertata la propria totale estraneità ai fatti oggetto dell'indagine.

ANALISI DEL CONTO ECONOMICO

Le singole voci riportate nelle seguenti tabelle presentano i valori dei ricavi e dei costi 2014 e 2013 delle attività non destinate alla dismissione,al netto dei ricavi e costi IFRS 5 così come specificato nel paragrafo Nuovo Modello Organizzativo e Nota 21 – Attività e Passività destinate a essere trasferite e risultato netto.

I commenti sono pertanto coerenti con tale impostazione.

NOTA 24 – RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA

	2014	2013
RICAVI DELLE VENDITE	113.648	63.519
RICAVI DELLE PRESTAZIONI	8.604	–
TOTALE	122.252	63.519

I"Ricavi delle vendite"si riferiscono alla vendita di energia alla ERG Power Generation S.p.A.comprata dalle società del Gruppo Renew.

I"Ricavi delle prestazioni"si riferiscono principalmente ad addebiti per prestazioni diservizi a controllate.

NOTA 25 - ALTRI RICAVI E PROVENTI

	2014	2013
ALTRI RICAVI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO	3.631	10.167
RECUPERI SPESE DA TERZI	427	190
ALTRI DIVERSI	8.358	62
TOTALE	12.416	10.419

Gli"Altri ricavi verso società del Gruppo"riguardano essenzialmente altri recuperi ed addebiti verso società del Gruppo, legati a consulenze varie e progetti speciali, e i contratti di servizi. Gli"Altri ricavi diversi"includono principalmente ricavi per contributo a fondo perduto Legge 488 incassato nel 2014 relativo agli impianti della Raffineria di proprietà di ERG Raffinerie Mediterranee S.p.A.fusa in ERG S.p.A.nel 2010.

La voce include inoltre l'impatto positivo dello stralcio di stanziamenti di anni precedenti.

NOTA 26 - COSTI PER ACQUISTI

I"Costi per acquisti", pari a 103.109 migliaia di Euro (55.386 migliaia di Euro nel 2013) si riferiscono all'acquisto di energia dalle società del Gruppo Renew che ERG S.p.A. ha venduto a ERG Power Generation S.p.A.nel corso dell'esercizio.

NOTA 27 – COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI

	2014	2013
COSTI PER SERVIZI	37.681	20.127
AFFITTI PASSIVI,CANONI E NOLEGGI	987	3.820
ACCANTONAMENTI PER RISCHI E ONERI	14.764	2.020
IMPOSTE E TASSE	1.646	992
ALTRI COSTI DI GESTIONE	1.921	2.334
TOTALE	56.999	29.292

Gli accantonamenti per rischi e oneri includono potenziali oneri per cause con personale e ristrutturazione del portafoglio di attività.

I costi per servizi sono così composti:

	2014	2013
UTENZE E SOMMINISTRAZIONI	262	406
ASSICURAZIONI	1.026	793
CONSULENZE E MEDIAZIONI	5.649	6.682
PUBBLICITÀ E PROMOZIONI	437	562
COMPENSI AMMINISTRATORI E SINDACI	8.647	8.938
ALTRI SERVIZI	21.660	2.746
TOTALE	37.681	20.127

La voce include principalmente costi per consulenze, compensi ad Amministratori e Sindaci. La voce"Altri serviziӏ significatamente aumentata in particolare per l'incremento delle prestazioni da altre società del Gruppo,servizi EDP da terzi,servizi per il personale, altre prestazioni tra cui ilservizio prestato per l'intero esercizio da ERG Renew in relazione all'acquisto di energia elettrica di ERG S.p.A.dai parchi eolici del Gruppo Renew.

NOTA 28 – COSTI DEL LAVORO

	2014	2013
SALARI E STIPENDI	8.927	15.741
ONERI SOCIALI	2.920	4.755
TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	619	1.087
ALTRI COSTI	2.848	5.027
TOTALE	15.314	26.610

Si evidenzia di seguito la composizione dell'organico di ERG S.p.A.(unità medie del periodo):

	2014	2013
DIRIGENTI	23	39
QUADRI	54	110
IMPIEGATI	39	137
TOTALE	115	286

Si precisa che al 31 dicembre 2014 il numero dei dipendenti ammontava complessivamente a 89 unità (281 unità al 31 dicembre 2013).

Il decremento include al conferimento di personale in ERG Power Generation S.p.A., ERG Services S.p.A. e ERG Supply & Trading S.p.A.

NOTA 29 – AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI

	2014	2013
AMMORTAMENTI IMMOBILIZZAZIONI IMMATERIALI	159	1.470
AMMORTAMENTI IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI	116	1.120
SVALUTAZIONI DELLE IMMOBILIZZAZIONI	–	–
TOTALE	275	2.590

NOTA 30 – PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI

	2014	2013
PROVENTI
DIFFERENZE CAMBIO ATTIVE	1.430	–
INTERESSI ATTIVI BANCARI	13.937	11.367
DA CREDITI ISCRITTI NELLE ATTIVITÀ FINANZIARIE NON CORRENTI	1.865	6.538
ALTRI PROVENTI FINANZIARI	8.430	–
	25.662	17.905

ONERI
DIFFERENZE CAMBIO PASSIVE	(4.187)	–
DA IMPRESE CONTROLLATE	(1.531)	(513)
INTERESSI PASSIVI BANCARI A BREVE TERMINE	(2.393)	(4.202)
INTERESSI PASSIVI A MEDIO–LUNGOTERMINE	(1.711)	(4.502)
ALTRI ONERI FINANZIARI	(1.010)	(2.068)
	(10.883)	(11.286)

TOTALE	14.829	6.619

I proventi e gli oneri verso imprese controllate sono relativi agli interessisui rapporti di conto corrente e di cash pooling in essere con le società del Gruppo.

L'ammontare degli interessi attivi bancari riguarda l'impiego della liquidità disponibile in conti deposito.

Gli interessi passivisu finanziamenti a medio-lungo termine sono diminuiti principalmente a seguito della diminuzione del debito residuo.

La voce riflette le riclassifiche IFRS 5 relative alle differenze cambio legate alle attività Oil.

2014	2013
39.514	20.318
59	36
38.793	34.468
(19.590)	(85.810)
58.777	(30.988)

NOTA 31 – PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI

La voce "Dividendi e altri proventi da controllate" si riferisce ai dividendi distribuiti da ISAB Energy S.r.l. per 22.950 migliaia di Euro e alla plusvalenza generata dalla vendita della partecipazione in ERG Oil Sicilia S.r.l.per 16.564 migliaia di Euro precedentemente commentata. La voce "Rivalutazioni" accoglie il ripristino del valore della partecipazione in ERG Renew a 688.793 migliaia di Euro come meglio commentato nel capitolo Impairment test su partecipazioni.

La voce "Svalutazioni" accoglie principalmente la svalutazione della partecipazione in ERG Supply & Trading S.p.A. come meglio commentato nel capitolo delle Partecipazioni.

NOTA 32 – IMPOSTE SUL REDDITO

	2014	2013
IRES DELL'ESERCIZIO	(347)	–
IRES DIFFERITA	–	101
IRAP DIFFERITA	–	–
IMPOSTE ESERCIZIO PRECEDENTE	1.527	1.765
IMPOSTE SOSTITUTIVE	–	–
BENEFICIO DA CONSOLIDATO FISCALE E IMPOSTE ANTICIPATE	7.246	7.514
TOTALE	8.425	9.380

L'accantonamento delle imposte sul reddito del periodo è stato calcolato tenendo conto del prevedibile imponibile fiscale.

Dopo le riclassifiche ai fini IFRS5, le imposte dell'esercizio, positive per 8.425 migliaia di Euro, includono l'onere per IRES dell'esercizio (347 migliaia di Euro), il rimborso dell'IRES conseguente la sopravvenuta deducibilità dell'IRAP per gli anni 2004-2007 (205 migliaia di Euro) e lo stanziamento/utilizzo di imposte differite/anticipate su altre componenti di reddito per un saldo netto di 7.246 migliaia di Euro.

Si riepilogano di seguito i rapporti patrimoniali derivanti dal consolidato fiscale:

	31/12/2014	31/12/2013
CREDITI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO (A DEBITI VERSO ERARIO)	74.845	(45.385)
DEBITI VERSO SOCIETÀ DEL GRUPPO (A CREDITI VERSO ERARIO)	(79.768)	23.466
POSIZIONE A DEBITO DI ERG S.P.A.	(347)	26.434
TOTALE	(5.270)	4.515

RICONCILIAZIONE TRA ONERE FISCALE DA BILANCIO E ONERE FISCALE TEORICO (1)

Si riporta diseguito la riconciliazione dell'onere fiscale da bilancio e onere fiscale teorico prima dell'applicazione dell'IFRS 5.

	IMPONIBILE	IMPOSTA
RISULTATO ANTE IMPOSTE	40.829
ONERE FISCALE TEORICO (27,5%)		11.228

VARIAZIONI FISCALI PERMANENTI	(53.898)
IMPONIBILE FISCALE (IRES)		(13.069)

IRES ALIQUOTA (27,5%)		(3.594)
STRALCIO IMPOSTE ANTICIPATE IRES/ALTRE VARIAZIONI		(253)
IMPOSTE ESERCIZI PRECEDENTI IRES		(1.527)

IRAP
DIFFERENZA TRA COSTI E RICAVI DELLA PRODUZIONE	(32.776)
COSTI E RICAVI NON RILEVANTI AI FINI IRAP	18.202
BASE IMPONIBILE TEORICA AI FINI IRAP	(14.574)

ONERE FISCALE TEORICO (ALIQUOTA 4,82%)		–
VARIAZIONI FISCALI PERMANENTI	17.131

IMPONIBILE FISCALE (IRES)		2.557

IRAP A BILANCIO		123
STRALCIO IMPOSTE ANTICIPATE IRAP/ALTRE VARIAZIONI		30

TOTALE IMPOSTE A BILANCIO		(5.221)
(1) le variazioni fiscali permanenti sono costituite principalmente dai dividendi da società controllate e dalle svalutazioni di partecipazioni

NOTA 33 – POSTE NON RICORRENTI

Le poste non ricorrenti dell'esercizio 2014 al lordo dell'effetto fiscale si riferiscono a:

proventi derivanti dal contributo L. 488 per 5,1 milioni;
stralcio di passività commerciali pregresse non più dovuti legati ai Business ceduti o chiusi per 2,7 milioni;
accantonamenti per rischi e onerisu possibili contenziosi e riorganizzazione per 2,2 milioni;
accantonamenti per rischi e oneri potenziali su ristrutturazione portafoglio di attività per 11,9 milioni;
oneri per operazioni straordinarie e studi di progetti speciali per 6,6 milioni;
plusvalenza generata dalla vendita della partecipazione in ERG Oil Sicilia S.r.l.per 16,6 milioni e relativi oneri accessori.

NOTA 34 – PARTI CORRELATE

Nelle seguenti tabelle si dà evidenza del dettaglio delle attività, passività, proventi e oneri verso parti correlate. Si precisa che i valori riportati sono ante riclassifica IFRS 5.

Anno 2014 – Situazione Patrimoniale finanziaria – Attivo

	ALTRE ATTIVITÀ FINANZIARIE	CREDITI COMMERCIALI	ALTRI CREDITI E ATTIVITÀ CORRENTI	ATTIVITÀ FINANZIARIE CORRENTI
PARTI CORRELATE
ERG EOLICA FOSSA DEL LUPO S.R.L.	–	–	3.065	–
ERG EOLICA BASILICATA S.R.L.	–	–	1.568	–
ERG OIL SICILIA S.R.L.	–	462	244	–
ERG EOLICA S.VINCENZO S.R.L.	–	–	1.358	–
ERG POWER S.R.L.	118.670	–	63	–
TOTALERG S.P.A.	–	1.197	63	–
ERG SUPPLY&TRADING S.P.A.	–	885	76	122.784
ERG SERVICES S.P.A.	–	516	1.603	3.321
ERG RENEW S.P.A.	–	2.730	–	41
ISAB ENERGY S.R.L.	–	471	60.205	–
ISAB ENERGY SERVICES S.R.L.	–	411	1.692	–
ERG POWER GENERATION S.P.A.	–	56.296	2.705	3.385
PRIOLO SERVIZI S.C.P.A.	–	260	–	–
ERG PETRÓLEOS S.A.	–	–	–	8.489
ERIDIS S.R.L.	–	–	196	–
TOTALGAZ S.P.A.	–	–	2.001	–
ALTRE	–	67	3.152	–
TOTALE	118.670	63.295	77.991	138.019
% DI INCIDENZA SULLA VOCE TOTALE	99,23%	84,59%	69,60%	96,77%

Anno 2014 – Situazione Patrimoniale finanziaria – Passivo

	ALTRE PASSIVITÀ NON CORRENTI	DEBITI COMMERCIALI	PASSIVITÀ FINANZIARIE	ALTRE PASSIVITÀ
			CORRENTI	CORRENTI
PARTI CORRELATE
ERG EOLICA CAMPANIA S.P.A.	–	2.281	–	184
ERG EOLICA FOSSA DEL LUPO S.R.L.	–	1.404	–	–
ERG EOLICA ADRIATICA S.R.L.	–	2.027	–	195
ERG EOLICA BASILICATA S.R.L.	–	705	–	–
TOTALERG S.P.A.	–	160	–	72.945
ERG SERVICES S.P.A.	–	2.814	894	–
ERG SUPPLY&TRADING S.P.A.	–	50	–	5.517
ERG RENEW S.P.A.	–	12.356	89.421	293
ERG WIND ENERGY S.R.L.	–	7.231	–	–
GESTIONI EUROPA S.P.A.	–	–	–	3.144
ISAB ENERGY S.R.L.	–	–	436.400	778
ISAB ENERGY SERVICES S.R.L.	–	–	11.016	467
ERG POWER GENERATION S.P.A.	–	–	13.989	6.401
GREEN VICARI S.R.L.	–	938	–	–
ALTRE	–	4.497	–	8.898
TOTALE	–	34.463	551.719	98.822

% DI INCIDENZA SULLA VOCE TOTALE	0,00%	40,46%	88,40%	94,28%

Anno 2014 – Conto Economico - Proventi

	RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	ALTRI RICAVI E PROVENTI	PROVENTI FINANZIARI
PARTI CORRELATE
ERG POWER S.R.L.	272	2	4.993
TOTALERG S.P.A.	1.527	848	–
ERG SUPPLY&TRADING S.P.A.	752	410	1.680
ERG SERVICES S.P.A.	1.277	437	49
ERG RENEW S.P.A.	3.224	148	392
ISAB ENERGY S.R.L.	21.010	527	471
ERG POWER GENERATION S.P.A.	55.897	35	517
SAN QUIRICO S.P.A.	–	614	–
PRIOLO SERVIZI S.C.P.A.	7.353	27	–
ALTRE	184	603	18
RICLASSIFICA IFRS 5	(28.177)	(21)	–
TOTALE	63.320	3.630	8.120
% DI INCIDENZA SULLA VOCE TOTALE	51,79%	29,24%	40,51%

Anno 2014 – Conto Economico - Oneri

	COSTI PER ACQUISTI	COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI	ONERI FINANZIARI
PARTI CORRELATE
ERG EOLICA CAMPANIA S.P.A.	10.680	–	–
ERG EOLICA FOSSA DEL LUPO S.R.L.	8.062	–	–
ERG EOLICA ADRIATICA S.R.L.	9.036	–	–
ERG EOLICA AMARONI S.R.L.	1.975	–	–
ERG EOLICA BASILICATA S.R.L.	2.762	–	–
ERG EOLICA S.VINCENZO S.R.L.	2.604	–	–
ERG EOLICA SAN CIREO S.R.L.	2.520	–	–
ERG EOLICA FAETO S.R.L.	1.616	–	–
ERG EOLICA GINESTRA S.R.L.	1.839	–	–
ERG POWER S.R.L.	–	64.561	–
ERG SERVICES S.P.A.	–	7.831	–
ERG RENEW S.P.A.	–	12.354	407
ERG WIND 4 S.R.L.	823	–	–
ERG WIND 6 S.R.L.	2.610	–	–
ERG WIND ENERGY S.R.L.	34.729	–	–
ERG WIND HOLDINGS (ITALY) S.R.L.	–	114	–
ERG WIND SICILIA 6 S.R.L.	3.264	–	–
ISAB ENERGY S.R.L.	37	(1.132)	900
ERG WIND SICILIA 3 S.R.L.	1.875	–	–
GREEN VICARI S.R.L.	3.984	–	–
RAFFINERIE DI ROMA S.P.A.	2.323	–	–
CONSORZIO DELTA TI RESEARCH	–	850	–
ALTRE	45	35	80
RICLASSIFICA IFRS 5	(2.677)	(68.851)	–
TOTALE	88.107	15.761	1.387
% DI INCIDENZA SULLA VOCE TOTALE	85,45%	27,65%	26,59%

I rapporti patrimoniali attivi sono relativi principalmente a crediti di natura commerciale, all'erogazione di finanziamenti, all'IVA di Gruppo e al"consolidato fiscale".

I rapporti patrimoniali passivi riguardano principalmente i debiti di natura commerciale ed i contratti di finanziamento.

I rapporti economici comprendono principalmente gli effetti della compravendita dell'energia prodotta dai parchi eolici delle società del Gruppo oltre che i servizi effettuati nei confronti delle società partecipate ed i dividendi distribuiti dalle società partecipate.

In particolare si evidenziano costi per acquisti dalle società delGruppo Renew perl'acquisto dell'energia prodotta dai parchi eolici che nel corso del primo semestre è stata rivenduta al mercato. A partire dal 1° luglio 2014, a valle del conferimento alla ERG Power Generation S.p.A., ERG S.p.A. vende la sopra commentata energia elettrica ad ERG Power Generation S.p.A. la quale rivende a sua volta al GME. In capo a ERG S.p.A. permane la regolazione degli sbilanciamenti rispetto al programma con Terna. Per effetto del contratto per la vendita dell'energia da ERG S.p.A. a ERG Power Generation S.p.A.stipulato nel secondo semestre del 2014 sono stati traslati su quest'ultima gli effetti economici della commercializzazione di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.

Tutte le operazioni fanno parte della gestione ordinaria e sono regolate a condizioni di mercato. Per quanto riguarda gli altrirapporti con parti correlate,così definite dal principio IAS n.24,sisegnala che nel corso dell'esercizio 2014 sono stati corrisposti 236 migliaia di Euro alla società I.E.C. S.r.l.e 64 migliaia di Euro alla società Sampdoria Marketing & Communication S.r.l.

Sisegnala inoltre che nel mese di giugno 2014 sono stati corrisposti alla Fondazione Edoardo Garrone 100mila Euro quale contributo per l'anno 2014.

Si precisa che gli altri ricavi del Bilancio 2014 includono 614 migliaia di Euro corrisposti da San Quirico alla controllata ERG S.p.A.

NOTA 35 – CORRISPETTIVI DI REVISIONE

In base all'art.149-duodecies del Regolamento Emittenti,si riportano gli oneri di competenza 2012 relativi alle prestazioni effettuate dalla Società di Revisione Deloitte & Touche S.p.A.,revisore principale del Gruppo ERG, e dalle società appartenenti al network a essa correlato.

	2014	2013
SERVIZI DI REVISIONE	160	360
SERVIZI DIVERSI DALLA REVISIONE	287	427
TOTALE	447	787

I servizi diversi dalla revisione si riferiscono a:

procedure di verifica concordate volontariamente richieste sui dati di trimestrale per 212 migliaia di Euro;
altri servizi minori per 75 migliaia di Euro.

NOTA 36 - DIVIDENDI

I dividendi pagati da ERG S.p.A. nel 2014 (142,8 milioni) e nel 2013 (57,1 milioni) deliberati in occasione dell'approvazione del Bilancio dell'anno precedente corrispondono rispettivamente a 1,00 e 0,40 Euro per ciascuna delle azioni aventi diritto alla data di stacco cedola.

Si ricorda che il dividendo pagato nel 2014 includeva una componente non ricorrente di 0,50 Euro per azione alla luce della positiva conclusione di una fase essenziale del progetto strategico di riassetto industriale iniziato nel 2008.

In data 11 marzo 2015 il Consiglio di Amministrazione ha proposto il pagamento agli Azionisti di un dividendo di 0,50 Euro per azione.Il dividendo sarà messo in pagamento a partire dal 20 maggio 2015, previo stacco cedola a partire dal 18 maggio 2015 e record date il 19 maggio 2015.

NOTA 37 – STRUMENTI FINANZIARI

31/12/2014

	FVTPL(1)	HTM	L&R(2)	AFS(3)	ALTRE	DERIVATI DI PASSIVITÀ COPERTURA	TOTALE	DI CUI NON CORRENTE	FAIR VALUE
PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE	–	–	–	491	–	–	491	–	–
CREDITI FINANZIARI	–	–	261.153	923	–	–	262.076	119.593	–
STRUMENTI DERIVATI	–	–	–	–	–	–	–	–	–
CREDITI COMMERCIALI	–	–	74.826	–	–	–	74.826	–	–
TITOLI FINANZIARI NEL CIRCOLANTE	–	–	–	–	–	–	–	–	–
ALTRI CREDITI	–	–	7.446	–	–	–	7.446	2.400	–
DISPONIBILITÀ LIQUIDE	–	–	822.124	–	–	–	822.124	–	–
TOTALE ATTIVITÀ	–	–	1.165.549	1.414	–	–	1.166.963	121.993	–

MUTUI E FINANZIAMENTI	–	–	–	–	13.583	–	13.583	–	–
PROJECT FINANCING NO RECOURSE	–	–	–	–	–	–	–	–	–
DEBITI VERSO BANCHE A BREVE	–	–	–	–	58.777	–	58.777	–	–
DEBITI FINANZIARI	–	–	–	–	551.762	–	551.762	–	–
STRUMENTI DERIVATI	–	–	–	–	–	–	–	–	–
DEBITI COMMERCIALI	–	–	–	–	85.182	–	85.182	–	–
ALTRI DEBITI	–	–	–	–	32.686	–	32.686	7.602	–
TOTALE PASSIVITÀ	–	–	–	–	741.990	–	741.990	7.602	–

(1) FVTPL: Fair value through profit or loss

(2) L&R: Loans and receivables

(3) AFS:Available for sale financial investments

	FVTPL(1)	HTM	L&R(2)	AFS(3)	ALTRE	DERIVATI DI PASSIVITÀ COPERTURA	TOTALE	DI CUI NON CORRENTE	FAIR VALUE
PARTECIPAZIONI IN ALTRE IMPRESE	–	–	–	491	–	–	491	–	–
CREDITI FINANZIARI	–	–	288.188	635	–	–	288.823	160.587	–
STRUMENTI DERIVATI	–	–	–	(1)	–	11.654	11.652	–	11.652
CREDITI COMMERCIALI	–	–	476.889	–	–	–	476.889	–	–
TITOLI FINANZIARI NEL CIRCOLANTE	–	–	–	–	–	–	–	–	–
ALTRI CREDITI	–	–	23.360	–	–	–	23.360	1	–
DISPONIBILITÀ LIQUIDE	–	–	797.446	–	–	–	797.446	–	–
TOTALE ATTIVITÀ	–	–	1.585.883	1.124	–	11.654	1.598.661	160.588	11.652

MUTUI E FINANZIAMENTI	–	–	–	–	119.248	–	119.248	33.865	–
PROJECT FINANCING NO RECOURSE	–	–	–	–	–	–	–	–	–
DEBITI VERSO BANCHE A BREVE	–	–	–	–	199.892	–	199.892	–	–
DEBITI FINANZIARI	1.257	–	–	–	19.342	(141.291)	(120.692)	(141.291)	–
STRUMENTI DERIVATI	–	–	–	–	–	144.796	144.796	144.796	144.796
DEBITI COMMERCIALI	–	–	–	–	560.583	–	560.583	–	–
ALTRI DEBITI	–	–	–	–	66.100	–	66.100	4.970	–
TOTALE PASSIVITÀ	1.257	–	–	–	965.165	3.505	969.927	42.340	144.796

31/12/2013

(1) FVTPL: Fair value through profit or loss

(2) L&R: Loans and receivables

(3) AFS:Available for sale financial investments

NOTA 38 - INFORMATIVA SUI RISCHI

I principali rischi identificati e attivamente gestiti da ERG S.p.A.sono i seguenti:

il rischio di credito, col quale si evidenzia la possibilità di insolvenza (default) di una controparte o l'eventuale deterioramento del merito creditizio assegnato;
il rischio di liquidità, che esprime il rischio che le risorse finanziarie disponibili risultino insufficienti a mantenere i propri impegni di pagamento.

ERG S.p.A.attribuisce grande importanza alla identificazione e misurazione dei rischi e ai connessisistemi di controllo,in modo da poter garantire una gestione efficiente dei rischi assunti. Coerentemente con tale obiettivo,è stato adottato un sistema di Risk Management avanzato che garantisce,nel rispetto delle politiche esistenti in materia,l'individuazione,la misurazione e il controllo a livello centrale per l'intero Gruppo del grado di esposizione ai singoli rischi. La funzione Risk Finance assicura la coerenza con i limiti assegnati e fornisce adeguato supporto con le proprie analisi,sia alle singole società controllate sia al Risk Committee e all'Alta Direzione della Capogruppo, per le decisioni di tipo strategico.

RISCHIO DI CREDITO

L'esposizione al rischio di credito, insito nella probabilità che una determinata controparte non riesca a far fronte alle proprie obbligazioni contrattuali,viene gestita attraverso opportune analisi e valutazioni attribuendo a ogni controparte un rating interno (Internal Rating Based, indice sintetico di valutazione del merito creditizio).La classe di rating fornisce una stima della probabilità di insolvenza (default) di una determinata controparte da cui dipende il grado di affidamento assegnato,che viene puntualmente monitorato e che non deve mai essere superato. La scelta delle controparti relativamente sia al business industriale sia alle negoziazioni finanziarie sottostà alle decisioni del Credit Committee le cuiscelte sono supportate dalle analisi del merito creditizio.

Anche il rischio di concentrazione,sia per cliente sia persettore viene monitorato in continuo senza però aver mai presentato situazioni di allerta.

La tabella sottostante fornisce informazioni circa l'esposizione di ERG S.p.A.al rischio di credito a fine esercizio,ante riclassifica IFRS 5,mediante classificazione nei crediti non scaduti (vediNota 7 – Crediti commerciali) in funzione del merito creditizio corrispondente ai rating interni assegnati.

	2014
VALUTAZIONE AAA	–
VALUTAZIONE AA+ / AA-	–
VALUTAZIONE A+ / A-	–
VALUTAZIONE BBB+ / BBB-	1.650.000
VALUTAZIONE BB+ / BB-	–
VALUTAZIONE B+ / B-	–
CREDITI VERSO IMPRESE DEL GRUPPO	64.676.855
NON ASSEGNATI	110.208
TOTALE	66.437.063

RISCHIO DI LIQUIDITÀ

Il rischio liquidità si identifica con il rischio che le risorse finanziarie possano non essere sufficienti a coprire tutti gli obblighi in scadenza.A oggi ERG garantisce con la generazione di flussi e disponibilità di linee di credito,rese da controparti diverse, l'adeguata copertura dei propri fabbisogni finanziari.

Le seguenti tabelle riassumono il profilo temporale delle passività finanziarie di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2014 e al 31 dicembre 2013 sulla base dei pagamenti contrattuali non attualizzati.

31/12/2014	SCADENZIERE DEI DEBITI
(MIGLIAIA DI EURO)	SU RICHIESTA	INFERIORE A 3 MESI	DA 3 A 12 MESI	DA 1 A 5 ANNI	SUPERIORE A 5 ANNI
MUTUI E FINANZIAMENTI	–	46	13.537	–	–
PROJECT FINANCING NO RECOURSE	–	–	–	–	–
DEBITI VERSO BANCHE A BREVE	58.774	–	–	–	–
STRUMENTI DERIVATI	–	–	–	–	–
DEBITI FINANZIARI	–	–	–	–	–
DEBITI COMMERCIALI	56.688	28.494	–	–	–
TOTALE PASSIVITÀ	115.462	28.540	13.537	–	–

31/12/2013	SCADENZIERE DEI DEBITI
(MIGLIAIA DI EURO)	SU RICHIESTA	INFERIORE A 3 MESI	DA 3 A 12 MESI	DA 1 A 5 ANNI	SUPERIORE A 5 ANNI
MUTUI E FINANZIAMENTI	–	3.858	83.447	31.943	–
PROJECT FINANCING NO RECOURSE	–	–	–	–	–
DEBITI VERSO BANCHE A BREVE	199.892	–	–	–	–
STRUMENTI DERIVATI	–	–	–	3.314	–
DEBITI FINANZIARI	22.655	–	–	–	–
DEBITI COMMERCIALI	42.586	562.772	–	–	–
TOTALE PASSIVITÀ	265.133	566.630	83.447	35.257	–

Per quanto riguarda l'informativa relativa alle"Gerarchie fair value",richiesta dall'IFRS 7,sirimanda a quanto indicato nella Nota 45 del Bilancio Consolidato.

NOTA 39 – SCHEMI DI BILANCIO SENZA RICLASSIFICA IFRS 5

Per completezza informativa,si riportano nella presente Nota glischemi di Conto Economico di Bilancio della società senza l'applicazione dell'IFRS 5

Conto Economico

(EURO)	2014		2013
RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA		452.918.127		5.997.329.916
DI CUI CON PARTI CORRELATE	91.496.886		913.804.959
ALTRI RICAVI E PROVENTI		14.576.850		41.115.654
DI CUI CON PARTI CORRELATE	3.651.598		15.219.864
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	8.059.000		18.400.000
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE PRODOTTI		–		(8.012.328)
VARIAZIONI DELLE RIMANENZE MATERIE PRIME		–		(103.129.277)
COSTI PER ACQUISTI		(346.100.356)		(5.595.178.304)
DI CUI CON PARTI CORRELATE	(90.784.264)		(178.083.801)
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI		(135.403.285)		(487.268.991)
DI CUI CON PARTI CORRELATE	(84.612.116)		(296.273.021)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	(18.311.000)		(118.445.251)
COSTI DEL LAVORO		(18.202.234)		(35.781.496)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	(2.840.000)		(4.039.946)
MARGINE OPERATIVO LORDO		(32.210.898)		(190.924.826)
AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI
IMMOBILIZZAZIONI		(565.553)		(3.931.301)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI
PROVENTI FINANZIARI		25.661.631		95.174.737
DI CUI CON PARTI CORRELATE	8.120.118		7.597.542
ONERI FINANZIARI		(10.832.622)		(85.884.910)
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	–		(2.856.650)
DI CUI CON PARTI CORRELATE	(1.386.669)		(513.473)
PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI		14.829.009		9.289.827
DI CUI POSTE NON RICORRENTI
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI		58.776.533		195.486.771
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	–		130.746.756
ALTRI PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI		–		–
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI NETTI		58.776.533		195.486.771
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE		40.829.091		9.920.470
IMPOSTE SUL REDDITO		5.221.398		19.245.167
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	3.168.721		3.866.830
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ IN FUNZIONAMENTO		46.050.489		29.165.637
RISULTATO NETTO DI ATTIVITÀ DESTINATE A ESSERE TRASFERITE		–		–
DI CUI CON PARTI CORRELATE	–		–
DI CUI POSTE NON RICORRENTI	–		–
RISULTATO NETTO DEL PERIODO		46.050.489		29.165.637

NOTA 40 – DATA PUBBLICAZIONE DEL BILANCIO

In data 11 marzo 2015 il Consiglio di Amministrazione di ERG S.p.A. ha autorizzato la pubblicazione del Bilancio unitamente alle relazioni degli Organi di controllo in base alle tempistiche previste dalla normativa vigente.

Genova, 11 marzo 2015

per il Consiglio di Amministrazione il Presidente Edoardo Garrone

ATTESTAZIONE DEL BILANCIO DI ESERCIZIO AI SENSI DELL'ART. 81-TER DEL REGOLAMENTO CONSOB N. 11971 DEL 14 MAGGIO 1999 E SUCCESSIVE MODIFICHE E INTEGRAZIONI

1. I sottoscritti Luca Bettonte, in qualità di Amministratore Delegato di ERG S.p.A., e Paolo Luigi Merli, in qualità di Dirigente Preposto alla redazione dei documenti contabili societari di ERG S.p.A., attestano,tenuto conto di quanto previsto dall'art. 154-bis, commi 3 e 4, del Decreto Legislativo 24 febbraio 1998, n. 58:
l'adeguatezza in relazione alle caratteristiche dell'impresa e
l'effettiva applicazione delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio di Esercizio nel corso del periodo compreso tra il 1° gennaio 2014 ed il 31 dicembre 2014.
2. Al riguardo si segnala che:
l'adeguatezza delle procedure amministrative e contabili per la formazione del Bilancio di Esercizio di ERG S.p.A. è stata verificata mediante la valutazione del sistema di controllo interno sull'informativa finanziaria.Tale valutazione è stata effettuata prendendo a riferimento i criteri stabiliti nel modello "Internal Controls - Integrated Framework" emesso dal Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (CoSO);
dalla valutazione delsistema di controllo interno sull'informativa finanziaria non sono emersi aspetti di rilievo.
3. Si attesta, inoltre, che:
il Bilancio di Esercizio di ERG S.p.A. al 31 dicembre 2014:
- a) è redatto in conformità ai Principi Contabili Internazionali applicabili riconosciuti nella Comunità Europea aisensi del Regolamento (CE) n.1606/2002 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 19 luglio 2002;
- b) corrisponde alle risultanze dei libri e delle scritture contabili;
- c) è idoneo a fornire una rappresentazione veritiera e corretta della situazione patrimoniale, economica e finanziaria dell'emittente;
la Relazione sulla Gestione comprende un'analisi attendibile dell'andamento e del risultato sulla gestione, nonché della situazione dell'emittente, unitamente a una descrizione dei principali rischi e incertezze dell'esercizio cui è esposto.

Genova, 11 marzo 2015

l'Amministratore Delegato il Dirigente Preposto

alla redazione dei documenti contabili societari

BILANCI DELLE PRINCIPALI SOCIETÀ CONTROLLATE E A CONTROLLO CONGIUNTO

STATO PATRIMONIALE

	ERG POWER S.R.L. (MIGLIAIA DI EURO)	ERG POWER GENERATION S.P.A. (MIGLIAIA DI EURO)	ERG SUPPLY & TRADING S.P.A. (MIGLIAIA DI EURO)	ERG SERVICES S.P.A. (MIGLIAIA DI EURO)
IMMOBILIZZAZIONI MATERIALI	376.274	–	–	9.779
IMMOBILIZZAZIONI IMMATERIALI	9.572	359	451	1.955
IMMOBILIZZAZIONI FINANZIARIE	10.622	41.803	2	80
CAPITALE IMMOBILIZZATO	396.468	42.162	453	11.814

RIMANENZE	8.664	–	30.631	–
CREDITI COMMERCIALI	14.393	124.480	144.239	7.823
DEBITI COMMERCIALI	(14.968)	(161.416)	(130.881)	(1.995)
DEBITI VERSO ERARIO PER ACCISE	–	(198)	–	–
CAPITALE CIRCOLANTE OPERATIVO NETTO	8.089	(37.134)	43.989	5.828

TRATTAMENTO DI FINE RAPPORTO	–	(295)	(277)	(616)
ALTRE ATTIVITÀ	6.122	43.043	8.077	922
ALTRE PASSIVITÀ	(7.515)	(29.334)	(7.930)	(5.510)
CAPITALE INVESTITO NETTO	403.164	18.442	44.312	12.438

PATRIMONIO NETTO DI GRUPPO	107.456	32.041	(9.311)	10.011
INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO	295.708	(13.599)	53.623	2.427
MEZZI PROPRI E DEBITI FINANZIARI	403.164	18.442	44.312	12.438

CONTO ECONOMICO

RICAVI DELLA GESTIONE CARATTERISTICA	130.597	378.164	3.829.487	21.111
ALTRI RICAVI E PROVENTI	92	5.643	11.118	64
RICAVI TOTALI	130.689	383.807	3.840.605	21.175

COSTI PER ACQUISTI	(3.331)	(282.061)	(3.821.282)	(99)
VARIAZIONE DELLE RIMANENZE	(954)	–	(15.860)	–
COSTI PER SERVIZI E ALTRI COSTI OPERATIVI	(48.589)	(80.652)	(18.836)	(11.339)
COSTI DEL LAVORO	–	(3.393)	(2.719)	(7.026)
MARGINE OPERATIVO LORDO	77.815	17.701	(18.092)	2.711

AMMORTAMENTI E SVALUTAZIONI IMMOBILIZZAZIONI	(35.717)	(290)	(157)	(2.061)
RISULTATO OPERATIVO NETTO	42.098	17.411	(18.249)	650

PROVENTI (ONERI) FINANZIARI NETTI	(15.861)	(393)	(7.810)	(49)
PROVENTI (ONERI) DA PARTECIPAZIONI	–	–	–	–
RISULTATO DELLA GESTIONE ORDINARIA	26.237	17.018	(26.059)	601

PROVENTI (ONERI) STRAORDINARI NETTI	–	380	–	–
RISULTATO PRIMA DELLE IMPOSTE	26.237	17.398	(26.059)	601

IMPOSTE SUL REDDITO	(11.806)	(4.759)	6.636	(513)
UTILE (PERDITA) DELL'ESERCIZIO
	14.431	12.639	(19.423)	88

ISAB ENERGY S.R.L. (MIGLIAIA DI EURO)	ISAB ENERGY SERVICES S.R.L. (MIGLIAIA DI EURO)	ERG RENEW S.P.A. (MIGLIAIA DI EURO)	GRUPPO ERG RENEW (MIGLIAIA DI EURO)	TOTALERG S.P.A. (MILIONI DI EURO)	GRUPPO TOTALERG (MILIONI DI EURO)
165	–	1.505	1.049.837	412,6	516,3
–	–	2.223	453.396	25,8	47,4
–	–	389.900	36.445	89,9	68,1
165	–	393.628	1.539.678	528,4	631,7
–	–	–	9.801	331,5	359,8
25.307	10.646	24.124	185.484	361,7	479,0
(29.063)	(3.352)	(8.403)	(19.554)	(748,3)	(823,1)
–	–	–	–	(131,1)	(131,1)
(3.756)	7.294	15.721	175.731	(186,2)	(115,3)
–	(893)	(494)	(2.587)	(5,8)	(8,4)
22.772	943	27.325	154.212	212,0	272,2
(83.558)	(3.633)	(12.586)	(259.601)	(247,3)	(275,9)
(64.377)	3.711	423.594	1.607.433	301,1	504,4
550.353	15.249	636.511	635.764	194,1	252,4
(614.730)	(11.538)	(212.917)	971.669	107,0	252
(64.377)	3.711	423.594	1.607.433	301,1	504,4

231.135	27.974	21.661	327.631	5.126,0	5.831,6
10.931	2.142	1.619	10.949	43,5	59,7
242.066	30.116	23.280	338.580	5.169,5	5.891,4

(135.881)	(97)	(5.029)	(4.949)	(4.715,9)	(5.324,0)
764	–	–	2.567	(31,2)	(32,8)
(51.280)	(7.484)	(16.561)	(69.168)	(451,3)	(491,6)
–	(17.094)	(5.276)	(14.310)	(47,1)	(76,8)
55.669	5.441	(3.586)	252.720	(76,0)	(33,9)

(24.505)	–	(555)	(125.555)	(68,4)	(88,9)
31.164	5.441	(4.141)	127.165	(144,4)	(122,8)

1.185	26	8.566	(57.234)	(20,8)	(25,8)
–	–	15.464	(1.257)	6,6	4,3
32.349	5.467	19.889	68.674	(158,6)	(144,3)

111.475	4.681	–	–	(5,5)	–
143.824	10.148	19.889	68.674	(164,1)	(144,3)

(76.808)	(3.473)	3.634	(26.396)	29,2	17,5
67.016	6.675	23.523	42.279	(134,9)	(126,8)

AI assistant

ERG — Annual Report 2014

4235_tar_2015-03-23_8a9f532c-79f9-490f-96d0-f6cd75f676b5.pdf

PROGETTO DI FUSIONE PER INCORPORAZIONE di ERG Supply & Trading S.p.A. in ERG S.p.A.

ERG SUPPLY & TRADING S.P.A. RELAZIONI E BILANCIO AL 31 DICEMBRE 2014

Consiglio di Amministrazione

Natura della società

Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.

Dati operativi ed indicatori di mercato

Commento ai risultati dell'anno

Risultati a valori correnti

Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio

Quadro normativo di riferimento

Salute, Sicurezza, Ambiente

Risorse Umane

Privacy - Documento programmatico sulla sicurezza

Azioni proprie ed Azioni di Società Controllanti

Sedi secondarie ed uffici

Fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura dell'esercizio

Evoluzione prevedibile della gestione

Proposta del Consiglio di Amministrazione

Situazione patrimoniale-finanziaria1

Conto Economico

Altre componenti di conto economico complessivo

Rendiconto Finanziario

Prospetto delle variazioni del Patrimonio Netto

Criteri di redazione

Contenuto e forma dei prospetti contabili

Principi contabili e criteri di valutazione

Attività immateriali

Perdita di valore delle attività (impairment test)

Attività finanziarie

Finanziamenti e crediti (L&R)

Fair value

Metodo del costo ammortizzato

Perdita di valore su attività finanziarie

Cassa e altre disponibilità liquide equivalenti

Passività finanziarie

Cancellazione di attività e passività finanziarie

Strumenti finanziari derivati e operazioni di copertura

Rimanenze di magazzino

Operazioni in valuta estera

Fondi rischi ed oneri

Benefici ai dipendenti

Riconoscimento dei ricavi

Proventi ed oneri finanziari

Imposte

Uso di stime – Rischi e incertezze

_____________________________________________________________________________________ Principi contabili, emendamenti e interpretazioni IFRS non ancora omologati dall'Unione Europea

Analisi della situazione patrimoniale-finanziaria

Nota 1 – Attività immateriali

Nota 2 - Attività per imposte anticipate

Nota 3 - Altre attività non correnti

Nota 4 - Rimanenze

Nota 5 - Crediti commerciali

Nota 6 - Altri crediti e attività correnti

Nota 7 - Attività finanziarie correnti

Nota 8 - Disponibilità liquide e mezzi equivalenti

Nota 9 - Patrimonio netto

Capitale sociale

Riserve

Nota 10 - Trattamento fine rapporto

Nota 11 - Passività per imposte differite

Nota 12 - Fondi per rischi ed oneri correnti

Nota 13 - Debiti commerciali

Nota 14 - Passività finanziarie correnti

Nota 15 - Altre passività correnti

Nota 16 - Garanzie, impegni e rischi

Nota 17 – Conferimento ramo d'azienda da ERG S.p.A.

Situazione patrimoniale del conferimento

Analisi situazione patrimoniale del conferimento

Nota a – Attività Immateriali

Nota b – Attività per imposte anticipate

Nota c – Rimanenze

Nota d – Crediti Commerciali

Nota e – Altri crediti e attività correnti

Nota f – Attività finanziarie correnti

Nota g – Trattamento di fine rapporto

Nota h – Fondi per rischi ed oneri correnti

Nota i – Debiti commerciali

ERG Annual Report 2014