Hera — Interim / Quarterly Report 2015

Aug 26, 2015

INDICE

Introduzione
Organi di amministrazione e controllo	003
Struttura Societaria	004
Mission	006
Relazione sulla Gestione
1.01 Sintesi gestione e andamento economico e finanziario	007
1.01.01 Risultati economico-finanziari	007
1.01.02 Analisi della struttura patrimoniale	011
1.01.03 Analisi della struttura finanziaria	014
1.02 Analisi per aree strategiche d'affari	016
1.02.01 Gas	017
1.02.02 Energia elettrica	020
1.02.03 Ciclo idrico integrato	023
1.02.04 Ambiente	027
1.02.05 Altri servizi	032
1.03 Fatti di rilievo avvenuti nel corso del semestre	035
1.04 Titolo in Borsa e relazioni con l'azionariato	037
1.05 Scenario di riferimento e approccio strategico del Gruppo	039
1.06 Contesto macro economico e focus sul settore petrolio, gas ed energia elettrica	041
1.06.01 Quadro regolatorio e ricavi regolamentati	043
1.07 Politica di approvvigionamento e trading	053
1.08 Politica commerciale e customer care	055
1.09 Politica finanziaria e rating	057
1.10 Innovazione tecnologica e sviluppo progetti	062
1.11 Qualità sicurezza e ambiente	064
1.12 Sistemi informativi	065
1.13 Organizzazione del personale, relazioni industriali, sviluppo e formazione	066

Bilancio semestrale consolidato abbreviato
2.01 Schemi di bilancio	070
2.01.01 Conto economico	070
2.01.02 Conto economico complessivo	071
2.01.03 Situazione patrimoniale-finanziaria	072
2.01.04 Rendiconto finanziario	074
2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto	075
2.02 Schemi di bilancio - delibera Consob 15519 del 2006	076
2.02.01 Conto economico	076
2.02.02 Situazione patrimoniale-finanziaria	077
2.02.03 Rendiconto finanziario	078
2.02.04 Elenco parti correlate	079
2.03 Note esplicative	081
2.03.01 Note esplicative consolidate	081
2.03.02 Note esplicative agli schemi di bilancio predisposti secondo quanto
previsto dalla delibera Consob 15519 del 2006	141
2.04 Indebitamento finanziario netto	143
2.04.01 Indebitamento finanziario netto	143
2.04.02 Indebitamento finanziario netto – delibera Consob 15519 del 2006	144
2.05 Partecipazioni: .elenco delle società consolidate	145
2.06 Attestazione del bilancio consolidato ai sensi dell'articolo 154 bis del D.Lgs 58/98	146
2.07 Relazione della Società di Revisione	147

INTRODUZIONE

5 GRUPPO HERA IL BILANCIO CONSOLIDATO E D'ESERCIZIO

Introduzione

ORGANI DI AMMINISTRAZIONE E CONTROLLO

Consiglio di Amministrazione
Presidente	Tomaso Tommasi di Vignano
Amministratore Delegato	Stefano Venier
Vice Presidente	Giovanni Basile
Consigliere	Mara Bernardini
Consigliere	Forte Clò
Consigliere	Giorgia Gagliardi
Consigliere	Massimo Giusti
Consigliere	Riccardo Illy
Consigliere	Stefano Manara
Consigliere	Luca Mandrioli
Consigliere	Danilo Manfredi
Consigliere	Cesare Pillon
Consigliere	Tiziana Primori
Consigliere	Bruno Tani
Collegio Sindacale
Presidente	Sergio Santi
Sindaco Effettivo	Antonio Gaiani
Sindaco Effettivo	Marianna Girolomini
Comitato Controllo e Rischi
Presidente	Giovanni Basile
Componente	Massimo Giusti
Componente	Stefano Manara
Componente	Danilo Manfredi
Comitato per la Remunerazione
Presidente	Giovanni Basile
Componente	Mara Bernardini
Componente	Luca Mandrioli
Componente	Cesare Pillon
Comitato Esecutivo
Presidente	Tomaso Tommasi di Vignano
Vice Presidente	Giovanni Basile
Componente	Stefano Venier
Componente	Riccardo Illy
Comitato Etico
Presidente	Massimo Giusti
Componente	Mario Viviani
Componente	Filippo Maria Bocchi
Società di Revisione
	Deloitte & Touche Spa

STR RUTTURA S SOCIETAR RIA

La Capogrup Hera Spa: efficace gest delle attività ppo tione

Herambiente leader nel settore ambientale e:

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Hera Spa
Herambiente S.p.A.	75%		Hera Comm Srl	100%
Romagna Compost Srl	60%		So.Sel. Spa	26%
Fea Srl	51%		Adriatica Acque Srl	22,32%
Herambiente Servizi Industriali Srl	100%		SGR Servizi Spa	29,61%
Enomondo Srl	50%		Hera Comm Marche Srl	57,38%
Herambiente Recuperi Srl	100%		Hera Servizi Energia Srl	57,89%
Asa Scpa	51%		Estense Global Service Scarl	23%
Feronia Srl	70%		Amga Energia & Servizi Srl	100%
*Hestambiente Srl	70%(1)		Amga Calore & Impianti Srl	100%
			Alento Gas Srl	100%
AcegasApsAmga Spa Marche Multiservizi Spa	100% 46,39%		Hera Trading Srl	100%
			Altre partecipazioni
^Hera Energie Rinnovabili Spa		100%	^^Hera Luce Srl 100%
**Sviluppo Ambiente Toscana		95%	Uniflotte Srl 97%
Aimag Spa		25%	Energia Italiana Spa 11%

Di seguito uno schema della struttura societaria del Gruppo.

Altre partecipazioni
^Hera Energie Rinnovabili Spa	100%	^^Hera Luce Srl	100%
**Sviluppo Ambiente Toscana	95%	Uniflotte Srl	97%
Aimag Spa	25%	Energia Italiana Spa	11%
Medea Spa	100%	Sei Spa	20%
Set Spa	39%	Tamarete Energia Srl	40%
Acantho Spa	77,36%	Energo Doo	34%
Calenia Energia Spa	15%	Galsi	11,77%(2)

* Oltre al 30% detenuto da AcegasApsAmga.

** Oltre al 5% di Herambiente. Sviluppo Ambiente Toscana Srl detiene una partecipazione del 40% in Q.tHermo Srl.

^ Hera Energie Rinnovabili Spa detiene una partecipazione del 33% in Ghirlandina Solare Srl.

^^ Hera Luce Srl detiene una partecipazione del 100% in E.S.I.L. Scarl

Le partecipate di AcegasApsAmga Spa sono: Black Sea Company for Gas Compressed Ltd, Centro Idrico di Novoledo Srl, Adria Link Srl, Acegas Aps Service Srl, La Dolomiti Ambiente Spa, Elettrogorizia Spa, Estenergy Spa, Sinergie Spa e Rilagas EAD. Nell'esercizio 2015 è prevista la dismissione delle partecipazioni detenute da AcegasApsAmga in SIGAS doo e Trieste Onoranze e Trasporti Funebri Srl, nonché la fusione tra

Black Sea Technology Company AD e Rilagas EAD.

• Sono altresì previste le seguenti seguenti operazioni:
• fusione di Fucino Gas Srl in Hera Comm Marche Srl; • fusione di Alento Gas Srl In Hera Comm Marche Srl;
• fusione di E.S.I.L. Scarl in Hera Luce Srl.
• (1) Con decorrenza 01.07.2015 il 70% del capitale è stato trasferito da AcegasApsAmga Spa ad Herambiente Spa.

(2) In data 30.07.2015 Hera Trading ha trasferito ad Hera Spa la propria partecipazione in Galsi Spa.

MISSION

Hera vuole essere la migliore multiutility italiana per i suoi clienti, i lavoratori e gli azionisti, attraverso l'ulteriore sviluppo di un originale modello di impresa capace di innovazione e di forte radicamento territoriale, nel rispetto dell'ambiente".

"Per Hera essere la migliore vuol dire rappresentare un motivo di orgoglio e di fiducia per: i clienti, perché ricevano, attraverso un ascolto costante, servizi di qualità all'altezza delle loro attese; le donne e gli uomini che lavorano nell'impresa, perché siano protagonisti dei risultati con la loro competenza, il loro coinvolgimento e la loro passione; gli azionisti, perché siano certi che il valore economico dell'impresa continui ad essere creato, nel rispetto dei principi di responsabilità sociale; il territorio di riferimento, perché sia la ricchezza economica, sociale e ambientale da promuovere per un futuro sostenibile; i fornitori, perché siano attori della filiera del valore e partner della crescita".

capitolo 1

Relazione sulla gestione

RELAZIONE SULLA GESTIONE

1.01 SINTESI GESTIONE E ANDAMENTO ECONOMICO E FINANZIARIO

1 (milioni di €)	Giu 2015		Giu 2014 (*)			Variaz.%
0 Ricavi	2.213,0		2.086,7			+6,1%
1 Margine Operativo Lordo	459,1	20,7%	448,0	21,5%	+11,1	+2,5%
Utile Operativo S	245,0	11,1%	242,8	11,6%	+2,2	+0,9%
Utile Netto Adjusted I	115,4	5,2%	107,2	5,1%	+8,2	+7,7%
N Utile Netto	115,4	5,2%	104,7	5,0%	+10,7	+10,2%

T E S (*) Per un miglior confronto gestionale con il primo semestre 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riesposto riducendo la quota di ricavi afferente il cosiddetto "fondo fughe" per 2,4 mln € in misura corrispondente alla voce relativa agli accantonamenti, mentre i ricavi per l'utilizzo del riaccertamento fondi, pari a 0,5 mln €, sono stati inclusi tra i disaccantonamenti, senza nessun effeto sul risultato operativo.

1.01.01 RISULTATI ECONOMICO-FINANZIARI

La strategia multi-business del Gruppo caratterizza i risultati dei primi sei mesi dell'esercizio 2015 garantendo un equilibrio di crescita sia economica che finanziaria: Tutti gli indicatori economici sono in aumento fino all'utile netto di periodo, che cresce del 10,2% con il contributo sia della marginalità operativa che della gestione finanziaria e fiscale.

Le principali operazioni societarie e di business che hanno generato variazioni di perimetro sul primo semestre 2015, rispetto allo stesso periodo del 2014, sono le seguenti:

• Dal 1° luglio 2014, è operativa la fusione per incorporazione di Amga Spa, società che operava nella provincia di Udine, in Hera Spa. Contestualmente le sue attività di distribuzione gas e illuminazione pubblica sono state trasferite in AcegasAps Spa, che ha assunto la nuova denominazione di AcegasApsAmga Spa.
• A seguito di questa operazione sono state acquisite le partecipazioni di Amga Energia e Servizi, società che opera nel mercato della vendita di gas ed energia elettrica, di Amga Calore e Impianti e di Black Sea Technology Company, società che opera nel mercato della vendita e della distribuzione di gas in Bulgaria.
• Hera Comm si è aggiudicata la fornitura del servizio di Default gas per il periodo 1° ottobre 2014 – 30 settembre 2016 nelle regioni Emilia Romagna, Friuli Venezia-Giulia, Toscana, Umbria e Marche, ed ha allargato il proprio territorio tramite l'acquisizione di Alento Gas dal primo maggio 2015, società operante nella vendita di gas metano.

Come già emerso dai bilanci degli esercizi precedenti, lo schema di conto economico consolidato recepisce l'applicazione del principio contabile IFRIC12 'Accordi per servizi in concessione'. L'effetto dell'applicazione di questo principio, invariante sui risultati, è la rappresentazione nel conto economico dei lavori d'investimento eseguiti sui beni in concessione, limitatamente ai servizi a rete. Si evidenziano, quindi, maggiori altri ricavi operativi per 91,7 milioni di euro nel primo semestre 2015 e per 78,4 milioni di euro nello stesso periodo del 2014, minori costi capitalizzati per 32,7 milioni di euro nel 2015 e 19,6 milioni di euro nel 2014 e maggiori costi operativi per servizi, materiali e altre spese operative per 59,1 milioni di euro nel 2015 e per 58,8 milioni di euro nel 2014.

Crescita costante ed equilibrata dei risultati

Conto economico (mln €)	Giu 2015	Inc%	Giu 2014 (*)	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	2.213,0		2.086,7		+126,3	+6,1%
Altri ricavi operativi	155,9	7,0%	138,8	6,6%	+17,1	+12,3%
Materie prime e materiali	(1.103,9)	-49,9%	(988,3)	-47,4%	+115,6	+11,7%
Costi per servizi	(530,7)	-24,0%	(518,3)	-24,8%	+12,4	+2,4%
Altre spese operative	(26,9)	-1,2%	(26,9)	-1,3%	+0,0	+0,0%
Costi del personale	(260,7)	-11,8%	(251,7)	-12,1%	+9,0	+3,6%
Costi capitalizzati	12,4	0,6%	7,8	0,4%	+4,6	+58,9%
Margine operativo lordo	459,1	20,7%	448,0	21,5%	+11,1	+2,5%
Amm.ti e Acc.ti	(214,0)	-9,7%	(205,2)	-9,8%	+8,8	+4,3%
Utile operativo	245,0	11,1%	242,8	11,6%	+2,2	+0,9%
Gestione Finanziaria	(61,3)	-2,8%	(66,1)	-3,2%	-4,8	-7,3%
Utile prima delle imposte Adjusted	183,7	8,3%	176,7	8,5%	+7,0	+4,0%
Imposte	(68,3)	-3,1%	(69,5)	-3,3%	-1,2	-1,7%
Utile netto Adjusted	115,4	5,2%	107,2	5,1%	+8,2	+7,7%
Oneri finanziari non ricorrenti	-	0,0%	(2,5)	-0,1%	-2,5	-100,0%
Utile netto dell'esercizio	115,4	5,2%	104,7	5,0%	+10,7	+10,2%
Attribuibile a:
Azionisti della Controllante	107,3	4,8%	96,3	4,6%	+11,0	+11,4%
Azionisti di minoranza	8,1	0,4%	8,5	0,4%	-0,4	-4,5%

Di seguito vengono illustrati i risultati economici del primo semestre 2015 e 2014:

(*) Per un miglior confronto gestionale con il primo semestre 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riesposto riducendo la quota di ricavi afferente il cosiddetto "fondo fughe" per 2,4 mln € in misura corrispondente alla voce relativa agli accantonamenti, mentre i ricavi per l'utilizzo del riaccertamento fondi, pari a 0,5 mln €, sono stati inclusi tra i disaccantonamenti, senza nessun effeto sul risultato operativo.

Nel primo semestre 2015, i ricavi sono stati pari a 2.213,0 milioni di euro, in aumento per

2,2 miliardi di euro di ricavi

Incrementi costanti e crescenti

126,3 milioni di euro, pari al 6,1%, rispetto ai 2.086,7 milioni di euro del corrispondente periodo del 2014. La crescita è dovuta principalmente alle variazioni di perimetro precedentemente indicate per circa 81 milioni di euro, ai maggiori volumi venduti di gas e alle maggiori attività di trading per circa 131 mln €. La crescita è attenuata dai minori ricavi per minori volumi di rifiuti smaltiti e dai minori ricavi regolati di distribuzione per partite non ricorrenti presenti nel

primo semestre 2014. Per approfondimenti, si rimanda all'analisi delle singole aree d'affari.

Gli altri ricavi operativi crescono di 17,1 milioni di euro grazie prevalentemente ai maggiori ricavi IFRIC12, pari a circa 11,4 milioni di euro, alle variazioni di perimetro per 4,5 milioni di euro e alla crescita organica per 1,2 milioni di euro che compensano i minori contributi legati ai titoli di efficienza energetica per circa 5 milioni di euro, a seguito della delibera 13/2014/R/efr dell'Aeegsi che determinava un impatto positivo nel primo semestre 2014.

I costi delle materie prime e materiali aumentano di 115,6 milioni di euro, pari all'11,7%, rispetto ai primi sei mesi del 2014 e, come per i ricavi, questa variazione è dovuto ai maggiori volumi di vendita gas, alle maggiori attività di trading e alle variazioni di perimetro.

Gli altri costi operativi (quelli per i servizi aumentano di 12,4 milioni di euro, mentre le altre spese operative sono allineate), crescono complessivamente di 12,4 milioni di euro (+2,2%). Questa differenza è causata da diversi fattori: variazioni di perimetro per circa 13 milioni di euro, maggiori costi IFRIC 12 per 4 milioni di euro e maggiori costi di vettoriamento su clienti extra-rete per circa 5 milioni di euro, compensati da minori costi per lavori conto terzi per circa 6 milioni di euro e dai minori costi di smaltimento per circa 4 milioni di euro.

Il costo del personale cresce di 9,0 milioni di euro, pari al 3,6%, passando dai 251,7 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 260,7 milioni di euro dei primi sei mesi del 2015. Questo aumento è maggiormente legato agli incrementi retributivi previsti dal contratto collettivo nazionale di lavoro e alla variazione di perimetro conseguente all'incorporazione di Udine nel Gruppo che ha inciso per 6,7 milioni di euro.

I costi capitalizzati sono in aumento di 4,6 milioni di euro rispetto allo stesso periodo del 2014 legato principalmente a maggiori lavori e opere effettuate dalle società del Gruppo.

Il margine operativo lordo passa da 448,0 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 459,1 milioni di euro dei primi sei mesi del 2015, registrando una crescita di 11,1 milioni di euro, pari all'2,5%. Questo risultato è stato ottenuto grazie ai risultati dell'area gas, che aumenta di 21,5 milioni di euro, del Ciclo Idrico integrato, per 4,9 milioni di euro e degli Altri Servizi per 0,3 (+2,5%) 459,1 448,0

milioni di euro, che compensano le contrazioni delle altre aree d'affari.

Ammortamenti e Accantonamenti risultano complessivamente in aumento di +8,8 milioni di euro (+4,3%), passando dai 205,2 milioni di euro del primo semestre 2014, ai 214,0 milioni di euro dell'analogo periodo dell'esercizio 2015. L'incremento è dovuto alla variazione del perimetro di consolidamento per 8,6 milioni di euro, ai maggiori ammortamenti per nuovi investimenti per 1,8 milioni di euro, e ai maggiori accantonamenti al fondo svalutazione crediti per +3,6 milioni di euro, in particolare nelle società di vendita. Tale effetto è in parte compensato da una riduzione di ammortamenti per i minori conferimenti nelle discariche.

Mol a 459,1 milioni di euro Utile operativo a 245,0 milioni di euro (+0,9%)

L'utile operativo del primo semestre 2015 è di 245,0 milioni di euro, in crescita di 2,2 milioni di euro, pari all'0,9%, rispetto ai 242,8 milioni dell'analogo periodo del 2014.

Il risultato della gestione finanziaria al 30 giugno 2015 è di 61,3 milioni di euro, in calo di 4,8 milioni di euro,

pari al 7,3%, rispetto allo stesso periodo del 2014. Il decremento è principalmente dovuto ai maggiori utili apportati dalle società collegate e in joint venture per 2,1 milioni di euro oltre che al minor costo dell'indebitamento medio rispetto all'anno precedente come conseguenza delle operazioni di rifinanziamento realizzate nel corso del 2014 che hanno permesso di ridurre il costo del debito a medio lungo termine.

Alla luce di questa situazione, l'utile prima delle imposte adjusted (risultato ante imposte al lordo degli oneri non ricorrenti) cresce di 7,0 milioni di euro passando dai 176,7 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 183,7 milioni di euro dell'analogo periodo del 2015.

Le imposte di competenza del primo semestre 2015, pari a 68,3 milioni di euro, determinano un tax rate del 37,2% in sensibile miglioramento rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente (39,3%). Le ragioni di tale miglioramento sono imputabili alla mancata applicazione della "Robin Hood Tax" (l'addizionale all'Ires del 6,5% applicabile alle società del Gruppo che operano nel settore energetico), così come previsto dalla sentenza della corte Costituzionale n. 10 dell'11 febbraio 2015, oltre che alla ridotta incidenza dell'Irap in considerazione della deducibilità dalla relativa base imponibile del costo del lavoro relativo ai dipendenti assunti a tempo indeterminato, (art. 1, commi 20- 25, L. 23 dicembre 2014, n. 190).

L'utile netto adjusted (risultato ante imposte al lordo degli oneri non ricorrenti) è dunque in aumento del 7,7%, pari a 8,2 milioni di euro, passando dai 107,2 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 115,4 milioni di euro dell'analogo periodo del 2015.

Hanno impattato sul risultato del primo semestre 2014, annoverate tra gli oneri finanziari non ricorrenti, le minusvalenze di 2,5 milioni di euro dovute alla svalutazione del residuo valore di carico della partecipazione in Energia Italiana Spa per 2,1 milioni di euro e altre partecipazioni minori.

Utile netto post min. a 107,3 milioni di euro (+11,4%)

L'utile netto è dunque in aumento del 10,2%, pari a 10,7 milioni di euro, passando dai 104,7 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 115,4 milioni di euro dell'analogo periodo del 2015.

L'utile di pertinenza del Gruppo è pari a 107,3 milioni euro milioni di euro, in aumento di 11,0 milioni di euro rispetto al 30 Giugno 2014.

Utile Netto post min. (mln€)

1.01.02 ANALISI DELLA STRUTTURA PATRIMONIALE

Aumenta la dimensione del Gruppo

Di seguito viene analizzata l'evoluzione dell'andamento del capitale investito netto e delle fonti di finanziamento del Gruppo per l'esercizio chiuso al 30 giugno 2015:

Capitale investito e fonti di finanziamento (mln€)	30-giu-15	Inc. %	31-dic-14	Inc. %	Var. Ass.	Variaz. %
Immobilizzazioni nette	5.432,0	106,8%	5.445,8	106,8%	(13,8)	(0,3%)
Capitale circolante netto	153,0	3,0%	153,1	3,0%	(0,1)	(0,1%)
(Fondi)	(500,0)	-9,8%	(499,5)	-9,8%	(0,5)	+0,1%
Capitale investito netto	5.085,0	100,0%	5.099,4	100,0%	(14,4)	(0,3%)
Patrimonio netto	(2.429,1)	47,8%	(2.459,0)	48,2%	+29,9	(1,2%)
Debiti finanziari a lungo	(2.683,6)	52,8%	(2.969,3)	58,2%	+285,7	(9,6%)
Posizione finanziaria netta a breve	27,7	-0,5%	328,9	-6,4%	(301,2)	(91,6%)
Posizione finanziaria netta	(2.655,9)	52,2%	(2.640,4)	51,8%	(15,5)	+0,6%
Totale fonti di finanziamento	(5.085,0)	-100,0%	(5.099,4)	100,0%	+14,4	(0,3%)

Per una migliore comprensione delle dinamiche patrimoniali, la struttura patrimoniale alla data del 31 dicembre 2014, posta a confronto con la medesima alla data del 30 giugno 2015, è stata riesposta. In particolare i crediti per imposte anticipate sono esposti al netto dei fondi per imposte differite, riclassificati per 15 milioni di euro. Conseguentemente i fondi nella nuova esposizione risultano più bassi di tale importo, così come il valore delle immobilizzazioni nette.

Il capitale investito netto pari a 5,1 miliardi di euro Al 30 giugno 2015, il capitale investito netto è in leggero calo rispetto al 31 dicembre 2014. Una contenuta variazione è determinata nelle immobilizzazioni materiali come conseguenza dei piani di ammortamento di macchinari e impianti.

Totale investimenti Netti (mln €)

Gli investimenti netti aumentano a 139,5 milioni di euro

Nel primo semestre 2015, gli investimenti del Gruppo ammontano a 139,5 milioni di euro, con il beneficio di 5,3 milioni di contributi in conto capitale, di cui 3,3 milioni per il Fondo nuovi investimenti (FoNI), come previsto dal metodo tariffario per il Servizio idrico integrato. Gli investimenti netti sono in crescita di +8,1 milioni di euro, passando dai 131,4 milioni di giugno 2014 ai 139,5 milioni di euro del 2015.

Gli investimenti al lordo dei contributi in conto capitale sono pari a 144,8 milioni di euro. Di seguito la suddivisione per settore di attività, con evidenza dei contributi in conto capitale:

Totale Investimenti (mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Area gas	32,2	27,5	+4,7	+17,1%
Area energia elettrica	10,5	10,2	+0,3	+2,9%
Area ciclo idrico integrato	59,6	52,5	+7,1	+13,5%
Area ambiente	14,0	19,5	-5,5	-28,2%
Area altri servizi	6,4	6,7	-0,3	-4,5%
Struttura centrale	22,2	20,9	+1,3	+6,2%
Totale Investimenti Operativi	144,8	137,3	+7,5	+5,5%
Totale investimenti finanziari	0,0	0,0	+0,0	+0,0%
Totale Investimenti Lordi	144,8	137,3	+7,5	+5,5%
Contributi conto Capitale	5,3	5,9	-0,6	-10,2%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi Investimenti)	3,3	4,8	-1,5	-31,3%
Totale Investimenti Netti	139,5	131,4	+8,1	+6,2%

Continua il forte impegno negli investimenti operativi in impianti e infrastrutture

Nella struttura centrale investimenti su sedi aziendali, flotte e sistemi informativi

Gli investimenti operativi, pari a 144,8 milioni di euro, risultano in crescita del 5,5% rispetto al primo semestre 2014 e sono riferiti principalmente, a interventi su impianti, reti ed infrastrutture. A questi si aggiungono gli adeguamenti normativi che riguardano soprattutto l'ambito depurativo e fognario.

I commenti sugli investimenti delle singole aree sono riportati nell'analisi per area d'affari. Nella struttura centrale, gli investimenti riguardano gli interventi sugli immobili delle sedi aziendali, sui sistemi informativi, sul parco automezzi, oltre a laboratori e strutture di telecontrollo. Complessivamente gli investimenti di struttura aumentano di 1,3 milioni di euro rispetto lo stesso periodo all'anno precedente e riguardano prevalentemente lavori alle sedi di AcegasApsAmga.

Il capitale circolante netto è allineato alla situazione di fine 2014 per effetto, principalmente, dell'incasso di crediti verso clienti non disalimentabili in regime di salvaguardia. L'incasso, per un valore pari a 78,7 milioni di euro, da parte della Cassa conguaglio per il settore elettrico (CCSE), (come disposto della delibera 370/12, emanata dall'Autorità per l'energia elettrica, il gas ed il sistema idrico (Aeegsi), è pervenuto il 2 febbraio 2015. Senza considerare questo valore, l'incremento del capitale circolante netto sarebbe stato in linea con il normale andamento stagionale del CCN. Il capitale circolante netto resta a quota 153 milioni di

A giugno 2015, i fondi ammontano a 500,0 milioni di euro, sostanzialmente in linea con dicembre 2014. Questo è dovuto principalmente agli accantonamenti di periodo che sono risultati pari alle uscite per utilizzi. I fondi sono pari a 500,0 milioni

2,4 miliardi di euro di patrimonio netto

euro

di euro

Il patrimonio netto si riduce passando dai 2.459,0 milioni di euro del 31 dicembre 2014, ai 2.429,1 milioni di euro del 30 giugno 2015 a seguito della distribuZione dei dividendi sull'ultile 2014 pari a 142,4 milioni di euro, in parte compensato dal risultato di periodo pari a 115,4 milioni di euro. Sul valore comlessivo del patrimonio netto impattano anche variazioni delle interessenze partecipative in alcune società del Gruppo.

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015

Prospetto di raccordo fra bilancio separato della Capogruppo e bilancio consolidato

	Risultato netto	Patrimonio netto
Saldi come da bilancio d'esercizio della Capogruppo	142.256	2.231.290
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di periodo rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	(34.657)	(12.273)
Rettifiche di consolidamento :
- Valutazione a patrimonio netto di imprese iscritte nel bilancio separato al costo	760	35.963
- Differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto con	(1.529)	52.838
- Eliminazione effetti operazioni infragruppo	464	(23.145)
Totale	107.294	2.284.673
Attribuzione interessenza di terzi	8.089	144.407
Saldi come da bilancio consolidato	115.383	2.429.080

1.01.03 ANALISI DELLA STRUTTURA FINANZIARIA

L' analisi dell'indebitamento finanziario netto:

Una solida posizione finanziaria

(milioni di €)		30-giu-15	31-dic-14
a	Disponibilità liquide	423,9	834,5
b	Altri crediti finanziari correnti	34,2	45,2
	Debiti finanziari correnti	(139,5)	(175,6)
	Parte corrente dell'indebitamento bancario	(279,9)	(302,2)
	Altri debiti finanziari correnti	(8,4)	(69,6)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo	(2,6)	(3,4)
c	Indebitamento finanziario corrente	(430,4)	(550,8)
	d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto	27,7	328,9
	Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse	(2.757,7)	(3.020,6)
	Altri debiti finanziari non correnti	(6,1)	(7,0)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo	(24,3)	(25,3)
e	Indebitamento finanziario non corrente	(2.788,1)	(3.052,9)
f=d+e	Posizione finanziaria netta - comunicazione Consob n.15519 del 28/07/2006	(2.760,4)	(2.724,0)
g	Crediti finanziari non correnti	104,5	83,6
h=f+g	Indebitamento finanziario netto	(2.655,9)	(2.640,4)

L'indebitamento corrente è costituito da utilizzi di linee di conto corrente per circa 139,5 milioni, da quote di mutui bancari in scadenza per circa 85 milioni e dalla quota di rimborso del Bond per 195,4 mln€ in scadenza a febbraio 2016, e risulta in diminuzione rispetto al 31 dicembre 2014 come conseguenza del rimborso del finanziamento da 180 milioni di euro della Banca europea degli investimenti (Bei), avvenuto a gennaio 2015. L'importo relativo ai debiti bancari non correnti e alle obbligazioni è prevalentemente costituito da titoli obbligazionari (bond) emessi sul mercato europeo e quotati alla Borsa del Lussemburgo, (79% del totale), con rimborso alla scadenza.

Il totale indebitamento presenta una durata residua media oltre 8 anni, con il 67% del debito che ha scadenza oltre i 5 anni.

La posizione finanziaria netta sale a 2,66 miliardi di euro

La posizione finanziaria netta si incrementa leggermente dai 2.640,4 del 2014 ai 2.655,9 del 30 giugno 2015. Si evidenzia l'impatto del pagamento dei dividendi intervenuto in giugno per 142,4 milioni di euro e il positivo andamento del CCN che nel primo semestre beneficia, tra l'altro, dell'incasso di crediti verso clienti non disalimentabili in regime di salvaguardia, per un valore pari a

Posizione finanziaria netta (mld€)

78,7 milioni di euro, effettuato dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico (CCSE).

1.02 ANALISI PER AREE STRATEGICHE D'AFFARI

Di seguito saranno analizzati i risultati della gestione realizzati nelle aree di business del Gruppo: settore del gas, che comprende i servizi di distribuzione e vendita di gas metano e GPL, teleriscaldamento e gestione calore; settore dell'energia elettrica, che comprende i servizi di produzione, distribuzione e vendita di energia elettrica; settore del ciclo idrico integrato, che comprende i servizi di acquedotto, depurazione e fognatura; settore dell'ambiente, che comprende i servizi di raccolta, trattamento, recupero e smaltimento dei rifiuti; settore degli altri servizi, che comprende i servizi di illuminazione pubblica, telecomunicazione e altri servizi minori.

Margine Operativo Lordo Giugno 2015

Conferma del portafoglio di business bilanciato fra le principali aree d'affari.

I conti economici del Gruppo comprendono i costi di struttura e includono gli scambi economici tra le aree d'affari valorizzati a prezzi di mercato.

L'analisi per aree d'affari che seguirà, considera la valorizzazione di maggiori ricavi e costi, senza impatto sul margine operativo lordo, relativi all'applicazione dell'IFRIC12, come mostrato sul conto economico consolidato del Gruppo. I settori d'affari che risentono dell'applicazione di questo principio sono il servizio di distribuzione del gas metano, il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, tutti i servizi del ciclo idrico integrato e il servizio d'illuminazione pubblica.

1.02.01 GAS

Gas: aumenta la marginalità

Il primo semestre 2015 mostra l'area gas in crescita rispetto allo stesso periodo dell'esercizio precedente, sia in termini assoluti che percentuali, di contributo al margine operativo lordo di Gruppo. Si ricorda che per un miglior confronto gestionale con il conto economico dei primi sei mesi dell'esercizio 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riclassificato di 0,1 milioni di euro da ricavi a minori accantonamenti. Il margine operativo lordo dei primi sei mesi del 2014 risulta pertanto decrementato di 0,1 milioni di euro, mentre nessun effetto si genera sul risultato operativo.

Di seguito le variazioni intervenute a livello di margine operativo lordo:

Il Mol dell'Area Gas cresce del	(mln/€)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
14,2%	Margine operativo lordo Area	172,5	151,0	+21,5	+14,2%
	Margine operativo lordo Gruppo	459,1	448,0	+11,1	+2,5%

1,3 milioni di clienti gas

aumentato di 97,9 mila unità, grazie all'integrazione di Amga Energia e Servizi, che contribuisce con 85,9 mila clienti (+5,6%), della controllata bulgara BSTC (8,6 mila clienti; +0,7%) e della gestione del Default gas (3,9 mila clienti; +0,3%). Al netto di queste variazioni di perimetro, il numero di clienti è inferiore soltanto dello

Il numero di clienti gas è

0,04% (circa 500 clienti in valore assoluto), rispetto al primo semestre 2014, grazie alle azioni commerciali e di fidelizzazione avviate per contrastare la pressione competitiva.

I volumi di gas venduti aumentano di 464,7 milioni di metri cubi (+33,7%), passando dai

Crescita volumi venduti: +33,7%

primo semestre 2014 ai 1.843,9 dei primi sei mesi del 2015. Le acquisizioni delle società Amga Energia & Servizi e BSTC contribuiscono, rispettivamente, con 82,4 milioni di metri cubi venduti e con 25,3 milioni di metri cubi venduti, il restante aumento, pari a 152,9 milioni di metri cubi, è dovuto per la maggior parte al clima più rigido

1.379,2 milioni di metri cubi del

rispetto al primo semestre 2014, il più caldo degli ultimi 30 anni. I volumi di trading sono in aumento di 212,6 milioni di metri cubi (+11,5% sul totale dei volumi).

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/€)	Giu 2015	Inc%	Giu 2014	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	891,4		785,5		+105,9	+13,5%
Costi operativi	(655,1)	-73,5%	(574,8)	-73,2%	+80,3	+14,0%
Costi del personale	(68,1)	-7,6%	(61,8)	-7,9%	+6,3	+10,2%
Costi capitalizzati	4,2	0,5%	2,1	0,3%	+2,1	+102,0%
Margine operativo lordo	172,5	19,3%	151,0	19,2%	+21,5	+14,2%

I Ricavi passano da 785,5 milioni del primo semestre 2014 a 891,4 milioni di euro, aumentando di 105,9 milioni di euro (+13,5%). La ragione principale sono i maggiori

I ricavi gas a quota 891 mln €

Gas: aumenta il margine complessivo

volumi venduti e intermediati di gas metano che a parità di perimetro, crescono di circa 131,5 milioni di euro, per il clima più rigido rispetto all'analogo periodo del 2014. Il maggior apporto dato dal perimetro di Udine e, in misura minore, dal servizio di Default gas, è più che compensato dai minori ricavi per la diminuzione del prezzo della materia prima e dai minori ricavi per i titoli di efficienza energetica,

che nel primo semestre 2014 beneficiavano della delibera dell'Aeegsi 13/2014/R/efr.

L'aumento dei ricavi si riflette in maniera proporzionale sull'aumento dei costi operativi (+ 80,3 milioni di euro).

Il margine operativo lordo aumenta di 21,5 milioni di euro (+14,2%), passando da 151,0

Mol del gas: 172,5 milioni di euro

milioni di euro del primo semestre 2014 ai 172,5 milioni di euro dei primi sei mesi del 2015, grazie ai maggiori volumi venduti di gas, al consolidamento del perimetro di Udine e del servizio del Default gas che compensano le positive partite non ricorrenti del primo semestre 2014 relativi alla marginalità dei titoli di efficienza energetica, a circa 5 milioni di euro.

Nel primo semestre 2015, gli investimenti nell'Area Gas sono pari a 32,1 milioni e registrano un incremento di +4,6 milioni rispetto allo stesso periodo dell'esercizio 2014. L'incremento deriva principalmente dagli effetti dell'allargamento del perimetro nei territori del Gruppo AcegasApsAmga per Amga Udine (2,0 milioni) e BSTC (0,4 milioni).

Nella distribuzione del gas, l'incremento di 2,6 milioni di euro rispetto all'esercizio precedente deriva dall'attività di adeguamento normativo ex Del.631/13 per la sostituzione massiva dei contatori che interessa anche gli apparati di classe inferiore (G4-G6) e dalle maggiori manutenzioni straordinarie su reti e impianti.

La richiesta di nuovi allacciamenti è stata complessivamente allineata allo stesso periodo dell'anno precedente, con una lieve flessione nei territori Hera compensata dal maggior perimetro di AcegasApsAmga.

Gli investimenti sono cresciuti per 2,2 milioni di euro anche nel teleriscaldamento e gestione calore, incremento dovuto principalmente agli interventi della centrale del Campus Universitario di Forlì, e al revamping della centrale di cogenerazione di Bologna. Anche in questo servizio i nuovi allacciamenti restano allineati ai bassi valori dell'anno precedente, in conseguenza del perdurare della crisi nel settore edilizio.

I dettagli degli investimenti operativi nell'Area Gas:

Gas (mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Reti e Impianti	27,1	24,5	+2,6	+10,6%
TLR/Gestione Calore	5,1	2,9	+2,2	+75,9%
Totale Gas Lordi	32,2	27,5	+4,7	+17,1%
Contributi conto Capitale	0,1	0,0	+0,1	+100,0%
Totale Gas Netti	32,1	27,5	+4,6	+16,7%

Investimenti netti nell'Area Gas: 32,1 milioni di euro

1.02.02 ENERGIA ELETTRICA

Energia Elettrica: calo della marginalità

Contributo al Mol:

-3,2 p.p.

Nel primo semestre 2015, il contributo dell'area energia elettrica al margine operativo lordo del Gruppo è in diminuzione, sia in termini assoluti che percentuali, rispetto ai primi sei mesi del 2014. Si ricorda che per un miglior confronto gestionale con il conto economico dei primi sei mesi dell'esercizio 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riclassificato di 0,1 milioni di euro da ricavi a minori accantonamenti. Il margine operativo lordo dei primi sei mesi del 2014 risulta pertanto decrementato di 0,1 milioni di euro, mentre nessun effetto si genera sul risultato operativo.

MOL Area Energia Elettrica Giu 2015

MOL Area Energia Elettrica Giu 2014

Di seguito le variazioni intervenute a livello di margine operativo lordo:

Area Energia Elettrica; +10,8%

Il MOL dell'Area	(mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Energia Elettrica in calo del 20,9%	Margine operativo lordo Area	49,6	62,7	-13,1	-20,9%
	Margine operativo lordo Gruppo	459,1	448,0	+11,1	+2,5%

I clienti energia elettrica sono 826 mila

I volumi venduti aumentano del

3,6%

Il numero di clienti energia elettrica registra un aumento del 11,1% (+ 82,5 mila unità), dovuto sia alla crescita nel mercato libero che al contributo di Amga Energia & Servizi (15 mila clienti). In particolare, l'aumento dei clienti del mercato libero rispetto al primo semestre 2014 è del 14%, con un'incidenza sul totale dei clienti del 65%, confermando il trend di crescita degli ultimi anni.

I volumi venduti di energia elettrica passano da 4.464,4 GWh dei primi sei mesi del 2014 a 4.624,0 GWh del primo semestre 2015, con un aumento complessivo del 3,6%. Continua l'attenta politica di fornitura a grandi clienti industriali con solidi rating finanziari.

Volumi venduti (Gw/h)

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Energia elettrica: diminuzione per partite straordinarie primo semestre 2014

Conto economico (mln €) Giu 2015 Inc% Giu 2014 Inc.% Var. Ass. Var. % Ricavi 718,1 693,5 +24,6 +3,5% Costi operativi (649,4) -90,4% (613,2) -88,4% +36,2 +5,9% Costi del personale (22,8) -3,2% (20,7) -3,0% +2,1 +10,1% Costi capitalizzati 3,7 0,5% 3,0 0,4% +0,7 +23,0% Margine operativo lordo 49,6 6,9% 62,7 9,0% -13,1 -20,9%

Ricavi da energia elettrica per 718,1 mln €

I ricavi di Gruppo aumentano di 24,6 milioni di euro (+3,5%), passando dai 693,5 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 718,1 milioni di euro dell'analogo periodo del 2015. Le motivazioni principali sono la maggior attività di Trading e la variazione di perimetro di Amga Energia & Servizi; tale aumento è contenuto dal minor prezzo della materia prima di vendita e dai minori ricavi regolati del servizio di distribuzione per recuperi

straordinari di competenze pregresse del primo semestre 2014, pari a 9,2 milioni di euro.

I costi operativi aumentano di 36,2 milioni di euro (+5,9%) in maniera proporzionale ai ricavi.

MOL dell'Energia Elettrica a quota 49,6 milioni di

Al termine del primo semestre 2015, il margine operativo lordo diminuisce di 13,1 milioni di euro (-20,9%), passando dai 62,7 milioni di euro dei primi sei mesi del 2014 ai 49,6 milioni del 2015, per i minori ricavi del servizio regolato di distribuzione citati in precedenza, tra cui le competenze pregresse della perequazione specifica aziendale dell'area di Gorizia euro 49,6

e per il minor apporto di produzione energia elettrica delle centrali gestite dal Gruppo,con particolare riferimento ai servizi di dispacciamento.

Nell'Area Energia Elettrica gli investimenti del primo semestre 2015 ammontano a 10,5

milioni di euro, con una variazione di +0,3 milioni di euro rispetto ai 10,2 milioni di euro dell'anno precedente.

Gli interventi realizzati riguardano prevalentemente la manutenzione straordinaria di impianti e reti di distribuzione nei territori di Modena, Imola, Trieste e Gorizia.

Rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente si registrano maggiori manutenzioni straordinarie per +0,9 milioni di euro e minori nuove realizzazioni per -0,6 milioni di euro. In evidenza i minori

interventi effettuati nel primo semestre 2015 sull'impianto Cogen di Imola.

Gli allacciamenti in quest'area sono in flessione rispetto l'anno precedente.

I dettagli degli investimenti operativi nell'Area Energia Elettrica:

Energia Elettrica (mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Reti e Impianti	9,8	9,7	+0,1	+1,0%
Cogenerazione ind.le	0,6	0,5	+0,1	+20,0%
Totale Energia Elettrica Lordi	10,5	10,2	+0,3	+2,9%
Contributi conto Capitale	0,0	0,0	+0,0	+0,0%
Totale Energia Elettrica Netti	10,5	10,2	+0,3	+2,9%

Gli investimenti netti dell'Area Energia Elettrica: 10,5 milioni di euro

1.02.03 CICLO IDRICO INTEGRATO

Ciclo Idrico Integrato: crescita sostenuta

Nel primo semestre 2015, l'area ciclo idrico integrato ha registrato una crescita rispetto ai primi sei mesi del 2014, sia come contributo al margine operativo lordo del Gruppo, sia come valore assoluto del business. Il 2015 è il secondo anno di applicazione del metodo tariffario idrico definito dall'AEEGSI per il periodo 2014-2015 (delibera numero 643/2014). Si ricorda che per un miglior confronto gestionale con il conto economico dei primi sei mesi dell'esercizio 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riesposto riducendo la quota di ricavi afferente il cosiddetto "fondo fughe" in misura corrispondente alla voce relativa agli accantonamenti per complessivi 2,4 milioni di euro; per lo stesso motivo, sono stati riclassificati 0,1 milioni di euro da ricavi a minori accantonamenti. Il margine operativo lordo dei primi sei mesi del 2014 risulta pertanto decrementato di 2,5 milioni di euro, mentre nessun effetto si genera sul risultato operativo.

Di seguito le variazioni intervenute a livello di margine operativo lordo:

Il MOL dell'Area Ciclo Idrico sale del 4,7%	(mln/€)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
	Margine operativo lordo Area	107,6	102,7	+4,9	+4,7%
	Margine operativo lordo Gruppo	459,1	448,0	+11,1	+2,5%

I clienti del Ciclo Idrico sono 1,4 milioni

Il numero di clienti acqua si attesta a quota 1,4 milioni, aumentando di 1,3 migliaia (+0,1%) e confermando il trend di crescita organica nei territori di riferimento del Gruppo, in particolare nel territorio emilianoromagnolo gestito da Hera Spa.

Clienti ('000)

143,4 milioni di metri cubi: la quantità gestita in acquedotto

I volumi erogati, tramite acquedotto, sono sostanzialmente allineati ai primi sei mesi del 2014. I volumi somministrati, a seguito della delibera numero 643/2013 dall'Aeegsi, sono un indicatore di attività dei territori in cui il Gruppo opera e sono oggetto di perequazione per effetto della normativa che prevede il riconoscimento di un ricavo regolato indipendente dai volumi distribuiti.

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/€)	Giu 2015	Inc%	Giu 2014	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	377,4	-	369,5	-	+7,9	+2,1%
Costi operativi	(196,6)	-52,1%	(194,9)	-52,7%	+1,7	+0,9%
Costi del personale	(74,8)	-19,8%	(72,9)	-19,7%	+1,9	+2,6%
Costi capitalizzati	1,6	0,4%	1,0	0,3%	+0,6	+58,6%
Margine operativo lordo	107,6	28,5%	102,7	27,8%	+4,9	+4,7%

Ciclo Idrico Integrato: aumenta il MOL

Ricavi del Idrico Integrato a quota 377 milioni di euro

I ricavi aumentano di 7,9 milioni di euro, pari all'2,1%, passando dai 369,5 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 377,4 milioni di euro del 2015. I motivi sono diversi: maggiori

ricavi da somministrazione per 6 milioni di euro come conseguenza dell'applicazione delle nuove tariffe del servizio idrico integrato deliberate dalla competente Autorità d'Ambito per l'anno 2015; maggiori ricavi da lavori per l'applicazione del principio IFRIC12 (valore 6,5 milioni di euro),compensati da minori ricavi per commesse e opere conto terzi e minori ricavi da allacciamento.

I costi operativi aumentano di 1,7 milioni di euro, pari allo 0,9%, e sono legati ai maggiori costi per lavori, riclassificati a costo di esercizio per l'applicazione del principio IFRIC12

per 2,1 milioni di euro. Al netto di questo valore, i costi operativi sono in calo di 0,4 milioni di euro, dove i maggiori costi per l'acquisto di materia e per i maggiori canoni di concessione del servizio sono compensati da minori costi operativi e minori costi per opere conto terzi.

Il MOL sale a 107,6 milioni di euro

Il margine operativo lordo aumenta di

4,9 milioni di euro, pari al 4,7%, passando dai 102,7 milioni di euro del primo semestre 2014 ai 107,6 milioni di euro dei primi sei mesi del 2015, per l'applicazione delle maggiori tariffe deliberate e per i minori costi operativi.

Gli investimenti netti dell'Area Ciclo Idrico Integrato: 54,8 milioni di euro

Gli investimenti lordi nell'Area Ciclo Idrico Integrato ammontano a 59,6 milioni di euro, con un incremento di 7,1 milioni rispetto all'anno precedente. Al netto dei contributi in conto capitale, gli investimenti dell'Area sono pari a 54,8 milioni di euro. Gli interventi sono riferiti principalmente a estensioni, bonifiche e potenziamenti di reti e impianti, oltre agli adeguamenti normativi che riguardano soprattutto l'ambito depurativo e fognario.

Gli investimenti sono stati realizzati per 28,5 milioni di euro nell'acquedotto, per 16,9 milioni di euro nella fognatura e per 14,2 milioni di euro nella depurazione.

Fra i principali interventi, si segnalano: nell'acquedotto, i lavori per rinnovare le reti e le manutenzioni programmate, in aumento rispetto l'esercizio precedente di +2,1 milioni; nella fognatura si evidenziano, in particolare, le opere previste dal Piano per la Salvaguarda della Balneazione di Rimini (fra cui la realizzazione della vasca AUSA I stralcio, della dorsale sud I stralcio e della vasca laminazione Ospedale) e la realizzazione della dorsale fognaria Zona Est a San Giovanni In Persiceto (Bo); nella depurazione, gli adeguamenti degli impianti di Ponte Rizzoli, Cesenatico e Cattolica, il potenziamento della linea acque del depuratore di Bagnacavallo, il revamping dell'impianto di produzione ossigeno del depuratore Idar di Bologna, oltre all'inizio dei lavori sul depuratore Servola a Trieste.

Le richieste per nuovi allacciamenti idrici e fognari risultano sostanzialmente in linea rispetto lo stesso periodo dell'anno precedente, pur restando a livelli bassi col perdurare della crisi nel settore edilizio.

I contributi in conto capitale per 4,8 milioni di euro, sono comprensivi di 3,3 milioni di euro derivanti dalla componente della tariffa prevista dal metodo tariffario per il Fondo Nuovi Investimenti (FoNI) e risultano in diminuzione rispetto al 2014 per -0,9 milioni di euro

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'Area Ciclo Idrico Integrato:

Ciclo Idrico Integrato (mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Acquedotto	28,5	26,4	+2,1	+8,0%
Depurazione	14,2	11,4	+2,8	+24,6%
Fognatura	16,9	14,7	+2,2	+15,0%
Totale Ciclo Idrico Integrato Lordi	59,6	52,5	+7,1	+13,5%
Contributi conto Capitale	4,8	5,7	-0,9	-15,8%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi Investimenti)	3,3	4,8	-1,5	-31,3%
Totale Ciclo Idrico Integrato Netti	54,8	46,8	+8,0	+17,1%

Aumentano gli investimenti netti: +8,0 milioni di euro

1.02.04 AMBIENTE

Nel primo semestre 2015 l'area ambiente contribuisce con il 26,1% della marginalità del Gruppo Hera; presenta una diminuzione rispetto all'analogo periodo del 2014, a seguito prevalentemente dei minori volumi smaltiti per il progressivo abbandono dello smaltimento in discarica. Si ricorda che per un miglior confronto gestionale con il conto economico dei primi sei mesi dell'esercizio 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riclassificato di 0,1 milioni di euro da ricavi a minori accantonamenti. Il margine operativo lordo dei primi sei mesi del 2014 risulta pertanto decrementato di 0,1 milioni di euro, mentre nessun effetto si genera sul risultato operativo.

Di seguito le variazioni a livello di margine operativo lordo:

(Mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Margine operativo lordo Area	119,8	122,3	-2,5	-2,0%
Margine operativo lordo Gruppo	459,1	448,0	+11,1	+2,5%

L'analisi dei volumi commercializzati e trattati dal Gruppo nel corso del primo semestre 2015:

Dati Quantitativi (migliaia di tonnellate)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Rifiuti urbani	1.018,8	989,2	+29,6	+3,0%
Rifiuti da mercato	981,2	1.118,0	-136,8	-12,2%
Rifiuti commercializzati	1.999,9	2.107,3	-107,4	-5,1%
Sottoprodotti impianti	1.251,4	1.250,0	+1,4	+0,1%
Rifiuti trattati per tipologia	3.251,4	3.357,3	-105,9	-3,2%

Dall'analisi dei volumi trattati emerge un aumento dei rifiuti urbani del +3,0%, mentre i rifiuti da mercato mostrano una temporanea riduzione nei volumi, come conseguenza della programmata diminuzione della capacità delle discariche del Gruppo e dell'anticipata e particolarmente intensa attività di manutenzione degli impianti WTE mostrata nel primo trimestre 2015. In particolare hanno recuperato e incrementato il funzionamento tutti gli impianti WTE ad eccezione di Pozzilli, che risente ancora della completa revisione della caldaia avvenuta nel primo trimestre 2015.

Area Ambiente: riduzione del

MOL

La raccolta differenziata di rifiuti urbani registra un ulteriore progresso, passando dal 53,3% al 54,6%. Tale elevata percentuale di recupero porta a maggiori benefici di

+1,3 p.p. di raccolta differenziata

carattere ambientale e a un aumento di flessibilità nella capacità degli impianti di trattamento, che possono affrontare, in modo ancora più sostenibile, l'ulteriore sviluppo dei volumi trattati e smaltiti. Tale risultato è principalmente attribuibile alla piena operatività del nuovo impianto di selezione e recupero di Bologna e ai progetti di efficientamento portati avanti nei

territori recentemente acquisiti del Triveneto, in cui una mirata azione di integrazione dei processi ha permesso di aumentare la raccolta differenziata di oltre 3 punti percentuali (da 43,9% a 47,2%).

Il Gruppo Hera opera nel ciclo completo dei rifiuti con 78 impianti di trattamento e smaltimento di rifiuti urbani e speciali, tra cui i principali sono: 10 Termovalorizzatori, 11 compostaggi/digestori e 7 impianti di selezione.

L'utilizzo delle discariche è in forte calo

Discariche	449,2	651,1	-201,9	-31,0%
Termovalorizzatori	688,3	711,4	-23,1	-3,2%
Impianti di selezione e altro	224,3	220,7	+3,6	+1,6%
Impianti di compostaggio e stabilizzazione	226,5	245,7	-19,2	-7,8%
Imp. di inertizzazione e chimico-fisici	665,1	639,0	+26,1	+4,1%
Altri impianti	998,0	889,4	+108,6	+12,2%
Rifiuti trattati per impianto	3.251,4	3.357,3	-105,9	-3,2%

L'asset management del settore ambiente ha inoltre risposto all'esigenza di far fronte ai volumi provenienti dal mercato e dai nuovi clienti della società HASI, senza alterare significativamente la scelta di ricorrere in misura sempre minore allo smaltimento in discarica, restando quindi in linea con le prescrizioni delle Authority europee, come previsto nel piano industriale.

I trattamenti negli impianti WTE scontano la manutenzione anticipata effettuata nel periodo, mentre gli impianti di selezione e recupero riflettono la piena operatività dei nuovi impianti avviati del 2014.

Una sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/€)	Giu 2015	Inc%	Giu 2014	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	430,1		439,9		-9,8	-2,2%
Costi operativi	(226,9)	-52,7%	(231,5)	-52,6%	-4,6	-2,0%
Costi del personale	(85,8)	-19,9%	(87,2)	-19,8%	-1,4	-1,6%
Costi capitalizzati	2,3	0,5%	1,1	0,3%	+1,2	+108,3%
Margine operativo lordo	119,8	27,9%	122,3	27,8%	-2,5	-2,0%

Ricavi Ambiente per 430 milioni di euro

I ricavi del primo semestre 2015 diminuiscono del 2,2% per effetto dei minori volumi smaltiti e per i minori ricavi dei servizi di igiene ambientale.

MOL Ambiente a quota 120 milioni di euro

L'andamento del Margine Operativo Lordo conferma quanto evidenziato in precedenza: il dato mostra una contrazione del -2%, in linea al calo dei ricavi, grazie anche al maggior apporto della marginalità della generazione di energia elettrica.

MOL (mln€)

Gli investimenti netti nell'Area Ambiente sono pari a 13,6 milioni di euro

Gli investimenti lordi nell'Area Ambiente riguardano gli interventi di manutenzione e potenziamento degli impianti e ammontano a 13,6 milioni di euro, in diminuzione di -5,8 milioni di euro rispetto al 2014.

La filiera compostaggi/digestori rileva un incremento rispetto l'anno precedente di +0,7 milioni di euro, principalmente per gli interventi relativi agli impianti di compostaggio di Rimini (ottimizzazione trattamento arie esauste, impianto fotovoltaico) e Voltana

(controllo accessi e recinzione, realizzazione vasche percolato e nuova rete raccolta delle acque), in parte attenuato dalla riduzione degli investimenti sull'impianto di Sant'Agata per sistemazione avvenuta nel 2014.

La riduzione degli investimenti sulle discariche (-2,3 mln/euro) è da attribuire a minori interventi di mantenimento per gli impianti Pago, Tre Monti, 1C Lugo e per Feronia, oltre alla riduzione dovuta alla realizzazione nel 2014 dell'ampliamento della discarica di Cà Asprete di Tavullia (PU), realizzato dalla società Marche Multiservizi per 1,9 milioni. Nell'anno in corso si evidenziano gli interventi per l'8° settore della discarica di Ravenna e l'avvio dei lavori di realizzazione del 9° settore.

Nella filiera WTE si rileva un incremento di +0,4 milioni rispetto l'anno precedente dovuto ai maggiori lavori sugli impianti di Padova e Trieste, in parte compensati da una riduzione delle manutenzioni straordinarie su diversi impianti dei restanti territori del Gruppo.

Sulla filiera Impianti Rifiuti Speciali i maggiori investimenti rispetto all'anno precedente, sono dovuti ad un incremento degli interventi manutentivi, in particolare l'impianto essiccatore fanghi di Ravenna e TCF (Trattamento Chimico Fisico).

Nei sistemi di raccolta si evidenzia il proseguimento della realizzazione delle isole interrate a Bologna e l'ultimazione del nuovo sistema innovativo di raccolta (c.d. WFM Ambiente). Negli impianti di selezione e trasbordi la riduzione di -3,7 milioni dovuta al completamento nel primo semestre 2014 dell'impianto di selezione Akron Bologna e di un impianto di trasbordo realizzato nel comparto di Cervia.

Ambiente (mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Compostaggi/Digestori	1,4	0,7	+0,7	+100,0%
Discariche	2,9	5,2	-2,3	-44,2%
WTE	4,9	4,5	+0,4	+8,9%
Impianti RS	1,0	0,7	+0,3	+42,9%
Isole Ecologiche e attrezzature di raccolta	2,8	3,7	-0,9	-24,3%
Impianti trasbordo, selezione e altro	1,0	4,7	-3,7	-78,7%
Totale Ambiente Lordi	14,0	19,5	-5,5	-28,2%
Contributi conto Capitale	0,4	0,0	+0,4	+100,0%
Totale Ambiente Netti	13,6	19,4	-5,8	-29,9%

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'Area Ambiente:

Il semestre si è inoltre caratterizzato per la conclusione di due operazioni societarie ed organizzative che saranno operative a partire dal primo luglio 2015 e che hanno visto da un lato l'acquisizione dell'intero capitale sociale della società Akron, sino ad oggi controllata da Herambiente con il 57,5% e che si occupa di selezione dei materiali della raccolta differenziata, con una filiera di impianti a ciò dedicata. Parallelamente si è dato corso al trasferimento verso Herambiente delle attività di smaltimento dei rifiuti svolte per le città di Padova e Trieste dai due impianti WTE ivi collocati, dando nascita alla società Hestambiente, al fine di proseguire una maggiore integrazione, efficientamento e pieno controllo delle attività a livello di Gruppo.

1.02.05 ALTRI SERVIZI

L'area altri servizi raccoglie i servizi minori gestiti dal Gruppo: la pubblica illuminazione, le telecomunicazione e i servizi cimiteriali.

Altri Servizi: aumento della marginalità

Nel primo semestre 2015, il risultato dell'area altri servizi è in crescita di 0,3 milioni di euro: il margine operativo lordo è passato dai 9,3 milioni di euro dei primi sei mesi del 2014 ai 9,6 milioni di euro dell'analogo periodo del 2015. Si ricorda che per un miglior confronto gestionale con il conto economico dei primi sei mesi dell'esercizio 2015, lo stesso periodo del 2014 è stato riclassificando 0,1 milioni di euro da ricavi a minori accantonamenti. Il margine operativo lordo dei primi sei mesi del 2014 risulta pertanto decrementato di 0,1 milioni di euro, mentre nessun effetto si genera sul risultato operativo.

Di seguito le variazioni del margine operativo lordo sono:

MOL Area Altri	(Mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Servizi in crescita di 0,3 milioni di	Margine operativo lordo Area	9,6	9,3	+0,3	+3,5%
euro	Margine operativo lordo Gruppo	459,1	448,0	+11,1	+2,5%

Gli indicatori principali dell'area riferiti all'attività dell'illuminazione pubblica:

Dati quantitativi	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
Illuminazione pubblica
Punti luce (migliaia)	521,4	458,8	+62,6	+13,6%
Comuni serviti	157,0	129,0	+28,0	+21,7%

I punti luce sono 521 mila

Dai dati quantitativi dell'illuminazione pubblica emerge un aumento di 62,6 mila punti luce e di 28 comuni gestiti. La crescita deriva sia dal consolidamento dell'area di Udine (+23,5 mila punti luce per 15 comuni), che dall'aggiudicazione tramite gara di nuovi contratti. L'aumento dei punti luce è inferiore alla crescita dei comuni a causa della perdita della gestione di 29 mila punti luce nel comune di Rimini, sui quali però si è mantenuto il contratto di manutenzione.

Conto economico (mln/€)	Giu 2015	Inc%	Giu 2014	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	60,4		56,3		+4,1	+7,3%
Costi operativi	(42,0)	-69,6%	(38,5)	-68,4%	+3,5	+9,1%
Costi del personale	(9,3)	-15,4%	(9,1)	-16,2%	+0,2	+2,2%
Costi capitalizzati	0,5	0,9%	0,6	1,0%	-0,1	-17,5%
Margine operativo lordo	9,6	15,9%	9,3	16,4%	+0,3	+3,5%

I risultati economici dell'area sono:

Altri Servizi: aumentano i ricavi

I ricavi per Altri Servizi a quota 60,4 milioni di euro

I ricavi dell'area aumentano di 4,1 milioni di euro grazie sia all'aumento del volume di affari della pubblica illuminazione per le gara aggiudicate che per l'aumento del perimetro di Udine., che ai maggiori ricavi delle telecomunicazioni.

Il MOL cresce di 0,3 milioni di euro Il margine operativo lordo cresce di 0,3 milioni di euro in relazione alla pubblica illuminazione, grazie ai maggiori ricavi, mente Il business delle telecomunicazioni è allineato all'analogo periodo dell'anno precedente.

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015

Gli investimenti nell'Area Altri Servizi sono pari a 6,4 milioni di euro, in diminuzione di -0,3 milioni di euro rispetto al primo semestre 2014.

Nelle telecomunicazioni sono stati realizzati 4,3 milioni di euro di investimenti in rete e in servizi TLC e IDC (Internet Data Center), in aumento rispetto al 2014 di +0,1 milioni.

Nel servizio di illuminazione pubblica, gli investimenti per 2,1 milioni di euro sono relativi agli interventi di manutenzione, riqualificazione e ammodernamento degli impianti di illuminazione, con una riduzione complessiva di -0,4 milioni di euro che ha riguardato le società Sinergie e Insigna nel perimetro di AcegasApsAmga.

I dettagli degli investimenti operativi nell'Area Altri Servizi:

Altri Servizi (mln €)	Giu 2015	Giu 2014	Var. Ass.	Var. %
TLC	4,3	4,2	+0,1	+2,4%
Illum. Pubblica e Semaforica	2,1	2,5	-0,4	-16,0%
Totale Altri Servizi Lordi	6,4	6,7	-0,3	-4,5%
Contributi conto Capitale	0,0	0,0	+0,0	+0,0%
Totale Altri Servizi Netti	6,4	6,7	-0,3	-4,5%

Investimenti netti per 6,4 milioni di euro

1.03 FATTI DI RILIEVO AVVENUTI NEL CORSO DEL SEMESTRE

Gennaio

Hera Energie Srl

Con decorrenza 1°gennaio 2015, si è perfezionata la fusione per incorporazione di Hera Energie Srl, società operante nella fornitura di servizi energia e gestione calore, di cui Hera Comm deteneva il 51% del capitale sociale, in Sinergia Srl, società operante nel settore della fornitura di servizi energetici integrati, di cui Hera Comm deteneva il 62,77% del capitale sociale.

In seguito al perfezionamento di tale operazione, la società incorporante, di cui Hera Comm detiene il 57,89% del capitale sociale, ha variato la propria denominazione sociale in Hera Servizi Energia Srl.

Acquagest Srl

Con decorrenza 29 gennaio 2015, per effetto della cancellazione dal competente registro delle imprese, si è conclusa la procedura di liquidazione di Acquagest Srl, società operativa nel settore idrico, partecipata da Marche Multiservizi Spa con il 20% del capitale sociale.

Febbraio

Galsi Spa

In seguito all'esercizio da parte del socio Sfirs Spa dell'opzione put sulla partecipazione detenuta in Galsi Spa, società avente ad oggetto la realizzazione del gasdotto Algeria-Italia, pari all'11,51% del capitale sociale, in data 19 febbraio 2015 Hera Trading Srl, ha acquisito pro-quota da Sfirs Spa un ulteriore 1,36% del capitale della stessa Galsi Spa , arrivando a detenere complessivamente circa l'11,77% delle azioni.

Marzo

Emilia sistemi e impianti luce Scarl (in breve Esil Scarl)

Nell'ambito di un più ampio percorso di razionalizzazione delle società del Gruppo operanti nel settore dell'illuminazione pubblica, Hera Luce Srl, già proprietaria del 50% del capitale sociale di Esil Scarl, ha acquisito dal socio Co.ve.co il restante 50% del capitale sociale.

Service Imola Srl

In data 30 marzo 2015 è stata dismessa la partecipazione detenuta da Hera Spa in Service Imola Srl, società avente ad oggetto lo svolgimento delle attività di postalizzazione, nella quale Hera deteneva il 40% del capitale sociale.

Aprile

Akron Spa – Herambiente Spa

In data 20 aprile 2015, in seguito all'esercizio da parte dei soci privati dell'opzione put sull'intera partecipazione dagli stessi detenuta in Akron Spa, società avente ad oggetto lo svolgimento di attività nel settore dell'ambiente, Hera Spa ha acquisito il 42,50% del capitale sociale della società. Successivamente, in data 19 maggio 2015, Herambiente ha acquisito da Hera Spa la partecipazione da quest'ultima detenuta in Akron, divenendone socio unico. Con effetti decorrenti dal 1 luglio 2015 si è perfezionata la fusione per incorporazione di Akron Spa in Herambiente Spa.

Alento Gas Srl

In data 24 aprile 2015 si è perfezionata l'acquisizione del 100% del capitale sociale di Alento Gas Srl, società operante nella vendita di gas, con all'attivo circa 12.500 clienti del territorio abruzzese, da parte di Hera Comm Marche (57,38% Hera Comm). Tale operazione si è perfezionata in seguito all'aggiudicazione definitiva della gara indetta dal Comune di Francavilla al Mare (Chieti).

Giugno

HestAmbiente Srl

In data 8 giugno 2015 AcegasApsAmga Spa ha costituito, detenendone il 100% del capitale sociale, la società HestAmbiente Srl, avente ad oggetto la gestione dell'attività di smaltimento rifiuti con recupero energetico. Successivamente, con effetti decorrenti dal 1 luglio 2015, il socio unico AcegasApsAmga ha conferito in HestAmbiente Srl il proprio ramo d'azienda relativo agli impianti wte di Padova e Trieste, con conseguente aumento del capitale sociale della società.

In data 29 giugno 2015, ma sempre con effetti decorrenti dal 1°luglio 2015, Herambiente Spa ha acquistato da AcegasApsAmga il 70% del capitale sociale di HestAmbiente, previo incremento del proprio capitale da euro 271.148.000 a euro 271.648.000, oltre al relativo sovrapprezzo azioni.

Fatti di rilievo successivi alla chiusura del semestre

Consorzio Akhea

In data 22 luglio 2015, è stata deliberato lo scioglimento del Consorzio Akhea, partecipato al 100% da Herambiente Spa.

Inrete Distribuzione Energia Spa

In data 29 luglio 2015, è stata costituita da Hera Spa, che ne detiene l'intero capitale sociale, la società Inrete Distribuzione Energia Spa, avente ad oggetto l'esercizio dell'attività di distribuzione di energia elettrica e di gas naturale nel rispetto dei principi di economicità e redditività e della riservatezza dei dati aziendali di cui alla vigente normativa in materia di separazione funzionale ("normativa unbundling").

In tale società verranno conferite da Hera Spa le attività di distribuzione per il settore dell'energia elettrica e del gas per il perimetro Emilia Romagna.

Galsi Spa

In data 30 luglio 2015, in una logica di razionalizzazione delle società del Gruppo, si è perfezionato il trasferimento a favore di Hera Spa della partecipazione detenuta da Hera Trading Srl in Galsi Spa, pari all'11,77% del capitale sociale.

Naturambiente Srl – MMS Ecologica Srl /Marche Multiservizi Spa

Con effetti decorrenti dal 31 luglio 2015 si è perfezionata la fusione in Marche Multiservizi delle società Naturambiente Srl ed MMS Ecologica Srl, aventi ad oggetto la gestione del servizio di raccolta, spazzamento, trasporto, stoccaggio, smaltimento e/o recupero di rifiuti.

1.04 ANDAMENTO DEL TITOLO IN BORSA E RELAZIONI CON L'AZIONARIATO

Nel primo semestre del 2015 i listini europei e in particolare quello italiano, hanno registrato performance positive in virtù del sostenuto afflusso di liquidità sui mercati azionari, che ha fatto seguito alla decisione della BCE di intraprendere un consistente allentamento monetario (quantitative easing) tramite l'acquisto di titoli di Stato europei, per un ammontare pari a 60 miliardi di euro fino al settembre 2016. L'annuncio dell'operazione ha avuto l'effetto di ridurre sensibilmente i rendimenti sul mercato obbligazionario, favorendo al contempo i titoli che, come Hera, garantiscono interessanti e costanti flussi di dividendi.

+15,0% la performance del titolo Hera nel primo semestre 2015

In questo contesto il titolo ha esteso i guadagni messi a segno nel corso del 2014 con un ulteriore rialzo da inizio anno del +15,0% e ritornando ai livelli di prezzo precedenti la crisi iniziata nel settembre 2008. Sui 18 mesi il titolo ha inoltre registrato performance costantemente superiori sia alla media dei principali peers che al mercato italiano, denotando un andamento più stabile e resiliente.

In linea con le indicazioni contenute nell'ultimo piano industriale, il 22 giugno scorso Hera ha distribuito un dividendo pari a 9 centesimi per azione, il tredicesimo di una serie ininterrotta e in crescita fin dalla quotazione.

	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015
DPS (€)	0,04	0,05	0,06	0,07	0,08	0,08	0,08	0,08	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09

+155,9% il total shareholders' return dalla quotazione

0,09 € il dividendo distribuito

L'effetto congiunto di una continua remunerazione degli azionisti tramite la distribuzione di dividendi ed il rialzo del prezzo del titolo ha permesso al total shareholders' return cumulato dalla quotazione di rimanere sempre positivo, anche nei momenti più difficili della crisi finanziaria e di attestarsi, alla fine del semestre, al +155,9%.

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015

2,64 € il target price medio e nessuna raccomandazione negativa

24.000

Gruppo

gli azionisti del

Invariato il numero degli analisti finanziari che coprono il titolo: Banca Akros, Banca IMI, Equita, Fidentiis, Goldman Sachs, Intermonte, Kepler Cheuvreux e Mediobanca. Alla fine del primo semestre 2015 Hera presenta una quasi totalità di giudizi positivi "Buy/Outperform", due sole valutazioni "Hold/Neutral" e nessun giudizio negativo. Il consensus target price di 2,64€ (che era pari a 2,52€ a fine 2014) mostra un upside potential medio del +18%.

La compagine sociale mostra nel semestre appena concluso l'usuale equilibrio, con il 57,3% delle azioni detenute da circa 240 soci pubblici dei territori di riferimento ed il rimanente 42,7% distribuito tra circa 24.000 azionisti privati.

Dal 2006, Hera ha adottato un piano di riacquisto di azioni proprie, che è stato rinnovato dall'Assemblea degli Azionisti del 28 aprile 2015 per un periodo di ulteriori 18 mesi, con un importo massimo complessivo di 150 milioni di euro. Tale piano è finalizzato a finanziare le opportunità d'integrazione di società di piccole dimensioni e a normalizzare eventuali fluttuazioni anomale delle quotazioni rispetto a quelle delle principali società comparabili italiane. Alla fine del semestre, Hera deteneva in portafoglio 15,2 milioni di azioni.

L'Assemblea degli azionisti del 28 aprile scorso ha inoltre approvato una modifica statutaria a favore del voto maggiorato, introdotto in Italia dal decreto legge n. 91/2014 (cosiddetto "decreto crescita"). Il Voto maggiorato consentirà agli azionisti di Hera che mantengano per almeno 24 mesi la loro partecipazione nella società, di usufruire del raddoppio dei diritti di voto nell'ambito di specifiche delibere assembleari. In tal modo saranno premiati gli azionisti che dimostrino una maggiore sensibilità alla crescita di lungo periodo del Gruppo, con la stabile partecipazione all'interno del capitale sociale.

Nel periodo Hera ha continuato le attività di incontro tra Top Management e mondo finanziario, per ampliare e diversificare la compagine sociale con investitori italiani ed esteri.

L'intensità dell'impegno che il Gruppo profonde nel dialogo con gli investitori ha contribuito al rafforzamento della sua reputation sui mercati e costituisce un intangible asset a vantaggio del titolo e degli stakeholder di Hera.

1.05 SCENARIO DI RIFERIMENTO E APPROCCIO STRATEGICO DEL GRUPPO

Mission coerente con la strategia seguita fin dalla costituzione

Formula multiutility per garantire la crescita

Investimenti per migliorare l'efficienza

Valorizzazazione dell'intangible asset: i clienti…

…per vincere sui mercati liberi

Le strategie per ridurre i rischi nelle forniture

Attività regolamentate e a libero mercato : mix equilibrato

Fin dalla sua costituzione, il Gruppo ha seguito una strategia coerente e stabile nel tempo nonostante abbia dovuto gestire diverse variabili: (i) uno scenario caratterizzato da un continuo cambiamento; (ii) un progressivo e costante processo di liberalizzazione dei servizi; (iii) turbolenze nei mercati dove opera. Questa coerenza ha consentito di mantenere stabilmente un ruolo di riferimento nella fornitura di servizi a rilevanza pubblica. Il Gruppo, infatti, ha la Mission di diventare la prima multiutility italiana attraverso una crescita sostenibile, sia organica che per linee esterne e teso a creare valore per i propri stakeholder.

Le scelte strategiche hanno sostenuto la crescita del Gruppo portando la capitalizzazione in Borsa oltre la soglia dei 3,3 miliardi di euro, tra le maggiori del settore. Anche nel primo semestre 2015 sono stati centrati risultati positivi, più apprezzabili se valutati alla luce del difficile contesto macroeconomico italiano. La formula multiutility adottata (Servizio Idrico, Ambiente, Gas ed Elettricità) garantisce al Gruppo una solida risposta in termini di risultati: negli anni si è perseguito l'obiettivo di migliorare l'efficienza operativa in ogni ambito, per essere sempre più competitivi anche in vista delle prossime gare per il rinnovo delle concessioni. Gli importanti investimenti nelle infrastrutture, finalizzati a rendere più moderni gli impianti, hanno invece portato a una crescita dell'efficienza gestionale, garantendo così risorse e flussi di cassa che hanno rafforzato l'equilibrio finanziario.

I clienti sono al centro di ogni strategia del Gruppo. Questo asset è sviluppato sia con i servizi regolamentati sia con l'innovazione nelle attività a libero mercato. L'attività di cross selling completa la gamma dell'offerta consolidando la fidelizzazione dei clienti, permettendo di migliorare la qualità e i costi del servizio 'post vendita' e di ridurre i costi di acquisizione di nuove utenze. La presenza nei servizi a libero mercato ha inoltre significativamente allargato la base clienti (oltre 2 milioni solo nell'Energy). Nella vendita di energia, il Gruppo ha mantenuto la flessibilità nelle fonti di approvvigionamento di commodity energetiche e parallelamente ha sviluppato attività di trading per evitare di esporsi ai rischi operativi della produzione di elettricità e a formule contrattuali di lungo termine (con clausole take or pay) nella fornitura di gas. Nelle attività di recupero e smaltimento dei rifiuti, i vecchi impianti sono stati sostituiti con quelli di nuova generazione, dotati di tecnologie più efficienti e performanti sotto il profilo dell'impatto ambientale e arricchito il parco con nuovi asset per indirizzare un'efficace valorizzazione dei materiali di recupero.

Parallelamente allo sviluppo dei mercati a libera concorrenza, il Gruppo ha posto una particolare attenzione anche a quelli regolamentati, con l'obiettivo di ottenere un'attenta calibratura tra le attività, diversamente influenzate dalle variabili di scenario. In particolare, il mix di servizi in portafoglio ha contribuito negli anni a compensare gli impatti dei rischi propri di ciascun servizio, preservando i risultati consolidati.

La crescita del Gruppo per linee esterne è stata perseguita riproponendo la formula del 'modello Hera', che ha caratterizzato la costituzione della società: acquisizione e successiva integrazione di multiutility focalizzate sulle stesse attività core. Il modello è stato replicato in molte operazioni di aggregazione: le società sono state selezionate in base alla continuità territoriale, alla compatibilità con le attività del Gruppo e ai profili economico-finanziari. Questo sviluppo è risultato accrescitivo per gli azionisti, nonostante le operazioni siano state in larga parte finanziate con l'emissione riservata di nuove azioni. In termini di utili per azione sia nel breve e, in misura crescente, nel medio/lungo termine sono stati ottenuti buoni risultati grazie alle sinergie generate dalle fusioni. La crescita per linee esterne è stata perseguita anche in ottica mono-business, prevalentemente nelle attività liberalizzate, attraverso acquisizioni che hanno saputo cogliere le opportunità offerte dal mercato nazionale.

Le strategie di sviluppo del Gruppo si basano su un Piano Industriale quinquennale, condiviso da tutto il management e aggiornato ogni anno in base all'evoluzione del contesto economico. Queste strategie sono poi trasformate in obiettivi operativi recepiti integralmente nel sistema di remunerazione variabile del personale (Balance Score Card System). L'ultima revisione del Piano (ottobre 2014) ha confermato tutte le impostazioni strategiche perseguite fino ad oggi e ha messo in evidenza l'obiettivo di continuare lo sviluppo aziendale per vie interne ed esterne (anche attraverso la conquista di nuove aree che saranno messe a gara nella distribuzione del gas), puntando a migliorare la solidità finanziaria e a consolidare la creazione di valore per gli stakeholder. Tra gli imperativi strategici per garantire lo sviluppo nel lungo termine oltre l'orizzonte temporale del Piano quinquennale, eccellenza e innovazione si sono aggiunte a crescita, efficienza e sostenibilità.

Il Governo favorisce il consolidamento de settore

Il contesto dove opera il Gruppo è fortemente frammentato: in Italia ci sono oltre 1.200 aziende nei servizi utility, molte delle quali di piccole e medie dimensioni. Queste caratteristiche sono un handicap in un settore dove le economie di scala sono cruciali per garantire competitività. E' quindi uno scenario favorevole alla crescita di Hera che può continuare la propria azione di consolidamento in nuovi territori (principalmente nelle limitrofe aree delle Marche e Triveneto) anche alla luce delle recenti leggi introdotte dal Governo italiano, che dovrebbero agevolare aziende con un'adeguata forza finanziaria e una solida expertise. Lo scenario attuale si mostra quindi complesso e ricco di sfide di fronte alle quali il Gruppo si pone con vantaggi competitivi consolidati, che possono favorire il processo di crescita e la creazione di valore per tutti gli stakeholder.

Creare valore con la crescita esterna: Il 'modello Hera'

Il piano industriale

Eccellenza e innovazione

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015 40

1.06 CONTESTO MACRO ECONOMICO E FOCUS SUL SETTORE PETROLIO, GAS ED ENERGIA ELETTRICA

Il contesto economico-energetico

Crescita del PIL mondiale del 3% Nel primo semestre del 2015 si sono acuite le differenze tra aree geografiche in termini di crescita economica e, nonostante le turbolenze dell'economia mondiale, le principali istituzioni internazionali confermano per il momento le previsioni per una crescita globale intorno al +3,3% su base annua. Nell'area nordamericana lo sviluppo dell'economia ha continuato a consolidarsi, mentre i paesi asiatici e l'area euro devono tuttora confrontarsi con alcune difficoltà di natura politica, economica e sociale che hanno alimentato l'apprensione dei mercati e, quindi, una maggiore volatilità degli stessi in particolare negli ultimi mesi.

Incertezza sul mercato cinese e sulla situazione greca La più grande preoccupazione per la tenuta di una solida crescita su scala globale è rappresentata dalla bolla del mercato immobiliare cinese, che ha innescato le vendite sulla borsa di Shanghai con perdite per circa il 35% del valore della stessa in poche settimane. Sul versante europeo, invece, i primi sei mesi del 2015 sono stati caratterizzati dal pericolo dell'uscita della Grecia dall'euro, ipotesi – per il momento apparentemente scongiurata – che avrebbe esposto l'economia continentale ad una nuova fase di crescente volatilità e, probabilmente, di debolezza rispetto ai concorrenti internazionali. Nonostante le tensioni relative alla situazione greca, nel primo trimestre dell'anno l'area euro ha fatto registrare una moderata crescita economica (+0,4%).

PIL italiano in crescita dello 0,3%

L'Italia ha solo parzialmente confermato il ritmo dell'area euro, con un incremento nel primo trimestre del Prodotto Interno Lordo pari al +0,3%, mentre le prime stime disponibili sul secondo trimestre proiettano tassi di crescita leggermente inferiori. In questo primo semestre del 2015 alcuni segnali incoraggianti per alimentare l'aspettativa di ripresa economica, pur se ancora timidi, non sono mancati, anche se appare ancora prematuro parlare di ripresa stabile.

Cambio euro/dollaro stabilizzato a quota 1,10

Il programma di acquisto di titoli di stato da parte della Banca Centrale Europea (BCE, c.d. Quantitative Easing) ha dispiegato i suoi effetti sui mercati finanziari e valutari: i rendimenti dei titoli di stato decennali nel primo trimestre hanno raggiunto livelli molto bassi (1,3%), mentre il tasso di cambio euro/ dollaro, dopo un importante deprezzamento della divisa europea, si è stabilizzato su un livello di 1,10. Proprio grazie all'indebolimento dell'euro, le esportazioni del nostro Paese nel primo trimestre del 2015 sono cresciute a livelli soddisfacenti (+4,1% rispetto allo stesso periodo del 2014), trainate da regioni come Veneto ed Emilia Romagna, aree presidiate dal Gruppo che può così beneficiare di condizioni economiche migliori della media nazionale nei territori in cui opera.

L'intervento della BCE ha poi innescato un generale ribasso dei rendimenti dei titoli di stato, con l'effetto finale di un più facile accesso ai finanziamenti: dopo oltre tre anni sono tornati a crescere i prestiti al settore manifatturiero e alle famiglie. Non sorprende, quindi, che anche gli indici di fiducia delle famiglie e delle imprese abbiano registrato un miglioramento, che si è accompagnato ad una ripresa della domanda interna nel suo complesso.

Miglioramenti sul fronte occupazionale Sul versante occupazionale nei primi cinque mesi dell'anno il tasso di disoccupazione si è ridotto al 12,4%, così come appare altrettanto rassicurante la riduzione rispetto all'anno precedente delle ore di Cassa Integrazione Guadagni autorizzate ed effettivamente utilizzate dalle imprese. Si sono manifestati, inoltre, i primi effetti del "Jobs Act" (legge delega 10 dicembre 2014, n. 183), che grazie agli sgravi contributivi introdotti e alle nuove disposizioni in materia di contratto a tempo indeterminato hanno stimolato l'adozione di tale istituto contrattuale nel 21% dei contratti con neoassunti (rispetto al 18% di dodici mesi prima).

Inflazione in lieve ripresa Infine, si sono ridimensionati anche i timori di un periodo prolungato di deflazione sia nell'area euro che in Italia: rispetto ai livelli minimi di inizio anno i prezzi al consumo in Italia hanno fatto segnare una ripresa dello +0,2% (pari a +0,7% se depurata degli effetti dei prodotti energetici ed alimentari), certamente ancora non sufficiente ad allentare la guardia della BCE che punta a riportare il tasso di inflazione all'obiettivo di medio termine del 2%.

Il contesto competitivo

Per quanto riguarda il contesto competitivo, si confermano le condizioni che caratterizzano i business in cui il Gruppo Hera svolge le proprie attività negli ultimi mesi. Sul versante della spinta del Governo a favore delle aggregazioni nei Servizi Pubblici Locali purtroppo non si sono registrate novità di rilievo e, comunque, non sufficienti ad alimentare in questa prima parte dell'anno un percorso di consolidamento volto a superare la marcata frammentazione che caratterizza il nostro Paese. Inoltre permangono ancora le condizioni di sovra-capacità nei mercati dell'energia che incrementano il grado di concorrenzialità dei business a mercato.

1.06.01 QUADRO REGOLATORIO E RICAVI REGOLAMENTATI

Normativa di riferimento

I primi sei mesi del 2015 hanno visto una relativamente ridotta produzione della normativa primaria sulle tematiche energetiche, idriche e ambientali. I principali provvedimenti riguardano l'aggiornamento del Decreto Ministeriale 226/2011 (c.d. "Regolamento Criteri" delle gare gas") e la discussione parlamentare sul Disegno di Legge sulla Concorrenza, che contiene gli indirizzi per il superamento progressivo delle tutele di prezzo per le forniture energy. Si segnala altresì la sentenza della Corte Costituzionale che ha dichiarato l'illegittimità della c.d. "Robin Tax".

Aggiornamento del DM 226/11 (c.d. "Regolamento Criteri" delle gare gas)

Il Ministero dello Sviluppo Economico (MiSE) ha pubblicato a fine maggio 2015 il decreto contenente l'aggiornamento del c.d. "Regolamento Criteri" per le gare del gas (DM 226/2011), con entrata in vigore il 29 luglio 2015. Il documento ha apportato alcune modifiche al Decreto originale al fine di recepire le evoluzioni normative occorse dal 2011 ad oggi, legate in particolare alla pubblicazione delle Linee Guida per il calcolo del Valore di Rimborso al gestore uscente e ad alcune variazioni minori approvate dai vari Decreti "Fare", "Sblocca Italia" e "Destinazione Italia": in particolare, le novità riguardano la scadenza dei termini per la pubblicazione del bando in caso di accorpamento di ATEM, le modalità di rimborso al gestore uscente alla fine del primo periodo di concessione, le modalità di riconoscimento del corrispettivo una tantum a copertura degli oneri di gara delle stazioni appaltanti, il riconoscimento dei Titoli di Efficienza Energetica, la definizione di "offerta anomala". L'obiettivo del MiSE è di dare avvio alle gare senza ulteriori proroghe, considerato che la cornice normativa può dirsi ormai completata e che eventuali ulteriori necessità di affinamento potranno essere rilevate solo a partire dalla pubblicazione dei bandi di gara. Tale approccio deriva dalla constatazione che, anche per quello che compete all'Autorità per l'Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico (Aeegsi), vi è ora un quadro regolatorio completo, sia in merito alle modalità di riconoscimento tariffario che riguardo all'attività di controllo dei bandi di gara e di analisi degli scostamenti tra VIR e RAB.

Disegno di Legge sulla Concorrenza e superamento delle condizioni di tutela

A febbraio 2015 il Consiglio dei Ministri ha licenziato il Disegno di Legge sulla Concorrenza, confermando, fra le altre cose, la volontà di superare l'attuale disciplina transitoria dei servizi di tutela a partire dal 1° gennaio 2018. È pertanto prevista l'abrogazione del servizio di tutela gas per i clienti finali domestici; l'abrogazione del servizio di maggior tutela per la fornitura di energia elettrica alle imprese connesse in bassa tensione con meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore ai 10 milioni di euro e ai clienti finali domestici; l'adozione da parte del MiSE, sentita l'Aeegsi, di tutte le disposizioni necessarie a garantire che il graduale superamento del regime di maggior tutela avvenga a condizioni favorevoli ai consumatori.

A causa dello scetticismo rappresentato a diversi livelli istituzionali per una soluzione così brusca, sia nelle modalità che nelle scadenze, i relatori al Disegno di legge hanno presentato alcuni emendamenti per introdurre ancora maggior gradualità nel superamento delle tutele di prezzo.

L'abolizione verrebbe quindi confermata a partire dal 2018 ma condizionata al raggiungimento integrale di un articolato set di obiettivi, fra cui l'introduzione di un nuovo portale per la comparazione delle offerte (a partecipazione obbligatoria per tutti i venditori), la completa operatività del Sistema Informativo Integrato, la separazione dei marchi fra distribuzione e vendita, una delega per la riforma del "bonus sociale" e l'introduzione di un elenco di soggetti abilitati alla vendita dell'energia elettrica. Se sulla base del rapporto gli obiettivi risulteranno raggiunti, il MiSE decreterà la fine delle tutele di prezzo (sentite l'Autorità Antitrust e le Commissioni parlamentari competenti).

Regolazione Gas, Energia Elettrica e Servizio Idrico Integrato

Nel primo semestre 2015 l'Autorità per l'energia elettrica il gas e il sistema idrico (Aeegsi) ha approvato diversi provvedimenti di grande importanza per i settori regolati, fra cui la riforma dell'unbundling funzionale, alcune modifiche alla regolazione della morosità del gas e dell'energia elettrica, la riforma della misura gas, l'approvazione del nuovo Codice di Rete della distribuzione elettrica e le direttive per la connessione alla rete di impianti di produzione di biometano. Fra le consultazioni in corso si segnala invece la riforma dei rendimenti riconosciuti (WACC) nei settori regolati e il superamento delle tariffe elettriche progressive per i clienti domestici.

Nuovo testo integrato dell'Unbundling Funzionale e separazione dei marchi

Con la delibera 296/2015/R/com l'Aeegsi ha approvato il nuovo Testo Integrato dell'Unbundling Funzionale (TIUF) per gli operatori dei settori dell'energia elettrica e del gas. Il documento, elaborato in esito alle consultazioni 346/2104 e 77/2015 va ad affiancarsi al Testo Integrato dell'Unbundling Contabile (TIUC), approvato con delibera 231/2014/R/com, e sancisce il definitivo superamento del previgente TIU approvato con delibera 11/07.

Una delle principali novità è l'introduzione del c.d. "brand unbundling", cioè l'obbligo di separazione del marchio e delle politiche di comunicazione delle imprese di distribuzione rispetto alle imprese di vendita e, nel settore elettrico, anche tra vendita nel mercato libero e servizio di maggior tutela. Per completare le operazioni di separazione del marchio viene concesso un periodo di 18 mesi, prevedendo quindi la prima applicazione dal 1° gennaio 2017. L'Aeegsi ha poi confermato l'orientamento di lasciare libere le imprese di decidere se debba essere la società di distribuzione o quella di vendita a modificare il marchio e le politiche di comunicazione, nell'ottica di rispettare le scelte imprenditoriali che garantiscano il minore impatto economico legato al valore commerciale dei marchi. Il gestore indipendente dovrà assicurare che le attività commerciali relative all'attività di distribuzione, in particolare le attività di interfaccia con i clienti finali, vengano svolte tramite l'utilizzo di canali informativi, di spazi fisici e di personale distinti da quelli relativi all'attività di vendita dell'energia elettrica o del gas naturale. Lo stesso orientamento vale per le imprese che svolgono l'attività di vendita ai clienti a mercato libero dell'energia elettrica rispetto a quelle del servizio di maggior tutela. Riguardo al trattamento delle informazioni commercialmente sensibili l'Aeegsi è orientata a prevedere per tutti i distributori, indipendentemente dalla loro dimensione, che l'obbligo di trattamento riservato delle informazioni sia assolto facendo ricorso agli strumenti messi a disposizione dalla stessa Aeegsi, tra cui in primo luogo il Sistema Informativo Integrato (SII). Di rilievo è anche lo stralcio degli obblighi di separazione fisica delle banche dati, di nomina del garante delle informazioni commercialmente sensibili e di tenuta del registro di accesso alle stesse, in un'ottica di semplificazione degli adempimenti a carico delle imprese.

Approvazione del Codice di Rete elettrico in tema di garanzie e fatturazione

La delibera 268/2015 ha approvato il Codice di Rete tipo per la distribuzione elettrica relativamente ai temi della messa a disposizione dei dati di misura, delle tempistiche di fatturazione e delle garanzie che i venditori sono tenuti a fornire ai distributori. L'introduzione di un Codice di Rete anche nel settore elettrico (quello del gas esiste dal 2006) colma una lacuna nella regolazione dei rapporti commerciali fra distributori e venditori, ad oggi regolati principalmente in forma bilaterale e disomogenea. Il testo è frutto di un articolato iter di consultazione svoltosi prima all'interno di un Gruppo di Lavoro fra Aeegsi ed operatori e proseguito poi con i DCO 263/2014 e 618/2014.

Le novità della misura e della fatturazione riguardano, in particolare, l'anticipo della messa a disposizione dei dati di misura validati (per permettere ai venditori di fatturare prima ai clienti finali), la suddivisione delle fatture di vettoriamento in tre tipologie (fattura di ciclo, fattura di rettifica e fattura relativa alle altre prestazioni), la fissazione a 30 giorni dei termini di pagamento delle fatture e l'introduzione di indennizzi a carico del distributore relativamente alle performance del servizio di misura (in particolare relativamente alla percentuale di dati stimati e non effettivi e alla percentuale di dati inviati in ritardo rispetto ai termini). Riguardo alle garanzie, vengono ammesse quattro forme, ossia: fideiussione, deposito cauzionale, rating e Parent Company Guarantee (PCG). Le ultime due sono permesse solo nel caso in cui il venditore sia puntuale nei pagamenti da almeno 6 mesi e che il rating sia emesso da una delle agenzie certificate a livello europeo; gli operatori che decidono di usarle sono comunque tenuti a versare un contributo con finalità mutualistiche in un opportuno fondo della Cassa Conguaglio. Le garanzia devono essere dimensionate sulla stima del fatturato di 3 mesi di erogazione del servizio e ogni 3 mesi il distributore verifica l'adeguatezza della garanzia in relazione al portafoglio clienti del venditore, mentre ogni 6 mesi il distributore verifica se ci sono stati due o più ritardi nei pagamenti e, in tal caso, richiede al venditore una maggiorazione della garanzia in proporzione ai giorni di ritardo. Infine, vengono allineate le tempistiche di versamento degli oneri di sistema alla Cassa Conguaglio e al GSE (ad oggi differenziate), allineandole al 15 del mese M+3 rispetto al mese di competenza M, e parallelamente viene soppresso l'aggio sullo 0,5% degli importi che le imprese distributrici attualmente trattengono a copertura del rischio di inesigibilità.

Il Codice di Rete entrerà in vigore a partire dal 1° ottobre 2015, per le disposizioni che non richiedono adeguamenti dei sistemi informativi (garanzie, invio dei dati di misura, pagamenti delle fatture, indennizzi) e a partire dal 1° gennaio 2016 per le disposizioni che richiedono interventi informatici (disaggregazione della fattura di vettoriamento, verifiche sull'adeguatezza delle garanzie).

Novità in materia di morosità gas ed elettrica

Con la delibera 258/2015 l'Aeegsi, in esito alla consultazione 477/2014, ha integrato la disciplina della morosità gas, apportando alcuni aggiornamenti alla delibera 84/2014, che già nel 2014 aveva modificato in profondità la regolazione del Testo Intregrato della Morosità Gas (TIMG). La stessa delibera ha altresì approvato il Testo Integrato della Morosità Elettrica (TIMOE) che, oltre a raccogliere in modo organico la normativa previgente, introduce importanti novità circa la gestione della morosità nel settore elettrico, alcune delle quali ricalcano l'analoga regolazione prevista nel gas. Fra le misure introdotte si segnala l'obbligo per il distributore di comunicare al venditore la capacità di sospensione mensile assegnatagli, l'obbligo di reiterare i tentativi di sospensione qualora il primo tentativo dia esito negativo e di comunicare al venditore richiedente la fattibilità tecnica dell'intervento di interruzione, nonché la stima di massima del costo di esecuzione dell'intervento.

Di interesse è il fatto che l'intervento di interruzione della fornitura non prevede una capacità definita assegnata a ogni venditore. Per i punti non interrompibili e la cui interruzione è tecnicamente non fattibile il venditore può richiedere la cessazione amministrativa. Come per il gas vengono introdotti specifici indennizzi a favore dei venditori in caso di mancato rispetto delle tempistiche relative alle attività di sospensione, interruzione e cessazione amministrativa.

Fra le novità della morosità gas si segnala invece la possibilità per i distributori di mettere a disposizione, a pagamento, la capacità di sospensione residua non utilizzata, la previsione che i depositi cauzionali siano raddoppiati qualora nell'arco di un anno la morosità sia reiterata da parte del cliente finale e la trasformazione di tutte le richieste di switching in switching "con riserva", per permettere ai venditori di ritirare la richiesta di switching in caso di morosità pregresse.

In esito alle consultazioni 160/2012 e 498/2014 l'Aeegsi ha pubblicato a febbraio la delibera 46/2015, che regola le connessioni degli impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale e contiene le direttive in tema di determinazioni delle quantità di biometano ammissibili agli incentivi. La responsabilità di garantire la sicurezza e l'efficienza tecnica nella gestione delle reti del gas viene posta in capo al gestore di rete, che deve verificare la compatibilità dei profili di immissione del biometano con le condizioni di esercizio in sicurezza e con le capacità di assorbimento delle reti.

Tuttavia, a causa di un procedimento attualmente aperto in sede europea in merito alle regole tecniche sugli standard di qualità e sull'odorizzazione, non è permesso ai singoli Paesi di elaborare norme nazionali fino a quando il procedimento non sarà concluso (c.d. condizione di "standstill"). Di conseguenza, è necessario fare riferimento alle norme vigenti in tema di qualità del gas contenute nel D.M. 19 febbraio 2007, il che comporta di fatto l'obbligo di immettere in rete un biometano indistinguibile da gas naturale. Nelle more del superamento dello standstill gli operatori dovranno fare riferimento alla normativa primaria e al rapporto tecnico elaborato dal CIG sulle componenti chimiche specifiche del biometano che devono essere limitate sotto una determinata soglia. Con l'obiettivo di garantire l'economicità della connessione e favorire un ampio utilizzo del biometano, è previsto che nel contributo della connessione siano computati, secondo un approccio di tipo "shallow", unicamente i costi specifici necessari per realizzare l'impianto di connessione, escludendo i costi di rinforzo delle reti esistenti. L'attività di misurazione e certificazione della quantità di biometano incentivabile è stata attribuita al Gestore dei Servizi Energetici (GSE), che dovrà anche definire le procedure applicative dei flussi informativi fra gli attori della filiera (produttori, distributori, trader). Di rilievo è l'eliminazione, dal perimetro dei consumi energetici da nettare dagli incentivi, dell'energia utilizzata per la produzione e il trasporto delle matrici.

Con la delibera 117/2015, e sulla base dei risultati della consultazione 251/2014, l'Aeegsi è intervenuta su uno dei nodi chiave del rapporto distributori/ venditori, riformando la regolazione della misura gas con l'obiettivo di incrementare il numero dei dati di misura effettivi e validati nella disponibilità del venditore. La decorrenza del nuovo provvedimento avverrà per gradi, partendo dal 1° maggio 2015 e andando a regime dal 1° gennaio 2016. Riforma della misura gas e introduzione dei "periodi rilevanti"

Direttive per la connessione alla rete di impianti di produzione di biometano

La novità principale è l'introduzione di "periodi rilevanti" dell'anno, stabilendo che l'impresa di distribuzione sia tenuta a rilevare il dato di misura relativo a ciascun punto di riconsegna coprendendo almeno l'80% dei giorni di ciascun intervallo temporale considerato, per rendere adeguatamente significative le misure. L'esistente classe di consumo compresa fra 500 e 5.000 metri cubi (con rilevazione semestrale) viene divisa in due classi: una fra 500 e 1.500 metri cubi (sempre con rilevazione semestrale) e una fra 1.500 e 5.000 metri cubi (con rilevazione quadrimestrale). Viene individuata un'unica data limite entro cui il distributore deve rendere disponibili le misure, pari al sesto giorno lavorativo del mese e viene riconosciuto all'impresa di distribuzione il tempo massimo di tre giorni lavorativi per la validazione. Le diverse disposizioni introdotte avranno entrate in vigore differenziate fino al 1° gennaio 2016, a seconda degli impatti e delle esigenze di standardizzazione dei flussi informativi.

Prima consultazione in materia di revisione del calcolo dei WACC regolati

Fra le consultazioni aperte nella prima parte del 2015 un rilievo particolare ha assunto quella relativa alla riforma della metodologia di calcolo del tasso di remunerazione (WACC) di tutti i settori regolati delle filiere dell'energia elettrica e del gas pubblicata l'11 giugno e ad oggi ancora in corso. L'intervento dell'Aeegsi è stato reso necessario dalle eccezionali condizioni di mercato rilevate negli ultimi anni nell'eurozona, che hanno visto un periodo di innalzamento repentino dei tassi dei paesi periferici a causa dei timori per la crisi dei debiti sovrani e un successivo calo ben oltre i minimi storici come conseguenza delle politiche monetarie non convenzionali avviate dalla Banca Centrale Europea. L'Aeegsi ha proposto diverse strade per riportare il WACC a valori ritenuti opportuni, anche per evitare che ad eccessive contrazioni dei rendimenti faccia seguito un periodo prolungato di sottoinvestimento infrastrutturale. Una prima soluzione prevede la disaggregazione del tasso privo di rischio in due componenti: il risk free "puro" sarebbe calcolato come media dei rendimenti dei titoli di stato dei paesi c.d. "virtuosi" dell'eurozona, a cui verrebbe poi aggiunto un Country Risk Premium (CRP) che rifletterebbe il premio richiesto dagli investitori per investire in Italia. Inoltre, per evitare eccessive fluttuazioni del WACC è stata avanzata la proposta di fissare il tasso di remunerazione alla media di lungo periodo (da inizio '900 ad oggi), facendo eventualmente variare solamente i parametri sottostanti (tasso risk free ed Equity Risk Premium), ad invarianza del tasso totale (Total Market Return). Per il costo del debito l'Aeegsi ha comunicato la propria intenzione ad effettuare analisi approfondite sulla struttura e sulla stratificazione del debito delle imprese regolate, al fine di pervenire a un costo efficiente del debito che meglio rappresenti le passate e attuali condizioni di mercato. Infine, in merito all'inflazione, l'Autorità ha ritenuto di dover intervenire al fine di risolvere il problema del disallineamento esistente fra il tasso di inflazione programmata utilizzato per deflazionare il WACC (mantenuto costante nel periodo regolatorio) e l'aggiornamento biennale del tasso risk-free, che incorpora le variazioni del tasso di inflazione. La proposta si concretizza in un calcolo dei tassi Ke (costo del capitale) e Kd (costo del debito) direttamente in termini reali, senza effettuare un deflazionamento esplicito del WACC. In esito alla chiusura della prima consultazione (31 luglio 2015), con ogni probabilità l'Autorità pubblicherà un secondo documento di orientamenti finali in autunno e il provvedimento finale vedrà la luce entro la fine del 2015.

Il Gruppo Hera ha attivamente partecipato alla consultazione con la propria federazione di settore Utilitalia, commissionando a due società di consulenza di primaria importanza lo studio delle possibili metodologie di calcolo del WACC e dei parametri sottesi, al fine di identificare i metodi più compatibili con l'attuale scenario macro-economico e le finalità regolatorie di promozione efficiente degli investimenti.

Orientamenti finali sulla riforma delle tariffe di rete dell'energia elettrica per i clienti domestici e il superamento della progressività

Il documento per la consultazione 34/2015/R/eel, pubblicato a febbraio, ha illustrato gli orientamenti finali del procedimento volto alla riforma delle tariffe dei servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) dell'energia elettrica e degli oneri generali di sistema per i clienti domestici in bassa tensione, in attuazione di quanto disposto dal Decreto Legislativo di recepimento della Direttiva UE sull'efficienza energetica (D. Lgs 102/2014). La riforma è stata avviata con l'obiettivo di allineare le tariffe di rete ai reali costi del servizio e di superare l'attuale struttura tariffaria progressiva rispetto ai consumi, che provoca sussidi incrociati fra diverse categorie di utenti, e in particolare fra residenti e non residenti e fra clienti con alti e bassi consumi. Per mitigare l'effetto della riforma sono state anche proposte alcune forme di gradualità e una riforma complessiva del "bonus sociale". Le opzioni proposte dall'Aeegsi hanno effetti diversi sui sussidi incrociati, in quanto alcune di esse annullano completamente la redistribuzione tra gruppi di utenti, mentre altre mantengono una quota degli attuali sussidi, pur limitandola ai soli oneri generali di sistema. Nel quadro della riforma il valore attribuito alla potenza impegnata tenderà ad aumentare in quanto, trattandosi del principale fattore che determina i costi di rete, la nuova tariffa di rete dovrà essere aderente ai costi in modo da poter permettere ai clienti finali scelte eque tra diversi vettori energetici. Per favorire la scelta consapevole del livello di potenza l'Aeegsi intende introdurre ulteriori livelli intermedi rispetto a quelli esistenti e rendere meno onerosa la variazione contrattuale di potenza.

Il documento per la consultazione prevede un percorso di gradualità che, partendo dal 1° gennaio 2016, si sviluppi nell'arco di due anni, e che consenta di introdurre la struttura tariffaria a regime dal 1°gennaio 2018.

Avvio del procedimento per la definizione del nuovo Metodo Tariffario Idrico

Proposta per l'introduzione di un meccanismo di perequazione "mutualistica" nel servizio idrico

Con riferimento alla regolazione del servizio idrico integrato si evidenziano le delibere 6/2015/R/idr e 8/2015/R/idr, che hanno avviato il procedimento per la determinazione del nuovo Metodo Tariffario Idrico, processo che dovrà terminare, con l'approvazione delle delibere definitive a dicembre 2015. Con il nuovo metodo tariffario l'Aeegsi ha proposto di sviluppare la regolazione asimmetrica già adottata, di promuovere la razionalizzazione delle gestioni (rivedendo le condizioni di esclusione dall'aggiornamento tariffario), di adottare nuovi strumenti regolatori finalizzati al raggiungimento dell'equilibrio economicofinanziario, di sviluppare meccanismi per favorire l'efficienza idrica e la misurazione dei consumi, di accrescere l'efficacia nel ricorso al sistema dei finanziamenti e di garantire convergenza fra le diverse aree del Paese. Le nuove tariffe continueranno il percorso già intrapreso volto ad addivenire alla determinazione di una tariffa unica d'Ambito e a raggiungere compiutamente l'obiettivo del "full cost recovery".

Sempre in ambito tariffario, con il DCO 230/2015 l'Aeegsi ha proposto un meccanismo di perequazione che, a differenza dei meccanismi dei settori energy, viene strutturato in forma mutualistica, con l'obiettivo di aiutare le gestioni idriche in disequilibrio economico finanziario. Tale meccanismo prevede una componente tariffaria strutturale e dovrebbe avere un ambito e un periodo di applicazione limitato (a partire dalla fine del 2015).

Nelle osservazioni al documento il Gruppo Hera ha evidenziato come il valore della componente tariffaria dovrà essere differenziato per territorio, ovvero modulato in base al valore della tariffa vigente nei diversi ambiti, per non penalizzare le aree che hanno sostenuto investimenti e dove i cittadini hanno partecipato al sostegno del servizio attraverso una contribuzione puntuale.

Procedimento per la definizione della regolazione della qualità nel servizio idrico

Con riguardo alla regolazione non economica si segnala il proseguimento della consultazione volta a implementare il primo sistema di regolazione della qualità del servizio idrico unitario a livello nazionale. Con il DCO 273/2015/R/idr sono stati proposti standard generali e specifici sulla qualità c.d. "commerciale", come nei settori energetici. In particolare, sono state definite le tempistiche legate a preventivazione, esecuzione lavori, allacciamenti, appuntamenti, attivazioni, disattivazioni, verifiche dei misuratori/pressione. Nonostante siano stati previsti obblighi di registrazione e comunicazione simili a quelli già contenuti nei testi integrati della qualità dei settori energy, è stata confermata la volontà di demandare a livello territoriale la decisione di fissare standard migliorativi rispetto a quelli minimi proposti, sulla base dei quali determinare localmente l'ammontare di premialità/penalità spettante. Nel DCO non è tuttavia definito il metodo di calcolo vero e proprio del meccanismo incentivante. Il Gruppo Hera ha già osservato la necessità di omogeneizzare la regolazione della qualità di tutti i settori regolati dall'Aeegsi al fine di ridurre la complessità, sia per il cliente stesso, che dovrebbe ottenere trattamenti conformi per i diversi servizi, sia per gli operatori, che potrebbero sfruttare le potenziali sinergie delle gestioni multi-business. Si è infine osservato come gli standard proposti siano tendenzialmente più sfidanti sia rispetto ai settori energetici che rispetto ai livelli applicati nei territori che hanno già raggiunto una elevata qualità del servizio. Il procedimento generale si dovrebbe concludere con un prossima consultazione sulla continuità del servizio, previsto per Ottobre 2015, con successivi provvedimenti finali da emanarsi entro fine anno.

Definizione degli schemi di convenzione tipo per le concessioni del servizio idrico

In merito ai rapporti tra gestori ed enti affidanti, anche a seguito delle recenti modifiche introdotte dal c.d. "Sblocca Italia", con DCO 274/2015/R/idr, l'Aeegsi ha proseguito la consultazione volta a definire uno schema di convenzione tipo per il settore idrico. Riguardo al perimetro del servizio idrico integrato, il DCO ha proposto di includere la gestione delle acque meteoriche e i servizi post contatore. In merito alla durata dell'affidamento è stato proposto di definire una disciplina per permettere di modificare le scadenze a seguito, ad esempio, di un'estensione del perimetro gestionale. Riguardo a tale aspetto il Gruppo Hera ha condiviso di inserire in convenzione i criteri per una proroga di concessione, a condizione che vengano precisate sia le motivazioni, misurabili ed oggettive, sia la durata della proroga, per garantire certezza ai gestori uscenti. L'Aeegsi ha inoltre proposto di non esplicitare in convenzione i parametri necessari per valutare l'equilibrio economico finanziario e di introdurre solamente un rinvio alla regolazione stessa (che già prevede, ad esempio, il piano economico e finanziario). Infine, riguardo alle modalità di cessazione e alle procedure di subentro, è stato riproposto il calcolo del valore residuo già previsto dall'attuale Metodo Tariffario Idrico e una ricognizione delle opere come base per il calcolo del valore di subentro. In questo caso il Gruppo Hera ha osservato che il valore di subentro dovrà comprendere sia conguagli di partite pregresse non ancora riconosciute al momento del subentro, sia gli ammortamenti afferenti a investimenti di periodi antecedenti alla regolazione Aeegsi che non sono stati pienamente riconosciuti.

Distribuzione gas: quadro tariffario

Il 2015 è il secondo anno del quarto periodo regolatorio (QPR) del sistema tariffario della distribuzione e misura gas, disciplinato dalla RTDG, allegato A alla deliberazione 367/2014/R/GAS. In tale documento è contenuta la regolazione tariffaria sia per le attuali gestioni in concessione comunale, o sovracomunale, (già trattata nella precedente deliberazione 573/2013/R/GAS), sia per le future gestioni d'ATEM, che decorreranno nel corso del presente periodo regolatorio.

La macro-struttura tariffaria prevista dalla nuova RTDG è in continuità con la precedente: essa continua ad assicurare a ciascun operatore il conseguimento di ricavi ammessi determinati dall'Aeegsi sulla base dei costi riconosciuti, espressi dalle tariffe di riferimento e dal numero di punti di riconsegna serviti, rendendo quindi indipendenti i ricavi dalla quantità di volumi distribuiti. Ciò si attua attraverso opportuni meccanismi di perequazione tariffaria che consentono di regolare con l'intervento della Cassa Conguaglio le differenze tra il ricavo ammesso di ciascun distributore e il ricavo conseguito dalla fatturazione alle società di vendita. Quest'ultimo, a sua volta, deriva dall'applicazione di tariffe obbligatorie determinate dall'Aeegsi per ambiti macro-regionali.

Sulla base di tali principi, l'Aeegsi ha provveduto, con delibera 147/2015/R/gas, ad approvare per l'anno 2015 le "tariffe di riferimento provvisorie", basate su una stima degli investimenti 2014, per tutti i distributori, ivi comprese le società del Gruppo Hera. Entro marzo 2016 è attesa la definizione delle "tariffe di riferimento definitive", che terranno conto dell'effettivo ammontare di investimenti sostenuti dalle aziende al 31.12.2014. I tassi di rendimento del capitale investito per il biennio 2014-15 sono pari al 6,9% per l'attività di distribuzione e al 7,2% per quella di misura.

Nel perimetro di consolidamento del Gruppo Hera, per quanto rilevano le attività di distribuzione e misura gas, oltre a Hera Spa (88,9 milioni di euro) sono comprese Marche Multiservizi Spa (9,2 milioni di euro) e il AcegasApsAmga Spa (31,9 milioni di euro). Il valore consolidato di ricavi da distribuzione e misura gas per il Gruppo si attesta pertanto in 130,0 milioni di euro, a fronte di 1.697 milioni di mc distribuiti e un corrispondente ricavo unitario di 7,66 €cent/mc. Rispetto al primo semestre 2014 il principale effetto di incremento è da attribuire al consolidamento del perimetro di Amga Azienda Multiservizi Spa in AcegasApsAmga Spa, con un apporto di 9,5 milioni di euro.

I ricavi fanno riferimento ad una RAB relativa ad asset di proprietà del Gruppo di valore pari a circa 1.053 milioni di euro.

Distribuzione e misura gas - Ricavi regolati	30-giu-14	30-giu-15	var %
Hera Consolidato
- Ricavo (Mln euro)	122,7	130,0	5,9%
- Volumi (Mln mc)	1.371	1.697	23,8%
- Ricavo Unitario (€cent/mc)	8,95	7,66	-14,4%

Distribuzione energia elettrica: quadro tariffario

Il 2015 è l'ultimo anno del quarto periodo di regolazione tariffaria (2012-2015) dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura di energia elettrica, disciplinati dalla deliberazione Aeegsi ARG/elt 199/11 e, in particolare, dall'Allegato A (TIT), che regola le tariffe per l'uso delle reti di trasmissione e distribuzione, dall'Allegato B (TIME) che regola responsabilità e tariffe del servizio di misura e dall'Allegato C (TIC) che regola le condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione.

Il metodo tariffario della distribuzione di energia elettrica si caratterizza per la determinazione di un vincolo ai ricavi regolati definito per azienda (con logica simile alla distribuzione gas) e così strutturato:

• costi di capitale riconosciuti su base mista (implicita per il perimetro degli asset fino al 2007 e a costo storico effettivo per gli investimenti dal 2008);
• costi operativi calcolati su valori medi di settore rilevati a inizio periodo regolatorio a consuntivo dall'Aeegsi, opportunamente modulati per tenere conto degli effetti espressi dalle perequazioni tariffarie del terzo periodo regolatorio e aggiornati per gli anni successivi col metodo del price cap;
• raggiungimento del vincolo assicurato da opportuni meccanismi di perequazione ed espresso dalle cosiddette tariffe di riferimento e dal numero di punti di riconsegna serviti, dipendendo dei volumi distribuiti in maniera residuale.

Il tasso di remunerazione del capitale investito per il biennio 2014-15 per le attività di distribuzione e misura elettrica risulta pari a 6,4%.

In coerenza con i testi integrati sopra richiamati, l'Aeegsi, con deliberazione 146/2015/R/eel del 2 aprile 2015, ha approvato le tariffe di riferimento per il 2015 per entrambe le società del Gruppo Hera che operano nella distribuzione e misura di energia elettrica, ossia Hera SpA e AcegasApsAmga SpA. Quest'ultima include i perimetri delle ex società AcegasAps SpA ed Est Reti Elettriche SpA, operanti rispettivamente nei territori di Trieste e Gorizia.

Il valore consolidato di ricavi per il Gruppo Hera al 30/6/2015 si è attestato in 43,5 milioni di euro, con 1.472 milioni di kWh distribuiti e un corrispondente ricavo unitario di 2,96 €cent/kWh. L'apporto di AcegasApsAmga ai ricavi è stato pari a 13,7 milioni di euro con volumi distribuiti pari a 405 milioni di kWh. Il ricavo consolidato al 30/6/2015, se messo a confronto con quello del 30/6/2014, mostra un calo di 7,9 milioni di euro, ma occorre considerare che il risultato al 30/6/2014 includeva 9,2 milioni di euro di sopravvenienze attive di esercizi precedenti, riferibili in larga misura alla Perequazione Specifica Aziendale del perimetro goriziano. Escludendo dai valori al 30.6.2014 le competenze non correnti, i ricavi consolidati al 30.6.2015 evidenziano un aumento di 1,3 milioni di euro rispetto al precedente dato. Questo aumento è dovuto fondamentalmente all'adeguamento inflativo e alle variazioni del capitale investito riconosciuto. I ricavi fanno riferimento ad una RAB per la distribuzione e misura elettrica di circa 342 milioni di euro, in massima parte riconducibile ad asset di proprietà del Gruppo.

Distribuzione, misura e trasmissione Energia elettrica - Ricavi regolati	30-giu-14	30-giu-15	var % vs 30/6/14
Hera Consolidato
- Ricavo (Mln euro)	51,4	43,5	-15,4%
- Volumi (Mln kWh)	1.455	1.472	1,2%
- Ricavo unitario (€cent/kWh)	3,53	2,96	-16,4%

Igiene urbana: quadro tariffario

A giugno 2015 il servizio di gestione dei rifiuti urbani è stato erogato in 190 comuni, il 39% dei quali ha scelto di affidare l'accertamento e la riscossione della Tari al gruppo Hera.

Il confronto puntuale su dati omogenei del Gruppo Hera consolidato fa emergere le seguenti evidenze.

Gruppo Hera consolidato Igiene urbana ‐ ricavi da tariffa (TIA + TARSU)	30‐giu‐14	30‐giu‐15	var %
Ricavi da Tariffa (mln/€)	263,3	262,3	‐0,4%
Abitanti serviti (000)	3.277	3.316	1,2%
Ricavo Medio Unitario (€/abitante)	80,4	79,1	‐1,5%

Il decremento complessivo dei ricavi regolamentati per il servizio di igiene urbana ai comuni in concessione, pari allo 0,4%, si rileva principalmente per Acegas.

Ciclo Idrico: quadro tariffario

Il 2015 è il secondo e ultimo anno di applicazione del primo periodo tariffario a regime 2014-2015 (Metodo Tariffario Idrico) definito da Aeegsi (delibera Aeegsi nr. 643/2013). Il confronto con i dati del primo semestre 2014 evidenzia, per il 2015, un incremento dei ricavi complessivi del 3,5% rispetto al primo semestre dell'anno precedente. Ciò deriva dall'effetto dell'applicazione delle nuove tariffe SII deliberate dalla competente Autorità d'Ambito per l'anno 2015.

Gruppo Hera consolidato Ciclo Idrico - ricavi da tariffa	30-giu-14	30-giu-15	var %
Ricavi da Tariffa (mln/€)	286,4	292,4	2,1%
Volumi (mln/mc)	145	143	-1,3%
Ricavo Medio Unitario (€cent/mc)	197,1	203,9	3,5%

1.07 POLITICA DI APPROVVIGIONAMENTO E TRADING

Per quanto riguarda il gas, nel primo semestre dell'anno i consumi sono saliti dell'8% rispetto allo stesso periodo del 2014, con un aumento in valore assoluto di oltre 2.6 Gmc. Il fattore trainante della ripresa, rispetto al 2014, è quello climatico: nel primo trimestre 2015, un inverno più rigido rispetto allo scorso anno ha sostenuto i consumi del civile (+10% rispetto al primo trimestre 2014, che in valore assoluto corrisponde a un incremento di oltre 1.6 Gmc); poi, con l'inizio della stagione estiva, le temperature più elevate, la minore piovosità e ventosità hanno fatto aumentare le esigenze di consumo gas del settore termoelettrico (+8.6%). L'industria, meno influenzata dal fattore climatico, mostra invece una discesa (-1.8%), nonostante i numerosi segnali di ripresa economica, ripresa che, per ora non ha dunque manifestato i suoi effetti nei settori industriali gas intensive. Consumi del gas in ripresa:+8%

Ottimizzazione del portafoglio

Questo contesto di mercato ha naturalmente avuto un impatto positivo sulle vendite del Gruppo e le attività di trading del primo semestre sono state orientate da un lato verso l'ottimizzazione del portafoglio, con l'obiettivo di bilanciare la posizione sul breve periodo, e dall'altro verso la negoziazione e la gestione di nuovi contratti di approvvigionamento per l'anno termico 2015/16.

Entrando nel dettaglio, gli aggiustamenti sul breve periodo, orientati da un'efficiente attività di previsione dei fabbisogni, sono stati attuati mediante regolazioni in acquisto o in vendita al punto di scambio virtuale: Psv, a Baumgarten sul Title Transfer Facility (Ttf) e sul Net Connect Germany (Ncg tedesco). Queste operazioni sono generalmente avvenute a condizioni favorevoli e hanno consentito di rispettare gli obiettivi di risultato attesi.

Da aprile, Hera Trading ha avviato l'approvvigionamento sia del gas destinato al riempimento dello stoccaggio acquisito in asta, circa 0,33 miliardi di mc, sia del gas destinato al mercato libero di Hera Comm per l'anno termico 2015/2016, circa 0,5 miliardi di mc, attingendo direttamente dal mercato spot; tale attività, al 30 giugno, risulta ancora in corso.

Negoziazione del gas modulato per circa 1,5 miliardi di mc

Nel corso del mese di aprile, in anticipo rispetto all'anno precedente, si è proceduto alla negoziazione del gas modulato destinato al mercato tutelato sui REMI (punti di consegna) delle società di vendita del Gruppo, per un quantitativo di circa 1,6 miliardi di mc relativi all'anno termico 2015/16, in linea con le condizioni di fornitura deliberate dall'Aeegsi a partire da ottobre 2013.

Per quanto riguarda il mercato elettrico, i primi sei mesi del 2015 sono stati caratterizzati da una sostanziale fase di stagnazione sia per quanto riguarda i consumi, in calo dello 0,3% rispetto all'equivalente periodo del 2014, sia per quanto riguarda i prezzi, pressoché identici di settimana in settimana: il PUN settimanale da inizio 2015 fino alla settimana 27 è oscillato tra i 45 e i 58 €/MWh.

La mancata ripresa della domanda e la flessione tendenziale sia degli acquisti di Terna sul mercato dei servizi di dispacciamento ex-ante che delle vendite sul mercato a scendere, hanno ulteriormente aggravato la situazione del settore termoelettrico che, in tutte le sedi, chiede di rivedere gli assetti del mercato e il quadro normativo, anche modificando il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), con l'obiettivo di premiare la flessibilità degli impianti termoelettrici a gas (Capacity Payement) in attesa dell'introduzione del capacity market.

La negatività dello scenario che sta impattando pesantemente sui produttori da fonti convenzionali, nel caso del Gruppo Hera, tenuto conto della limitata capacità termoelettrica installata rispetto al mercato finale detenuto, risulta fortemente mitigata dall'attività commerciale sui clienti finali.

Per quanto riguarda l'attività di trading di energia elettrica e certificati ambientali, nel primo semestre si è registrata una leggera contrazione delle quantità trattate e della marginalità unitaria nonché una minore valorizzazione media della capacità di import detenuta rispetto all'equivalente periodo del 2014. Particolare attenzione è stata dedicata alla gestione/ottimizzazione del portafoglio acquisti di Hera Comm mediante l'operatività sulla Borsa e sulle piattaforme Over the counter (OTC).

La gestione del rischio commodity e del cambio si è confermata particolarmente efficace anche in un contesto caratterizzato dalla notevole volatilità dei prezzi del petrolio e del cambio euro-dollaro.

Nel corso del primo semestre sono stati attivati gli adempimenti per consentire l'applicazione dal prossimo mese di ottobre del Regolamento sull'integrità e la trasparenza dei mercati energetici all'ingrosso (REMIT). Applicazione REMIT

Riforma del mercato elettrico

Contrazione dei risultati del trading elettrico

1.08 POLITICA COMMERCIALE E CUSTOMER CARE

Il portafoglio clienti del Gruppo nel primo semestre 2015 risulta cresciuto del 5,3% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

I clienti del servizio elettrico sono cresciuti del 9,3%, principalmente per merito della spinta commerciale oltre che per il consolidamento dei clienti proveniente da Amga Udine, confluiti nel Gruppo a partire dal 1° luglio 2014.

I clienti del servizio gas sono cresciuti di 110 mila unità (+9,0%). Questo risultato deriva sostanzialmente dall'ingresso delle nuove Società all'interno del Gruppo: Amga Udine da luglio 2014 e Alento Gas da maggio 2015. Senza considerare i nuovi ingressi societari, la base dati clienti risulta comunque in leggera crescita.

I clienti del servizio idrico sono cresciuti inerzialmente di circa lo 0,2%, con una spinta inferiore rispetto agli esercizi precedenti a causa del perdurare della crisi del settore immobiliare.

Contratti	30-giu-2015	30-giu-2014	Delta pdf n.	delta pdf %
Gas	1.327,3	1.217,1	110,2	9,1%
EE	826,3	755,9	70,4	9,3%
Acqua	1.445,7	1.443,1	2,6	0,2%
TLR	11,6	11,4	0,2	1,8%

dati espressi in migliaia

Il volume dei contatti gestiti dai canali del Gruppo nel primo semestre del 2015 è stato di poco inferiore rispetto allo stesso periodo del 2014 (-2,5% contatti medi giornalieri); calo che ha visto coinvolti tutti i canali ad eccezione del web che continua la sua crescita (+7%).

Nel complesso il canale di contatto maggiormente utilizzato resta il call center (54,2%), seguito dagli sportelli (28,3%), dal web (12,4%) e dalla corrispondenza (5,2%).

I risultati ottenuti dal Call Center Hera hanno visto un importante miglioramento, rispetto al primo semestre del 2014, sia in termini di tempo medio di attesa (-33% residenziali; - 15% business) che nella percentuale di chiamate con un tempo di attesa superiore ai 2 min che è stata dell'8%, rispetto all'11% dello stesso periodo del 2014.

Lo stesso vale per gli Sportelli Hera che hanno chiuso il primo semestre del 2015 con un tempo medio di attesa al di sotto dei 9 minuti ( -23% rispetto allo stesso periodo del 2014).

Le ottime performance ottenute dai canali di contatto hanno contribuito a determinare un ulteriore miglioramento della qualità percepita dai clienti finali.

Secondo l'indagine di Customer Satisfaction, infatti, il punteggio raggiunto dagli sportelli è stato 81 (+2 punti rispetto al primo sem. 2014), a seguire il Center Famiglie con 80 (+3 punti rispetto al primo sem. 2014) e il Call Center Aziende con 75 (valore in linea con il 2014).

Nel primo semestre del 2015 si è proceduto, inoltre, con importanti iniziative di omogeneizzazione dei canali di contatti del Gruppo che hanno visto coinvolti per la prima volta sia i territori di Trieste e Padova (ingresso nella piattaforma telefonica del Gruppo Hera), che Udine (nuovo layout sportello).

Di seguito l'indicazione dei principali indicatori su sportelli e call center Hera:

Tempo medio di attesa al contact center ‐ no ivr (sec.)	1° sem13	1° sem14	1° sem15
Clienti Residenziali	53	46	31
Clienti Business	33	32	27
Tempo medio di attesa a sportelli (min, sec)	1° sem13	1° sem14	1° sem15
Media	12	11	9

1.09 POLITICA FINANZIARIA E RATING

I mercati finanziari

Nel corso del primo semestre 2015 la situazione economico-finanziaria dell'eurozona ha presentato segnali di ripresa. Nonostante le incertezze diffuse dalla crisi greca ed i timori per il rallentamento della Cina, che hanno travolto il mercato azionario e quello delle materie prime, non è variata sensibilmente la percezione dei segnali di ripresa che si stanno manifestando nella zona euro. Infatti, i comparti obbligazionari ed azionari dell'area euro risultano meno sensibili ai movimenti, talvolta anche violenti, dei mercati asiatici grazie al continuo miglioramento ciclico in atto, al sostegno della politica monetaria della Bce e anche al recente rientro dei timori legati alla questione greca.

Politica monetaria espansiva della BCE

La Bce non ha variato l'assetto della politica monetaria espansiva, confermando sia i livelli dei tassi di riferimento, sia l'ammontare di 60 miliardi al mese di acquisti di titoli sul mercato da protrarsi fino a settembre 2016 e, in ogni caso, fino a quando l'aggiustamento del sentiero di inflazione non sarà tale da assicurare una convergenza al target di medio termine (fissato al 2%). L'evoluzione del contesto economico dell'eurozona viene valutata in linea con le attese del comitato di politica monetaria, mentre i recenti sviluppi nei mercati finanziari, riflesso della situazione di incertezza sulla situazione internazionale, non hanno alterato il sentiero di ripresa e le attese di rialzo del tasso di inflazione a partire dalla parte finale dell'anno, per poi proseguire nei due anni successivi.

Minimo storico dei tassi d'interesse A sostenere la ripresa ha influito anche il calo dei tassi di interesse che, grazie all'inizio del quantitative easing da parte della BCE, hanno registrato i minimi storici, portando molte società ad approfittare della finestra favorevole per emettere nuovi strumenti di debito. Infatti, si sono avuti benefici sempre maggiori per

le aziende che hanno emesso nuovi prestiti obbligazionari, grazie alla diminuzione dei tassi che, in un anno, in media sono scesi di un punto percentuale.

Curve di mercato e Spread BTP-Bund 10 anni in rialzo

La pendenza della curva swap (punto di riferimento nel mercato delle obbligazioni), dopo una fase di appiattimento verso il basso, negli ultimi mesi del semestre ha registrato un incremento del differenziale tra i tassi swap a 2 e a 10 anni sopra quota 100 punti base e quindi verso un valore di equilibrio di medio periodo che si prevede raggiunga quota 125/120 punti base.

Le incertezze sul futuro della Grecia hanno anche influito sull'ampliamento dello Spread del BTP decennale verso il Bund Tedesco (quale parametro di riferimento per il costo della provvista). Il BTP decennale al 30 giugno 2015 presenta un rendimento del 2,1%, con un differenziale sul Bund, che dopo aver raggiunto i 90 bps in marzo, è risalito toccando punte di 160 bps.

Un modello di gestione attiva e prudenziale verso il rischio

Dato il contesto economico-finanziario, il Gruppo ha svolto la sua attività di gestione finanziaria nell'ottica di massimizzare il profilo di rendimento pur mantenendo una strategia prudenziale verso il rischio. Il costo medio del debito è stato ottimizzato attraverso attività di liability e financial risk management volte a cogliere opportunità di mercato favorevoli. In particolare, in data 28 maggio 2015, sono state stipulate 2

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015

operazioni di Offset Swap: sul Bond 2019 da 500 mln€ (tasso fisso 2,09%) e sul Bond 2021 da 500 mln€ (tasso fisso 1,81%) che hanno portato la quota di debito a tasso fisso pari all'85%, con l'obiettivo di fissare i flussi di cassa futuri sui livelli di tassi registrati nel corso del primo semestre. Successivamente alla stipula degli offset swap si è registrato un incremento della curva dei tassi forward che ha confermato le aspettative di rialzo dei tassi del Gruppo.

Per sostenere gli indicatori di rischio liquidità e ottimizzare il costo-opportunità del funding, il Gruppo dispone di linee di credito committed per 395 milioni di euro con durata media pari a 4 anni. Committed

La strategia di gestione dei Rischi finanziari

Di seguito sono elencate le politiche e i principi per la gestione ed il controllo dei rischi finanziari, come il rischio liquidità e correlato rischio default e covenant sul debito, il rischio tasso, il rischio cambio e il rischio di merito creditizio (rating).

Rischio liquidità

Gestione proattiva della liquidità

Lines

Il Gruppo ha l'obiettivo di mantenere un adeguato bilanciamento delle scadenze delle poste dell'attivo e del passivo, correlando gli impieghi a coerenti fonti di finanziamento in termini di durata e modalità di rimborso, tenendo conto delle necessità di rifinanziamento dell'attuale struttura di debito. Il rischio di liquidità è il rischio che l'impresa, a causa dell'incapacità di reperire nuovi fondi o di liquidare attività sul mercato, non riesca a far fronte ai propri impegni di pagamento. L'obiettivo del Gruppo è di assicurare un livello di liquidità tale da consentire di far fronte ai propri impegni contrattuali sia in condizioni di normalità, che in condizioni di crisi, attraverso il mantenimento di linee di credito disponibili, liquidità e tempestivo avvio delle negoziazioni sui finanziamenti in corso di maturazione, ottimizzando il costo del funding, sulla base delle condizioni di mercato in corso e future.

Liquidità adeguata ad un worst case scenario

Nella tabella che segue viene rappresentato il 'worst case scenario', in sostanza lo scenario peggiore, dove le attività (liquidità, crediti commerciali, ecc.) non sono prese in considerazione, mentre vengono riportate le passività finanziarie, nella quota capitale e interessi, i debiti commerciali e i contratti derivati su tassi di interesse. Le linee finanziarie a revoca sono fatte scadere a vista mentre gli altri finanziamenti sono fatti scadere alla data in cui possono essere chiesti a rimborso.

Worst case scenario		30.06.2015		31.12.2014
(mln €)		da 1 a 3 mesi oltre 3 mesi fino a 1 anno	da 1 a 2 anni		da 1 a 3 mesi oltre 3 mesi fino a 1 anno	da 1 a 2 anni
Obbligazioni	14	288	84	43	286	83
Debiti e altre passività finanziarie	143	93	91	366	128	95
Debiti verso fornitori	961	0	0	1.194	0	0
Totale	1.118	380	176	1.603	414	178

Al fine di garantire liquidità sufficiente a coprire ogni impegno finanziario almeno dei prossimi due anni (orizzonte temporale del 'worst case scenario' riportato), il Gruppo dispone, al 30 giugno 2015, di 423,9 milioni di euro di liquidità, di 395 milioni di euro di linee di credito committed non utilizzate e di ampi spazi su linee di credito uncommitted (1.000 milioni di euro).

Le linee di credito e la relativa attività finanziaria non sono concentrate su nessun finanziatore specifico, ma distribuite fra i principali istituti bancari italiani ed internazionali con un utilizzo largamente inferiore al totale disponibile.

Durata media del debito oltre gli 8 anni

Al 30 giugno 2015 il Gruppo dispone di una struttura del debito prevalentemente a lungo termine con una quota pari a circa il 90% rispetto al totale debiti finanziari, di cui circa il 79% è rappresentato da bond con rimborso a scadenza. La durata residua media è di oltre 8 anni e il 67% del debito ha scadenza oltre i 5 anni.

Di seguito si riportano i flussi nominali attesi sulle fasce di scadenza annuali fino a 5 anni e la quota oltre 5 anni.

Flusso nominale debito (mln€)	30.06.2015	31.12.2016	31.12.2017	31.12.2018	31.12.2019	Oltre 5 anni	Totale
Obbligazioni	0	195	0	0	500	2.035	2.731
Debiti Bancari / verso altri	180	88	68	49	46	298	729
Totale	180	283	68	49	546	2.334	3.460

Rischio default e covenants sul debito

Tale rischio consiste nella possibilità che i contratti di finanziamento sottoscritti contengano disposizioni che prevedano la facoltà da parte del finanziatore di chiedere il rimborso anticipato del finanziamento stesso se si verificano determinati eventi, generando così un potenziale rischio liquidità.

Al 30 giugno 2015 una parte significativa della posizione finanziaria netta del Gruppo è rappresentata da contratti di finanziamento che prevedono un insieme di clausole, in linea con la prassi internazionale, che impongono alcuni divieti. Le clausole principali prevedono l'impegno del Gruppo di pari trattamento del debito emesso rispetto agli altri suoi debiti non garantiti (pari passu) e l'impegno nei confronti degli obbligazionisti di non concedere ad altri finanziatori successivi, dello stesso status, garanzie migliori e/o privilegi sui beni che formano le sue attività (negative pledge). Relativamente alle clausole di rimborso anticipato obbligatorio non sono previsti No covenants finanziari

covenants finanziari sul debito, tranne quello del corporate rating da parte anche di una sola agenzia di rating al di sotto del livello di 'Investment Grade' (BBB-), su una quota di debito pari a circa 150 milioni di euro.

Change of control & Investement grade

Sulla parte restante del debito si prevede un rimborso anticipato obbligatorio solo in caso di un cambiamento significativo dell'assetto di controllo del Gruppo (Change of control) che ne comporti un downgrade ad un livello 'Non-investment grade', o inferiore, ovvero la cessazione della pubblicazione del rating.

Rischio tasso

Prudenziale gestione del rischio tasso Il Gruppo utilizza risorse finanziarie esterne sotto forma di debito finanziario a medio lungo termine, diverse tipologie di linee di credito a breve termine ed impiega la liquidità disponibile prevalentemente in strumenti di mercato monetario immediatamente smobilizzabili. Le variazioni nei livelli dei tassi di interesse di mercato influenzano sia gli oneri finanziari associati alle varie forme tecniche di finanziamento sia i proventi delle differenti forme di impiego della liquidità, incidendo pertanto sui flussi di cassa e sugli oneri finanziari netti del Gruppo.

La politica finanziaria del Gruppo ha l'obiettivo di individuare un mix ottimale delle fonti di finanziamento tra tasso fisso e variabile, nell'ambito di una strategia prudenziale verso il rischio di oscillazione dei tassi. La gestione del rischio tasso d'interesse punta a stabilizzare i flussi finanziari in modo da garantire i margini e la certezza dei flussi di cassa derivanti dalla gestione caratteristica.

L'applicazione della politica di gestione del rischio tasso si traduce in base alle condizioni di mercato, in una precisa combinazione di strumenti finanziari a tasso fisso, a tasso variabile e di coperture finanziarie con prodotti derivati.

Offset Swap per ottimizzare il costo medio del debito

Il Gruppo presenta un'esposizione al rischio di variazione dei tassi, comprensivo dell'effetto dei derivati, pari al 15% mentre l'85% del debito è a tasso fisso per effetto anche della stipula degli offset swap, avvenuta il 28 maggio, con la quale sono stati portati a tasso fisso due Bond di 500 mln scadenza 2019 e scadenza 2021, che a marzo risultavano a tasso variabile per effetto di derivati di copertura.

L'operazione ha consentito di fissare il tasso rispettivamente a 2,09% e 1,81% livello nettamente inferiore se riferito alla cedola originale di 4,5% e 3,25%.

Il Gruppo applica una gestione finanziaria basata sul principio di Mitigazione del Rischio adottando una politica di copertura dei rischi che non prevede il ricorso a strumenti finanziari derivati con finalità speculative; questi ultimi infatti risultano perfettamente aderenti al debito sottostante.

85% del debito a	Indebitamento finanziario lordo (*)		30.06.2015			31.12.2014
tasso fisso	(mln €)	senza derivati	con derivati	% con derivati	senza derivati	con derivati	% con derivati
	tasso fisso	2.794	2.825	85%	2.888	2.013	56%
	tasso variabile	526	496	15%	711	1.586	44%
	Totale	3.321	3.321	100%	3.599	3.599	100%

*Indebitamento finanziario lordo: non include disponibilità liquide, altri crediti finanziari correnti e non correnti

Rischio cambio non connesso al rischio commodity

Il Gruppo adotta una strategia prudenziale di esposizione al rischio valutario, per cui tutte le posizioni in valuta vengono nettate, o coperte, tramite strumenti derivati (Cross Currency Swap). Attualmente il Gruppo detiene un bond in valuta di 20 miliardi di yen giapponesi, totalmente coperto con un Cross Currency Swap.

Rating

Il rating conferma i punti di forza costruiti dal Gruppo nel tempo Hera Spa ha i rating sul lungo termine di Moody's 'Baa1 Outlook Stabile' e di Standard & Poor's (S&P) 'BBB Outlook Stabile'.

Il 3 giugno 2015 Moody's ha rilasciato una Credit Opinion in cui conferma il livello di rating "Baa1" e migliora l'Outlook a "stabile", valutando positivamente il profilo di rischio del Gruppo in termini di solidità e buon equilibrio del portafoglio di business gestiti, nonché buone performance operative e la strategia consolidata del Gruppo.

Il Rating di S&P risulta confermato in quanto presenta l'aspettativa di S&P che il Gruppo possa raggiungere i livelli target sugli indicatori di merito creditizio e che la sua solvibilità non sia completamente vincolata alle condizioni del rischio sovrano.

Dato l'attuale contesto macroeconomico e l'incertezza sulle prospettive normative ed economiche del Paese, il Gruppo ha quindi rafforzato le azioni e le strategie indirizzate a garantire il mantenimento/miglioramento di adeguati livelli di rating.

1.10 INNOVAZIONE TECNOLOGICA E SVILUPPO PROGETTI

Nel I semestre del 2015 le attività di sviluppo e innovazione sono continuate nelle direzioni già intraprese nella seconda metà del 2014 coerentemente con le priorità delle filiere di business del Gruppo. In particolare, sono state avviate le iniziative previste per gli ambiti di maggiore interesse: servizi ambientali, efficienza energetica e servizi per le smart city.

Sviluppo Impiantistico nei Servizi Ambientali

Progetto Bioraffineria: E' in corso il progetto per la realizzazione di un sistema di digestione anaerobica per il trattamento di 100.000 t/a di frazione organica da raccolta differenziata e di un sistema di up-grading del biogas prodotto per la produzione di biometano (circa 6,5 milioni Sm3/a). Sono state condotte le analisi per individuare le migliori tecnologie di digestione e di up-grading del biogas. E' in fase di studio il profilo qualitativo del biometano prodotto che dovrà rispettare le normative di settore in evoluzione a livello sia nazionale sia europeo. Sono in corso anche le valutazioni di utilizzo del biometano: connessione alla rete del gas naturale (distribuzione o trasporto) e caricamento di carri bombolai.

Progetto Pirolisi e Digestione: con il Centro Interdipartimentale di Ricerca Industriale di Energia e Ambiente dell'Università di Bologna è stato realizzato un impianto sperimentale composto da un pirolizzatore e un digestore per la produzione di biometano da biomasse organiche di scarto.

Progetto Liquefazione Eni: con Eni Spa è stata attivata una fase di fattibilità tecnica ed economica di un processo di conversione termochimico (tecnologia Eni) di biomasse organiche di scarto in bio-olio utilizzabile per la produzione di bio-carburanti. Sono attesi per fine 2015 i risultati di tali test e, qualora i dati confermassero l'idoneità delle matrici testate, saranno eseguite valutazioni circa i trattamenti da prevedere per i residui (liquidi e solidi) del processo di liquefazione.

Smart City

Seguendo la spinta evolutiva e di innovazione tecnologica nello sviluppo di nuovi servizi smart per le città, il Gruppo ha disegnato e realizzato un prototipo di infrastruttura che, partendo dalla valorizzazione degli asset aziendali esistenti ed in particolare l'infrastruttura per la pubblica illuminazione e la connettività a larga banda, integra alcuni servizi a valore per le pubbliche amministrazioni. E' stato realizzato un prototipo di palo smart che integra diversi tipi di tecnologie: telecamere intelligenti, hot-spot wi-fi, lettori RFID, sensori ambientali, concentratori in grado di dialogare con sonde nelle vicinanze e molto altro.

In particolare, le telecamere possono fornire servizi di video-analisi, elaborando il flusso di immagini e riconoscendo automaticamente eventi significativi. L'hot-spot wi-fi, può garantire connessioni senza fili ai cittadini e ai commercianti e va incontro alla richiesta dell'Europa di una maggiore connettività.

Infine è stata realizzata anche l'infrastruttura per l'erogazione di servizi di Smart Parking, che permetteranno, una volta installati sul territorio, una immediata localizzazione degli stalli liberi con benefici in termini di minor congestione del traffico, minor emissione di CO2, minor tempo impiegato alla ricerca dei parcheggi, maggiore efficienza economica degli stalli per le PA.

Efficienza Energetica

E' terminata una valutazione preliminare circa l'applicazione di una turbina Francis per il recupero energetico da un salto di pressione dell'acquedotto nell'area bolognese. Saranno approfonditi salti di piccola taglia presso altri siti mediante la valutazione delle reti, la modellazione della produzione energetica e lo scouting di tecnologie standard.

Si è conclusa la fase di installazione presso il laboratorio di Forlì di alcuni tra i principali "termostati intelligenti" individuati sul panorama mondiale. Sono stati condotti i primi test orientati alla valutazione delle compatibilità con le caldaie presenti in Italia, delle complessità di installazione e della user experience. Il progetto prevede la preparazione di una fase pilota con il coinvolgimento di alcuni utenti opportunamente selezionati.

Bandi Horizon 2020

Continua l'impegno al fianco delle PA del territorio per il disegno di soluzioni che permettano alle città del territorio una crescita smart, facendo leva sui fondi di finanziamento messi a disposizione della Comunità Europea per progetti di riqualificazione del territorio. Hera ha partecipato al disegno di un importante progetto insieme alle città di Bologna, Berlino e Parigi e con la partecipazione di numerosi partner industriali e accademici per identificare, sviluppare e predisporre interventi e soluzioni di efficientamento energetico e servizi per le smart city integrati e replicabili.

I principali obiettivi del progetto sono:

• efficienza energetica per edifici smart sviluppando soluzioni di home automation: termostati smart e dispositivi per monitorare la temperatura interna e i livelli di qualità dell'aria (air quality sensor);
• sviluppo e installazione di contatori elettronici nelle stesse unità abitative dove verranno installati i termostati intelligenti;
• implementazione su pali esistenti di servizi di video sorveglianza, wi-fi e servizio di smart parking.

Il progetto è stato presentato nel primo semestre e i risultati della valutazione sono attesi per la seconda metà dell'anno.

1.11 QUALITÀ SICUREZZA E AMBIENTE

Hera Spa, ha confermato la validità del proprio sistema di gestione integrato, superando con esito positivo la visita di rinnovo dei certificati secondo gli schemi ISO 9001, ISO 14001, OHSAS 18001 e SA8000.

Altri importanti risultati raggiunti da parte di alcune società del Gruppo:

• superate con successo le verifiche di mantenimento dei certificati SA 8000 e del sistema di gestione integrato qualità, sicurezza e ambiente di Hera Luce;

• confermata l'efficacia del sistema di gestione qualità di Hera Comm;

• Herambiente ha confermato le certificazioni ISO 9001, ISO 14001 e OHSAS 18001 e registrazioni EMAS dei propri impianti, estendendoli inoltre al nuovo perimetro societario.

All'inizio del 2015 si è concluso il progetto di Lean Organization nell'ambito del Servizio Prevenzione e Protezione Unico con un focus particolare sul processo di valutazione dei rischi. Nel mese di giugno è stato avviato il progetto di Lean Organization in ambito Coordinamento QSA di Hera Spa.

Avviati gli aggiornamenti di alcune valutazioni dei rischi salute e sicurezza, quali: rischio elettrico, spazi confinati, rischio incendio, rischio stress lavoro correlato.

A seguito delle misure di prevenzione e protezione previste e all'attuazione delle misure di mitigazione individuate e prescritte, i risultati delle valutazioni dei rischi, evidenziano livelli di rischio residuo accettabile in relazione ai criteri adottati.

Il trend complessivo del numero degli infortuni di Hera Spa presenta un incremento dovuto in gran parte ad incidenti stradali sia "in itinere" (casa – lavoro) sia durante l'orario di lavoro.

Proseguita l'attività del Presidio Privacy e Normativa QSA, approfondendo i vincoli giuridici sulla privacy.

Nell'ambito di un sistema di gestione integrato, si è consolidato il ruolo di referente normativo delle prescrizioni legali in materia di Salute e Sicurezza sul lavoro, tutela ambientale, Qualità e Privacy per il Gruppo. Aggiornato il protocollo 231 per la prevenzione dei reati in campo ambientale, a seguito dell'evoluzione della normativa nazionale.

Nell'ambito della sicurezza dell' informazione, in relazione al mutato scenario delle minacce esterne è stato effettuato un vulnerability assessment delle strutture del telecontrollo di Hera e di Acegas Aps Amga, cogliendo l'opportunità per indirizzare le tematiche di sicurezza nella armonizzazione delle due infrastrutture.

In ambito sicurezza fisica, si è proceduto alla revisione dell'approccio alla gestione del rischio in ottica ERM e i risultati saranno condivisi con l' Enterprise Risk Manager entro la fine dell'anno.

All'interno del percorso evolutivo dei sistemi informativi aziendali in ambito Environmental, Health e Safety.ad inizio 2015, si è portato in produzione il sistema riguardante la "programmazione prevenzione e protezione" procedendo all'effettivo impiego nell'ambito BU Acqua con una applicazione "pilota", prima del go live, nell'ambito dei sollevamenti fognari.

Per tutti gli ambiti di competenza della Direzione nel corso del primo semestre 2015 sono stati svolti tutti gli audit programmati in condivisione con i servizi di riferimento o su richiesta. Allo stesso modo tutte le risultanze degli audit sono state condivise con i Servizi, dando avvio alle azioni di adeguamento necessarie o di miglioramento.

1.12 SISTEMI INFORMATIVI

La Direzione Sistemi Informativi è responsabile di garantire l'efficienza dei processi e dei sistemi ed il loro adeguamento continuo ai requisiti regolatori di settore, oltre a supportare il business, migliorando i livelli di servizio, riducendo i rischi in ambito tecnologico e di sicurezza dei sistemi in piena sintonia con le linee guida strategiche e degli obiettivi di sostenibilità del Gruppo.

Nel primo semestre 2015, a seguito delle evoluzioni societarie di Gruppo, sono state avviate e completate le attività sui sistemi relative alla fusione di Akron in Herambiente e alla costituzione della nuova società Hestambiente per la gestione dei termovalorizzatori di Padova e Trieste. Evoluzioni societarie

Sta proseguendo il percorso di armonizzazione dei sistemi delle altre società all'interno delle architetture e piattaforme Enterprise di Gruppo e del relativo adeguamento alle policy interne; oltre ad AcegasApsAmga, che continua nel piano triennale in corso, sono state avviate le analisi e la relativa pianificazione su tutte le altre società del Gruppo. Armonizzazione sistemi di altre società

In tema di adeguamento normativo, anche nel primo semestre del 2015 sono più di 30 le iniziative con impatto sui sistemi informativi relative, tra le altre, alla gestione della TARI, al Servizio di Default, allo Split Payment e Reverse Charge (legge di stabilità 2015), al sistema di Tesoreria per la gestione della direttiva EMIR sui derivati, al progetto pilota per la telelettura multi business. Adeguamento normativo

Nell'ambito delle attività di supporto al business, sono stati portati a termine diversi interventi per garantire una maggiore efficienza dei processi ed una migliore visibilità verso i clienti; rientrano tra questi i Portali Clienti e le App per accedere ai servizi del Gruppo. Supporto al business

L'attività di riduzione rischio tecnologie ha visto la prosecuzione del progetto di archiving, su piattaforma SAP, con riferimento ai dati/documenti dei processi commerciali, con conseguente riduzione delle dimensioni del database del sistema e abilitando l'ottenimento di migliori performance ed il contenimento dei costi di storage. Riduzione rischio tecnologie

• Da gennaio è stato avviato un nuovo assetto organizzativo della Direzione, volto a specializzare le strutture sulle attività di esercizio dei sistemi e di evoluzione e sviluppo delle piattaforme; rientrano in questo contesto le iniziative per il nuovo modello di Control Room Unica di Gruppo e il rafforzamento delle strutture di Demand Management per le diverse aree di business. Efficienza processi DSI
• La sicurezza dei sistemi informativi e la corretta gestione in ambito di data privacy delle informazioni aziendali costituisce uno degli obiettivi principali della Direzione Sistemi Informativi, che continuamente aggiorna e migliora gli standard, nel rispetto delle normative vigenti e delle policy aziendali ed investendo nella formazione del proprio personale. Sicurezza dei sistemi informativi

Continua l'impegno della Direzione nelle attività di prevenzione e monitoraggio di eventuali attacchi informatici, attraverso il proseguimento delle attività specifiche già avviate e l'esecuzione periodica dell'analisi dei rischi (vulnerability assessment) sui sistemi in produzione.

1.13 E FO 3 ORGANIZ ORMAZION ZAZIONE D E DEL PERS DEL PERSON SONALE NALE, RELA AZIONI IND DUSTRIALI, SVILUPPO

Riso orse umane

I dip (peri (506 e di Le a di pe pendenti del metro conso 6), impiegati 161 uscite e ssunzioni so ersonale qua Gruppo He olidato), con (4.365), ope e della variaz ono state frut alificato. era a tempo n la seguent erai (3.355). Q zione di peri tto essenzial indetermina te divisione Questo asse imetro societ lmente di un ato, al 30 gi per qualifica etto è la cons tario*, che h turnover qu ugno 2015, a: dirigenti ( seguenza di ha portato 3 ualitativo con sono 8.376 150), quadri 115 entrate nuove unità. inserimento 566ie.ooil,aeieei,oi

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In ambito Direzione Generale Operations è stata riconfigurata organizzativamente la Direzione Ingegneria, superando la distinzione tra Ingegneria Grandi Impianti e Ingegneria Sistemi a Rete, focalizzando in un unico ambito organizzativo, le competenze relative a pianificazione, progettazione e realizzazione di opere.

Attraverso l'organizzazione, i processi, le risorse e i sistemi, il Gruppo vuole mantenere in equilibrio le prospettive di business e il radicamento territoriale, cercando la massima efficacia e la massima efficienza dei servizi.

Nel corso del 2015 è proseguito il percorso di armonizzazione organizzativa in ambito AcegasApsAmga.

In tal senso sono state focalizzate le attività di approvvigionamento, di gestione flotte e di facility management nella Funzione Acquisti, Appalti e Servizi.

È stato inoltre avviato un progetto trasversale con l'obiettivo di favorire il miglioramento delle performance e dei livelli di servizio erogati dalle strutture di contatto in ambito AcegaApsAmga, promuovendo una vista integrata delle diverse tematiche connesse alla gestione del cliente.

Al 30 giugno 2015 risultano completate le attività che hanno portato alla fusione per incorporazione della Società Akron Spa in Herambiente Spa operativa a partire dal 1° luglio 2015.

Tali attività sono state finalizzate a confermare la posizione di leader del mercato nel processo di recupero di materia ed energia dai rifiuti, andando a completare la catena del valore a valle del consueto processo di trattamento.

In forza di tale fusione sono confluite all'interno di Herambiente 7 aree impiantistiche del territorio emiliano-romagnolo, ricomprendenti impianti di stoccaggio, di selezione, di trattamento e di recupero.

In ambito Direzione Produzione è stata infine costituita, con efficacia operativa dal 1° luglio 2015, la Società Hestambiente s.r.l., a seguito della cessione da parte di AcegasApsAmga degli impianti di Termovalorizzazione di Padova e Trieste con l'obiettivo strategico di sviluppare il business e rafforzare la posizione di leader nel settore dello smaltimento rifiuti.

Nell'ambito della Direzione Centrale Mercato, si segnalano in particolare:

• con efficacia marzo 2015, il riassetto organizzativo in ambito Mercato Top Business di Hera Comm e la contestuale definizione dell'articolazione organizzativa di Hera Servizi Energia, società che presidia e sviluppa i servizi di gestione integrata dell'energia elettrica e termica, di miglioramento dell'efficienza energetica e di gestione calore;
• con efficacia 1° aprile 2015, la definizione dell'articolazione organizzativa di Amga Energia & Servizi, in maniera coerente con le linee guida di impostazione ed indirizzo di Hera Comm, e la contestuale riorganizzazione della funzione Costing e Forecasting di Hera Comm;
• con efficacia febbraio 2015, la riorganizzazione della funzione Mercato Aziende di Hera Comm.

Principali evoluzioni in ambito Herambiente

Armonizzazione

organizzativo di AcegasApsAmga

modello

Principali evoluzioni in ambito Direzione Centrale Mercato Principale Evoluzione in ambito Enti Centrali

Si segnala, infine, la riorganizzazione della funzione Finanza della Direzione Centrale Amministrazione, Finanza e Controllo.

Relazioni industriali

Nel 2015 prosegue l'attività di armonizzazione, nei vari territori e nelle aziende del Gruppo, dei trattamenti derivanti dalla contrattazione territoriale (nei territori di Ravenna e Forli – Cesena si è giunti all'omogeneizzazione, nel periodo estivo, degli orari di lavoro su specifici ambiti operativi con conseguente abbattimento degli straordinari in reperibilità; sono state altresì armonizzate alcune indennità non più rispondenti ai mutati contesti lavorativi). Sono stati inoltre armonizzati i trattamenti economici e normativi, con quelli in vigore nel Gruppo, per i dipendenti di Herambiente SpA sede di Pozzilli (Isernia) in materia di ferie, recupero dello straordinario, riposi aggiuntivi, visite mediche, ritardi, trasferte. In tema di reperibilità sono proseguiti gli incontri di verifica a seguito dell'implementazione del nuovo modello organizzativo del pronto intervento. Tale confronto ha portato alla sottoscrizione di alcuni Verbali di Incontro in cui si è deciso di effettuare alcune azioni di ulteriore affinamento, sia del modello organizzativo che dei perimetri operativi. Sono stati altresì sottoscritti, in tutte le Aree del Gruppo, gli Accordi relativi alla consuntivazione e definizione degli indicatori di produttività del premio di risultato 2013 – 2015. E' stata inoltre espletata la procedura di esame congiunto prevista dalla Legge per la fusione per incorporazione della Società Akron Spa in Herambiente Spa. E' stato infine sottoscritto, per la prima volta a livello di Gruppo, l'Accordo sulla Formazione finanziata.

Sviluppo

E' proseguito l'impegno nella formazione e nella diffusione del Modello di Leadership del Gruppo: dal 2010 sono state realizzate una serie di iniziative rivolte a dirigenti e quadri. Nel primo semestre 2015 hanno avuto luogo le iniziative formative relative al Focus sul Servizio, rivolte principalmente ai quadri, dirigenti e direttori del Gruppo, con piena integrazione nel programma per i dipendenti di AcegasApsAmga. Nel primo semestre dell'anno è stato aggiornato il questionario relativo all'indagine di clima e sono state attivate tutte le attività comunicative e organizzative propedeutiche all'avvio dell'indagine che avverrà nel secondo il progetto 'Le politiche del buon rientro', il cui finanziamento è stato avviato il 19 marzo 2013 si è concluso il 18 marzo 2015, la consuntivazione del progetto, approvata anche da tutte le sigle sindacali è stata inviata al Ministero, e nella seconda parte dell'anno è prevista una verifica di coerenza dei valori e delle attività consuntivate. Nel 2015 è partito per tutto il Gruppo il nuovo Processo di Sviluppo che ha visto la formazione di tutti i responsabili coinvolti nel processo di valutazione e calibrazione, e la valutazione su Performance e Competenze Manageriali di circa 5000 persone.

Formazione

Nel I semestre del 2015 sono state erogate complessivamente 141.190 ore di formazione a livello di Gruppo: pro capite sono state 16,9 ore (14,6 nel 2014), con un incremento di circa il 16%. A livello di Gruppo, circa il 92% dei dipendenti è stato coinvolto in almeno un'attività di formazione. L'investimento economico, al netto dei costi del personale in formazione e dei docenti interni, è stato di 766.702 euro, di cui 95.018 euro relativi all'utilizzo dei fondi di formazione finanziata. I dati confermano l'impegno consistente sia di carattere economico che di risorse che il Gruppo dedica alla valorizzazione ed allo sviluppo continuo del capitale umano, anche attraverso il consolidamento di HerAcademy, la Corporate University del Gruppo.

Diversity

Il 18 marzo 2015 si è concluso il progetto di finanziamento "Le politiche del buon rientro" che dal 2013 ha visto la formazione di 75 persone al rientro da congedi parentali o per ragioni di cura familiare e il coinvolgimento di 50 persone in attività di coaching di gruppo; attraverso tale progetto dal 2013 sono state attivate anche convenzioni con asili nido vicini alle sedi Hera di Modena, Ferrara, Forlì e Rimini. Attivando queste convenzioni, dunque, si è potuto garantire un servizio accessibile e flessibile anche ai colleghi dei territori che ancora non potevano usufruire di un asilo nido aziendale o interaziendale.

Anche nel 2015 prosegue l'esperienza positiva dei centri estivi per i figli dei dipendenti: verranno messe a disposizione durante il periodo estivo settimane di fruizione del servizio a condizioni particolarmente vantaggiose, contribuendo per il 50% della quota di iscrizione, insieme al Cral, attraverso convenzioni con partner del territorio dell'Emilia Romagna.

BILANCIO CONSOLIDATO GRUPPO HERA capitolo 2

Introduzione

euro migliaia	note	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Ricavi	3	2.213.014	2.089.089
Altri ricavi operativi	$\overline{4}$	155.879	139.233
Consumi di materie prime e materiali di consumo	5	(1.103.934)	(988.272)
Costi per servizi	6	(530.670)	(518.337)
Costi del personale	7	(260.749)	(251.698)
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	8	(214.026)	(208.091)
Altre spese operative	9	(26.861)	(26.950)
Costi capitalizzati	10	12.374	7.804
Utile operativo		245.027	242.778
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	11	6.260	4.121
Proventi finanziari	12	57.305	92.690
Oneri finanziari	12	(124.878)	(165.381)
Totale gestione finanziaria		(61.313)	(68.570)
Utile prima delle imposte		183.714	174.208
Imposte dell'esercizio	13	(68.331)	(69.477)
Utile netto dell'esercizio		115.383	104.731
Attribuibile:
Azionisti della Controllante		107.294	96.257
Azionisti di minoranza		8.089	8.474
Utile per azione	14
di base		0,073	0.068
diluito		0,073	0,068

euro migliaia	note	1° semestre 2015	1° semestre 2014
Utile / (perdita) netto del periodo		115.383	104.731
Componenti riclassificabili a conto economico
Fair value derivati, variazione del periodo	22	750	1.667
Effetto fiscale relativo alle altre componenti di conto economico complessivo riclassificabili		(207)	(459)
altre componenti di conto economico complessivo imprese valutate a patrimonio netto		71	(9)
Componenti non riclas sificabili a conto economico
Utili / (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti	31	7.777	(12.993)
Effetto fiscale relativo alle altre componenti di conto economico complessivo non riclassificabili		(2.134)	3.294
altre componenti di conto economico complessivo imprese valutate a patrimonio netto
Totale Utile / (perdita) complessivo dell'esercizio		121.640	96.231
Attribuibile:
Azionisti della controllante		112.750	88.190
Azionisti di minoranza		8.890	8.041

euro migliaia	note	30-giu-2015	31-dic-2014
ATTIVITA'
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali	15	2.018.700	2.063.698
Attività immateriali	16	2.816.889	2.797.047
Investimenti immobiliari	17	3.683	3.737
Avviamento	18	378.564	378.564
Partecipazioni	19	153.794	152.808
Attività finanziarie	20	104.507	83.609
Attività fiscali differite	21	79.032	68.098
Strumenti finanziari derivati	22	115.542	103.096
Totale attività non correnti		5.670.711	5.650.657
Attività correnti
Rimanenze	23	83.775	103.588
Crediti commerciali	24	1.454.764	1.463.635
Lavori in corso su ordinazione	25	17.493	16.268
Attività finanziarie	20	34.200	45.150
Strumenti finanziari derivati	22	11.015	24.136
Attività per imposte correnti	26	41.184	32.200
Altre attività correnti	27	439.035	261.998
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	20	423.914	834.495
Totale attività correnti		2.505.380	2.781.470
Attività non correnti destinate alla vendita	28		601
TOTALE ATTIVITA'		8.176.091	8.432.728

euro migliaia		30-giu-2015	31-dic-2014
PATRIM ONIO NETTO E PASSIVITA'
Capitale sociale e riserve	29
Capitale sociale		1.473.869	1.469.938
Riserve		703.510	676.236
Utile (perdita) del periodo		107.294	164.772
Patrimonio netto del Gruppo		2.284.673	2.310.946
Interessenze di minoranza		144.407	148.055
Totale patrimonio netto		2.429.080	2.459.001
Passività non correnti
Finanziamenti - scadenti oltre l'esercizio successivo	30	2.849.739	3.095.301
Trattamento fine rapporto ed altri benefici	31	151.857	162.971
Fondi per rischi ed oneri	32	348.180	336,500
Passività fiscali differite	21	16.207	15.084
Debiti per locazioni finanziarie - scadenti oltre l'esercizio successivo	33	24.310	25.351
Strumenti finanziari derivati	22	32.049	38.415
Totale passività non correnti		3.422.342	3.673.622
Passività correnti
Banche e finanziamenti - scadenti entro l'esercizio successivo	30	427.855	547.333
Debiti per locazioni finanziarie – scadenti entro l'esercizio successivo	33	2.571	3.451
Debiti commerciali	34	961.247	1.193.626
Passività per imposte correnti	26	114.814	30.203
Altre passività correnti	35	801.672	493.563
Strumenti finanziari derivati	22	16.510	31.929
Totale passività correnti		2.324.669	2.300.105
TOTALE PASSIVITA'		5.747.011	5.973.727
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		8.176.091	8.432.728

euro migliaia	note	30-giu-2015	30-giu-2014
Risultato ante imposte		183.714	174,208
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative:
Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali		79.595	85.070
Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali		86.095	77.093
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto		(6.260)	(4.121)
Accantonamenti ai fondi		48.336	46.612
(Proventi) / Oneri finanziari		67.573	72.691
(Plusvalenze) / Minusvalenze e altri elementi non monetari
(inclusa valutazione derivati su commodity)		(26)	(3.128)
Variazione fondi rischi e oneri		(9.705)	(12.458)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti		(4.920)	(3.471)
Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto		444.402	432.496
(Incremento) / Decremento di rimanenze		18.588	(12.875)
(Incremento) / Decremento di crediti commerciali		(22.410)	22.199
Incremento / (Decremento) di debiti commerciali		(229.893)	(222.126)
Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti		127.683	(18.920)
Variazione capitale circolante		(106.032)	(231.722)
Dividendi incassati		6.385	9.732
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati		10.711	12.817
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati		(81.775)	(104.973)
Imposte pagate		(6.397)	(13.232)
Disponibilità generate dall'attività operativa (a)		267.294	105.118
Investimenti in immobilizzazioni materiali		(40.797)	(44.519)
Investimenti in attività immateriali		(104.616)	(92.418)
Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle	36	(4.870)	(7.727)
disponibilità liquide
Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali		3.398	3.728
(incluse operazioni di lease-back)
Disinvestimenti in partecipazioni e contingent consideration		249	1.957 11.372
(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento		(10.551)
Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b)		(157.187)	(127.607)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine			5.000
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari		(371.909)	(191.293)
Canoni pagati per locazioni finanziarie		(2.387)	(1.399)
Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate	36	(27.000)	(1.860)
Aumento capitale sociale		9.100
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza		(137.299)	(131.216)
Variazione azioni proprie in portafoglio		8.807	(3.346)
Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)		(520.688)	(324.114)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d)
Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d)		(410.581)	(346.603)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio dell'esercizio		834.495	926.933
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine dell'esercizio		423.914	580.330

euro migliala	Capitale sociale	Riserve	Riserve strumenti derivati valutati al fair value	Riserve utili / (perdite) attuariali fondi benefici dipendenti	esercizio	netto	Utile dell' Patrimonio Interessenze di minoranza	Totale
Saldo al 31 dicembre 2013 (rettificato)	1.410.357	607.681	(3.063)	(19.503)	164.934	2.160.406	145.317	2.305.723
Utile del periodo (rettificato)					96.257	96.257	8.474	104.731
Altre componenti del risultato complessivo
al 30 giugno 2014 : fair value derivati, variazione dell'esercizio			894			894	314	1.208
uțiii / (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				(8.952)		(8.952)	(747)	(9.699)
altre componenti di conto economico complessivo imprese valutate a patrimonio netto		(9)				(9)		(9)
Totale Utile Complessivo del periodo		(9)	894	(8.952)	96.257	88.190	8.041	96.231
variazione azioni proprie in portafoglio	(1.009)	(2.334)				(3.343)		(3.343)
variazione interessenza partecipativa		(1.215)		(17)		(1.232)	(628)	(1.860)
variazione area consolidamento							(41)	(41)
altri movimenti		30				30	(47)	(17)
Ripartizione dell'utile 2013
- dividendi distribuiti					(126.744)	(126.744)	(10.340)	(137.084)
- destinazione ad altre riserve		16.903			(16.903)	$\frac{1}{2}$
- destinazione a riserva utili indivisi		21.287			(21.287)	$\overline{\phantom{a}}$
Saldo al 30 giugno 2014	1.409.348	642.343	(2.169)	(28.472)	96.257	2.117.307	142.302	2.259.609
Saldo al 31 dicembre 2014	1.469.938	707.524	(1.085)	(30.203)	164.772	2.310.946	148.055	2.459.001
Utile del periodo					107.294	107.294	8.089	115.383
Altre componenti del risultato complessivo
al 30 giugno 2015 : fair value derivati, variazione del periodo			319			319	224	543
utili / (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				5.066		5.066	577	5.643
altre componenti di conto economico complessivo imprese valutate a patrimonio netto		71				71		71
Totale Utile Complessivo del periodo		71	319	5.066	107.294	112.750	8.890	121.640
variazione azioni proprie in portafoglio	3.931	4.876				8.807		8.807
versamento azioni di minoranza							9.100	9.100
variazione interessenza partecipativa		(15.021)		(56)		(15.077)	(11.923)	(27.000)
variazione area consolidamento								У.
altri movimenti		(56)				(56)	(57)	(113)
Ripartizione dell'utile 2014 :
- dividendi distribuiti		(6.270)			(126.427)	(132.697)	(9.658)	(142.355)
- destinazione ad altre riserve		8.087			(8.087)	٠		٠
- destinazione a riserva utili indivisi		30.258			(30.258)	ä,

		1 semestre			al cui Corretate			r semestre				di cui Correlate
euro migliaia	Note	2015	$\mathbf{B}$	c.	D.	Totale	$\%$	2014	A	B	c	Ð	Totale	$\frac{1}{2}$
Conto Economico
Ricavi	3	2.213.014	43.393	148.900	7.230	199.523	9,0	2.089.089		43.139	175.404	8.906	227.449	10,9
Altri ricavi operativi	$\overline{4}$	155.879	93	592		686	0,4	139.233		1,224	(28)	85	1.281	0,9
Consumi di materie prime e materiali di consumo	5	(1.103.934)	(14.220)			$(20.171)$ $(34.391)$	3,1	(988.272)		(4.835)		(19.123)	(23.958)	2,4
Costi per servizi	6	(530.670)				$(3.810)$ $(11.238)$ $(20.662)$ (35.710)	6.7	(518.337)	(5)	(7.776)	(13.655)	(19.688)	(41.124)	7,9
Costi del personale	$\overline{7}$	(260.749)						(251.698)				(340)	(340)	0,1
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	$\rm 8$	(214.026)						(208.091)
Altre spese operative	$\mathbf{9}$	(26.861)	(24)	(762)	(293)	(1.079)	4,0	(26.950)		(4)	(2.231)	(443)	(2.678)	9,9
Costi capitalizzati	10	12.374						7.804
Utile operativo		245.027			25 432 137.492 (33.895)	129.029		242.778	(5)	31,748	159,490	(30.603)	160.630
Quota di utili (perdite) di joint venture e società
collegate	11	6.260	6.260			6.260	100,0	4.121		4.121			4.121	100,0
Proventi finanziari	12	57.305	955	50	18	1.023	1,8	92.690		1.314		1.995	3.309	3,6
Oneri finanziari	12	(124.878)	(11)	(154)		(165)	0, 1	(165.381)		(12)	(184)	(2.110)	(2.306)	1,4
Totale gestione finanziaria		(61.313)	7 204	(104)	18	7.118		(68.570)		5.423	(184)	(115)	5.124
Utile prima delle imposte		183.714	32.636		137.388 (33.877) 136.147			174.208	(5)	37.171	159,306	(30.718)	165.754
Imposte dell'esercizio	13	(68.331)						(69.477)
Utile netto dell'esercizio		115,383	32.636	137.388 (33.877)		136,147		104.731	(5)	37.171	159,306	(30.718)	165,754
Attribuibile:
Azionisti della Controllante		107.294						96.257
Azionisti di minoranza		8.089						8.474
Utile per azione	14
di base		0,073						0,068
diluito		0.073						0,068
di base		0,114						0,122
diluito		0.114						0,116

euro migliaia	Note	30-giu-2015	A	$\, {\bf B}$	di cui Correlate c	D	Totale		31-dic-2014	A	в	di cui Correlate c	$\mathbf{D}$	Totale
ATTIVITA'
Attività non correnti Immobilizzazioni materiali Attività immateriali Investimenti immobiliari Awiamento Partecipazioni Attività finanziarie Attività fiscali differite Strumenti finanziari derivati	15 16 17 18 19 20 21 22	2.018.700 2816.889 3.683 378.564 153.794 104.507 79.032 115.542	292 $\mathbf 0$	130.367 67.547	$\bf{0}$ 19.145	19.082 $\mathbf 0$	149.741 86.692	97,4 83,0	2.063.698 2.797.047 3.737 378.564 152.808 83.609 68,098 103.096	283	129.377 50.350	19.304	19.096	148.756 69.654	97,3 83,3
		5.670.711	292	197.914	19,145	19.082	236.433		5.650.657		283 179,727	19.304	19.096	218.410
Attività correnti Rimanenze Crediti commerciali Lavori in corso su ordinazione Attività finanziarie Strumenti finanziari derivati Attività per imposte correnti Altre attività correnti Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	23 24 25 20 22 26 27 20	83.775 1.454.764 17.493 34.200 11.015 41.184 439.035 423.914	30 $\Omega$ $\bf{0}$	13.793 15.220 454	67.744 1.354 2.033	9.661 $\Omega$ 21.212	91.228 16.574 23.699	6,3 48,5 5,4	103.588 1.463.635 16.263 45.150 24.136 32.200 261.998 834.495	28	19,344 20.295 1.292	40.853 753 312	16.451 18.394	76.676 21.048 19 998	5,2 46,6 7,6
		2.505.380	30 °	29.467	71.131	30.873	131.501		2.781.470	28	40.931	41.918	34.845	117 722
Attività non correnti destinate alla vendita	28								601
TOTALE ATTIVITA'		8.176.091	322	227.381	90.276	49.955	367.934		8.432.728	311	220.658	61.222	53.941	336.132
euro migliaia PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'	Note	30-glu-2015	A	B	di sul Correlate $\mathbf{c}$	D	Totale	$\boldsymbol{\%}$	31-dic-2014	A	B	di cui Correlate $\mathbf{c}$	$\mathbf{D}$	Totale
Capitale sociale e riserve Capitale sociale Riserve Utile (perdita) dell'esercizio	29	1.473.869 703.510 107.294							1.469.938 676.236 164.772
Patrimonio netto del Gruppo		2.284.673							2,310,946
Interessenze di minoranza		144.407							148.055
Totale patrimonio netto		2.429.080							2.459.001
Passività non correnti Finanziamenti - scadenti oltre l'esercizio successivo Trattamento fine rapporto ed altri benefici Fondi per rischi ed oneri Passività fiscali differite Debiti per locazioni finanziarie - scadenti oltre l'esercizio successivo	30 31 32 21 33	2.849.739 151.857 348.180 16.207			5.947		5.947	0,2	3.095.301 162.97 336.500 15.084			6.454		6.454	0,2
Strumenti finanziari derivati	22	24.310 32.049							25.351 38.415
		3.422.342			5.947		5.947		3.673.622			6.454		6.454
Passività correnti Banche e finanziamenti - scadenti entro l'esercizio successivo Debiti per locazioni finanziarie - scadenti entro l'esercizio	30	427.855		851	3.522		4.373	1,0	547.333		845	32.384		33.229	6,1
successivo Debiti commerciali	33 34	2.571 961.247	(2)	11.159	21.752	26.501	59.410	6,2	3.451 1.193.626	(3)	12.521	21.480	26.098	60.096	5,0
Passività per imposte correnti Altre passività correnti Strumenti finanziari derivati	26 35 22	114.814 801.672 16.510		3.876	6.665	2.979	13.520	1,7	30.203 493.563 31.92		3.543	8.618	2.872	15.033	3,0
		2.324.669	(2)	15.886	31.939	29.480	77.303		2.300.105	(3)	16.909	62.482	28,970	108.358
Totale passività		5.747.011	(2)	15.886	37 886	29.480	83.250		5.973.727	(3)	16,909	68.936	28.970	114.812
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITA'		8.176.091	(2)	15.886	37.886	29.480	83.250		8.432.728	(3)	16.909	68.936	28.970	114.812

euro migliaia	30-giu-2015	di cui parti correlate
Risultato ante imposte	183.714
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative:
Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali	79.595
Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali	86.095
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(6.260)
Accantonamenti ai fondi	48.336
(Proventi) / Oneri finanziari	67.573
(Plusvalenze) / Minusvalenze e altri elementi non monetari	(26)
(inclusa valutazione derivati su commodity) Variazione fondi rischi e oneri	(9.705)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	(4.920)
Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto	444.402
(Incremento) / Decremento di rimanenze	18.588
(Incremento) / Decremento di crediti commerciali	(22.410)	(14.552)
Incremento / (Decremento) di debiti commerciali	(229.893)	(686)
Incremento / Decremento di altre attività/passività correnti	127.683	(5.214)
Variazione capitale circolante	(106.032)
Dividendi incassati	6.385	5.352
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	10.711	913
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati	(81.775)	(165)
Imposte pagate	(6.397)
Disponibilità generate dall'attività operativa (a)	267.294
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(40.797)
Investimenti in attività immateriali	(104.616)
Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	(4.870)	(10)
Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali	3.398
(incluse operazioni di lease-back)
Disinvestimenti in partecipazioni	249
(Incremento) / Decremento di altre attività d'investimento	(10.551)	(12.454)
Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di investimento (b)	(157.187)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari	(371.909)	(29.363)
Canoni pagati per locazioni finanziarie	(2.387)
Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate	(27.000)
Aumento capitale sociale	9.100
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	(137.299)	(59.030)
Variazione azioni proprie in portafoglio	8.807
Disponibilità generate / (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)	(520.688)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d)
Incremento / (Decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d)	(410.581)

834.495
423 914

2.02.04 Elenco parti correlate

I valori riportati nella tabella al 30 giugno 2015 sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

Gruppo A. Parti correlate società controllate e a controllo congiunto non consolidate:

AdriaLink S.r.l. Calorpiù Italia Scarl in liquidazione Black Sea Comp.Compr.GAS Ltd

Hestambiente Srl

Gruppo B. Parti correlate società collegate e a controllo congiunto:

Adriatica Acque Srl	Natura Srl in liquidazione
Aimag Spa	Oikothen Scarl
Centro Idrico di Novoledo Srl	Q.Thermo Srl
Elettrogorizia Spa	Sei Spa
Enomondo Srl	SET Spa
Energo doo	SGR Servizi Spa
Estenergy Spa	So.Sel Spa
Estense Global Service Scarl	Tamarete Energia Srl
Ghirlandina Solare Srl

H.E.P.T. Co.Ltd

Gruppo C. Parti correlate a influenza notevole:

Comune di Bologna
Comune di Casalecchio di Reno
Comune di Cesena	Comune di Ravenna
Comune di Ferrara	Comune di Rimini
Comune di Imola	Comune di Trieste
Comune di Modena	Holding Ferrara Servizi Srl
Comune di Padova	Ravenna Holding Spa
	Rimini Holding Spa

Gruppo D. Altre parti correlate:

Con.Ami	Formigine Patrimonio Srl
Romagna Acque Spa	Galsi Spa
Unica reti-Asset	Maranello Patrimonio Srl
Acosea Impianti Srl	Megas Net Spa
Acquedotto del Dragone Impianti Spa	Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl
Amir Spa-Asset	Serramazzoni Patrimonio Srl
Aspes Spa	Sis Società Intercomunale di Servizi Spa in
Calenia Energia Spa	liquidazione
Energia italiana Spa	Società Italiana Servizi Spa-Asset
Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl	TE.AM. Società Territorio Ambiente Spa in liquidazione
	Sindaci, amministratori, dirigenti strategici

2.03 NOTE ESPLICATIVE

2.03.01 Note esplicative consolidate

Principi di redazione e criteri di valutazione

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2015 di Hera Spa (di seguito anche "Società") e sue controllate (di seguito "Gruppo Hera" o "Gruppo"),costituito da conto economico, conto economico complessivo, situazione patrimoniale-finanziaria, rendiconto finanziario, prospetto delle variazioni del patrimonio netto e note esplicative è stato predisposto, in applicazione del Regolamento (CE) n°1606/2002 del 19 luglio 2002, in conformità ai Principi Contabili Internazionali Ias/Ifrs (di seguito Ifrs) emessi dall'International Accounting Standard Board (Iasb) e omologati dalla Commissione Europea, integrati dalle relative interpretazioni dell'International Financial Reporting Standards Interpretations Committee (Ifrs Ic), precedentemente denominato Standing Interpretations Committee (Sic), nonché ai provvedimenti emanati in attuazione dell'art.9 del decreto legislativo n. 38/2005.

Nella predisposizione del bilancio semestrale consolidato abbreviato, redatto secondo lo Ias 34 Bilanci intermedi, sono stati applicati gli stessi principi contabili già adottati nella redazione del bilancio consolidato al 31 dicembre 2014, al quale si rinvia per completezza di trattazione, ad eccezione di quanto descritto nel paragrafo Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicabili dal 1° gennaio 2015.

I dati del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato sono comparabili con i medesimi del precedente esercizio, salvo quando diversamente indicato nelle note a commento delle singole voci. Nel confronto delle singole voci di conto economico e situazione patrimoniale finanziaria occorre tenere anche in considerazione le variazioni dell'area di consolidamento riportate nello specifico paragrafo.

Il principio generale adottato nella predisposizione del presente bilancio semestrale consolidato abbreviato è quello del costo, ad eccezione delle attività e passività finanziarie (inclusi gli strumenti derivati) valutati a fair value.

La preparazione del bilancio semestrale consolidato abbreviato ha richiesto l'uso di stime da parte del management. Le principali aree caratterizzate da valutazioni ed assunzioni di particolare significatività, unitamente a quelle con effetti rilevanti sulle situazioni presentate, sono riportate nel paragrafo Stime e valutazioni significative.

Le informazioni relative all'attività del Gruppo e i fatti di rilievo avvenuti dopo la chiusura del semestre sono illustrati nella Relazione sulla gestione.

Il presente bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2015 è stato predisposto dal Consiglio di Amministrazione e dallo stesso approvato nella seduta del 26 agosto 2015. Lo stesso è stato assoggettato a revisione contabile limitata da parte della società Deloitte & Touche Spa.

Schemi di bilancio

Gli schemi utilizzati sono i medesimi già applicati per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2014. Lo schema utilizzato per il conto economico è "a scalare" con le singole voci analizzate per natura. Si ritiene che tale esposizione, seguita anche dai principali competitor ed in linea con la prassi internazionale, sia quella che meglio rappresenta i risultati aziendali.

Il conto economico complessivo viene presentato, come consentito dallo Ias 1 revised, in un documento separato rispetto al conto economico, distinguendo fra componenti riclassificabili e non riclassificabili a conto economico. Le altre componenti del conto economico complessivo sono evidenziate in modo separato anche nel prospetto delle variazioni di patrimonio netto. Lo schema della situazione patrimoniale-finanziaria evidenzia la distinzione tra attività e passività, correnti e non correnti. Il rendiconto finanziario è redatto secondo il metodo indiretto, come consentito dallo Ias 7.

Negli schemi di bilancio sono separatamente indicati gli eventuali costi ed i ricavi di natura non ricorrente.

Si precisa che, con riferimento alla delibera Consob n.15519 del 27 luglio 2006 in merito agli schemi di bilancio, sono stati inseriti specifici schemi supplementari di conto economico, situazione patrimoniale-finanziaria e rendiconto finanziario con evidenza dei rapporti più significativi con parti correlate, al fine di non alterare la leggibilità complessiva degli schemi di bilancio.

I prospetti contabili della situazione patrimoniale-finanziaria e di conto economico consolidati ed i dati inseriti nelle note esplicative sono tutti espressi in migliaia di euro tranne quando diversamente indicato.

Stime e valutazioni significative

La predisposizione del bilancio semestrale consolidato abbreviato e delle relative note richiede l'uso di stime e valutazioni da parte degli amministratori, con effetto sui valori di bilancio, basate su dati storici e sulle aspettative di eventi puntuali che ragionevolmente si verificheranno in base alle informazioni conosciute. Tali stime, per definizione, approssimano quelli che saranno i dati a consuntivo. Sono di seguito indicate le principali aree caratterizzate da valutazioni ed assunzioni, che potrebbero comportare variazioni nei valori delle attività e passività entro il periodo successivo.

Accantonamenti per rischi

Tali accantonamenti sono stati effettuati adottando le medesime procedure dei precedenti periodi, facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse.

Rilevazione dei ricavi

I ricavi per la vendita di energia elettrica, gas e acqua sono riconosciuti e contabilizzati al momento dell'erogazione e comprendono lo stanziamento per le prestazioni effettuate, intervenute tra la data dell'ultima lettura ed il termine del periodo, ma non ancora fatturate. Tale stanziamento si basa su stime del consumo giornaliero del cliente, fondate sul suo profilo storico, rettificato per riflettere le condizioni atmosferiche o altri fattori che possono influire sui consumi oggetto di stima.

Attività fiscali differite

La contabilizzazione delle imposte anticipate è effettuata sulla base delle aspettative di un imponibile fiscale negli esercizi futuri. La valutazione degli imponibili attesi ai fini della contabilizzazione delle imposte anticipate dipende da fattori che possono variare nel tempo e determinare effetti significativi sulla recuperabilità dei crediti per imposte anticipate.

Ammortamenti

Gli ammortamenti sono calcolati in base alla vita utile del bene. La vita utile è determinata dalla Direzione al momento dell'iscrizione del bene nel bilancio; le valutazioni circa la durata della vita utile si basano sull'esperienza storica, sulle condizioni di mercato e sulle aspettative di eventi futuri che potrebbero incidere sulla vita utile stessa, compresi i cambiamenti tecnologici. Di conseguenza, è possibile che la vita utile effettiva possa differire dalla vita utile stimata.

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

Le imposte sul reddito sono riconosciute sulla base della miglior stima dell'aliquota media ponderata attesa per l'intero esercizio.

Area di consolidamento

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2015 include i bilanci della Capogruppo Hera Spa e quelli delle società controllate. Il controllo è ottenuto quando la società controllante ha il potere di influenzare i rendimenti della partecipata, ovvero quando, per il tramite di diritti correntemente validi, detiene la capacità di dirigere le attività rilevanti della stessa. Sono escluse dal consolidamento integrale e valutate al costo le imprese controllate la cui entità è irrilevante e quelle nelle quali l'esercizio effettivo dei diritti di voto è soggetto a gravi e durature restrizioni.

Le partecipazioni in joint venture (così come definite dal principio Ifrs 11), nelle quali il Gruppo esercita un controllo congiunto con altri soci, sono consolidate con il metodo del patrimonio netto. Sono inoltre valutate con il metodo del patrimonio netto le partecipazioni in società sulle quali viene esercitata un'influenza notevole. Sono mantenute al costo le imprese la cui entità è irrilevante. Le società controllate e collegate, non consolidate o valutate a patrimonio netto, sono riportate alla Nota 19.

Le imprese detenute esclusivamente allo scopo della successiva alienazione sono escluse dal consolidamento e valutate al fair value o, qualora il fair value non sia puntualmente determinabile, al costo. Tali partecipazioni sono classificate in voci proprie.

I principali tassi di cambio utilizzati per la conversione in euro dei valori delle società al di fuori dell'area euro sono stati i seguenti:

		30-giu-15		31-dic-14	30-giu-14
	Medi	Puntuali	Medi	Puntuali	Medi	Puntuali
Lev Bulgaro	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Dinaro Serbo	120,883	120,321	117,231	121,122	115,614	115,809

Variazioni dell'area di consolidamento

In data 29 aprile 2015 la società del Gruppo Hera Comm Marche Srl ha acquisito il controllo della società Alento Gas Srl, operante nella vendita di gas agli utenti finali. Si riepilogano sinteticamente gli effetti dell'operazione:

€ / 000
Valore contabile attività nette acquisite	1.947
Rettifiche per valutazione al fair value:
Attività immateriali (lista clienti)	5.164
Attività / (Passività) fiscali differite	(1.585)
Fair value attività nette acquisite	5.526
Fair value azioni trasferite
Esborso di cassa	5.526
Costo dell'acquisizione	5.526
Interessenze di minoranza acquisite	-
Fair value interessenza posseduta	-
Valore dell'aggregazione	5.526

Gli elenchi delle società rientranti nell'area di consolidamento sono riportati al termine delle presenti note.

Variazione dell'interessenza partecipativa

In data 31 marzo 2015 è stato raggiunto un accordo per l'acquisizione da parte del Gruppo Hera della quota di partecipazione dei soci di minoranza (pari al 42,5%) nella società Akron Spa, già consolidata integralmente. La differenza tra l'ammontare a rettifica delle partecipazioni di minoranza, pari a 11.630 migliaia di euro, ed il fair value del corrispettivo pagato, pari a 27.000 migliaia di euro, è stata rilevata direttamente nel patrimonio netto e attribuita ai soci della controllante.

Altre operazioni societarie

Con efficacia 1° gennaio 2015 la società Hera Energie Srl è stata fusa per incorporazione in Sinergia Srl, con cambio di denominazione sociale di quest'ultima in Hera Servizi Energia Srl.

In data 15 giugno 2015 Herambiente Spa, partecipata dal Gruppo con un'interessenza del 75%, ha deliberato un aumento di capitale (comprensivo del sovraprezzo) per 36.400 migliaia di euro, da liberarsi mediante conferimento in denaro in modo proporzionale tra i soci. In data 25 giugno 2015 l'aumento di capitale è stato sottoscritto e versato anche dagli azionisti di minoranza, che hanno apportato nuova liquidità al Gruppo per complessivi 9.100 migliaia di euro.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni applicati dal 1° gennaio 2015

A partire dal 1° gennaio 2015 risulta applicabile obbligatoriamente il seguente principio emanato dallo Iasb e recepito dall'Unione Europea:

Ifric 21 – Tributi (Regolamento 634/2014). Interpretazione emessa dall'Ifrs IC il 20 maggio 2013 ed applicabile retroattivamente a partire dagli esercizi che iniziano il 17 giugno 2014 o successivamente. L'interpretazione è stata emanata per identificare la modalità di contabilizzazione dei levies (i.e. tributi), vale a dire pagamenti ad un ente governativo per i quali l'entità non riceve specifici beni o servizi. Il documento identifica diverse tipologie di tributi chiarendo quale evento fa sorgere l'obbligazione che determina a sua volta, ai sensi dello Ias 37, la contabilizzazione di una passività.

In data 12 dicembre 2013 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato il documento Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard (2011-2013 Cycle), successivamente adottato dall'Unione Europea con il Regolamento 1361/2014. Tali miglioramenti, applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° luglio 2014 o data successiva, comprendono modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement Ifrs 1 Prima adozione degli Ifrs: Significato di Ifrs in vigore. La modifica chiarisce che in sede di prima adozione degli Ifrs, in alternativa all'applicazione di un principio in vigore alla data di transizione, si può optare per l'applicazione anticipata di un nuovo principio destinato a sostituire il principio in vigore.
• Improvement Ifrs 3 Aggregazioni aziendali: Ambito di applicazione per le joint venture. Il miglioramento chiarisce l'esclusione dall'ambito di applicazione dell'Ifrs 3 di tutte le tipologie di joint arrangement.
• Improvement Ifrs 13 Valutazione al fair value: Eccezione nella valutazione del fair value di un gruppo di attività e passività (par. 52). La modifica chiarisce che la possibilità di valutare al fair value un gruppo di attività e passività si riferisce anche a contratti nell'ambito di applicazione dello Ias 39 (o dell'Ifrs 9), ma che non soddisfano la definizione di attività e passività finanziarie fornita dallo Ias 32 (ad esempio come i contratti per l'acquisto e vendita di commodities che possono essere regolati in denaro per il loro valore netto).
• Improvement Ias 40 Investimenti immobiliari (Interrelazione tra Ifrs 3 e Ias 40). Viene chiarito che, per determinare se l'acquisto di una proprietà immobiliare rientri nell'ambito di applicazione dell'Ifrs 3, occorre far riferimento alle disposizioni dell'Ifrs 3, mentre per determinare se l'acquisto rientri nell'ambito dello Ias 40 occorre far riferimento alle specifiche indicazioni di tale principio.

Non si sono rilevati effetti sul bilancio del Gruppo a seguito dell'applicazione delle modifiche introdotte.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni omologati dall'Unione Europea ma non ancora applicabili e non adottati in via anticipata dal Gruppo

A partire dal 1° gennaio 2016 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, avendo anch'essi già concluso il processo di endorsement comunitario:

Modifiche allo Ias 19 – Benefici a dipendenti: Piani a benefici definiti contributi dei dipendenti (Regolamento 29/2015). Documento emesso dallo Iasb in data 21 novembre 2013, applicabile a partire dagli esercizi che iniziano il 1° febbraio 2015. L'obiettivo delle modifiche è quello di semplificare la contabilizzazione dei contributi che sono indipendenti dal numero di anni di servizio dei dipendenti, quali ad esempio i contributi dei dipendenti che vengono calcolati in base a una percentuale fissa dello stipendio.

In data 12 dicembre 2013 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato il documento Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard (2010-2012 Cycle), successivamente adottato dall'Unione Europea con il Regolamento 28/2015. Tali miglioramenti, applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° febbraio 2015, comprendono modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement Ifrs 2 Pagamenti basati su azioni: Definizione di vesting condition. Vengono modificate le definizioni di vesting condition e di market condition ed introdotte le nuove definizioni di performance condition e service condition.
• Improvement Ifrs 3 Aggregazioni aziendali: Contabilizzazione dei corrispettivi potenziali. Viene chiarito che un corrispettivo potenziale (c.d. contingent consideration) in sede di business combination classificato come un'attività o una passività deve essere valutato al fair value a ogni data di chiusura dell'esercizio, indipendentemente dal fatto che sia uno strumento finanziario disciplinato dall''Ifrs 9 o dallo Ias 39 oppure un'attività o passività non-finanziaria.
• Improvement Ifrs 8 Segmenti operativi: Aggregazione di segmenti operativi. Le modifiche richiedono che venga fornita informativa circa le valutazioni effettuate dal management nel processo di aggregazione dei segmenti operativi.
• Improvement Ifrs 8 Segmenti operativi: Riconciliazione del totale attività dei segmenti operativi e totale attività dell'entità. La modifica richiede che la riconciliazione in oggetto deve essere obbligatoriamente fornita solo nel caso in cui il totale delle attività dei segmenti operativi venga regolarmente fornito al management.
• Improvement Ifrs 13 Valutazione al fair value: Crediti e Debiti commerciali a breve termine. Il miglioramento chiarisce che l'introduzione dell'Ifrs 13 non modifica la possibilità di contabilizzare i crediti e debiti commerciali a breve senza procedere all'attualizzazione, qualora tali effetti non siano significativi.
• Improvement Ias 16 Immobili, impianti e macchinari e Improvement Ias 38 Attività immateriali: Modello della rideterminazione del valore. Le modifiche eliminano alcune incoerenze nella rilevazione dei fondi ammortamento quando un'attività materiale o intangibile è oggetto di rivalutazione. In particolare viene chiarito che il valore contabile lordo deve essere adeguato coerentemente alla rivalutazione del valore netto dell'attività e che il fondo ammortamento risulti pari alla differenza tra il valore lordo ed il valore netto sottratte le perdite di valore rilevate in precedenza.
• Improvement Ias 24 Parti correlate: Dirigenti con responsabilità strategiche. Vengono chiarite alcune disposizioni nell'identificazione delle parti correlate e all'informativa da fornire con riferimento ai dirigenti strategici.

Il Gruppo sta attualmente valutando i potenziali effetti sul bilancio derivanti dall'adozione di tali principi o modifiche ai principi esistenti.

Principi contabili, emendamenti ed interpretazioni non ancora omologati dall'Unione Europea

Sono in corso di recepimento da parte dei competenti organi dell'Unione Europea i seguenti principi, aggiornamenti ed emendamenti dei principi Ifrs (già approvati dallo Iasb), nonché le seguenti interpretazioni (già approvate dall' Ifrs IC):

Ifrs 9 – Strumenti finanziari. Principio pubblicato dallo Iasb nella sua versione finale in data 24 luglio 2014 al termine di un processo pluriennale volto alla sostituzione dell'attuale IAS 39. Il principio, la cui applicazione è fissata al 1° gennaio 2018, introduce nuovi criteri di classificazione delle attività e passività finanziarie, per l'eliminazione (derecognition) e impairment delle attività finanziarie e per la gestione e contabilizzazione delle operazioni di copertura.

Ifrs 14 – Regulatory deferral accounts. Documento pubblicato dallo Iasb in data 30 gennaio 2014. Il principio consente solo a coloro che adottano gli Ifrs per la prima volta di continuare a rilevare gli importi relativi alla rate regulation secondo i precedenti principi contabili adottati. La sua applicazione è prevista a partire dal 1° gennaio 2016, con applicazione anticipata consentita.

Ifrs 15 – Ricavi da contratti con clienti. Principio pubblicato dallo Iasb in data 28 maggio 2014 che sostituisce lo Ias 18 – Ricavi, lo Ias 11 – Lavori su ordinazione, le interpretazioni Sic 31, Ifric 13 e Ifric 15. Il nuovo standard si applica a tutti i contratti con clienti, eccezion fatta per i contratti che rientrano nell'ambito di applicazione dello Ias 17 – Leasing, per i contratti assicurativi e per gli strumenti finanziari. Esso stabilisce un processo costituito da cinque fasi per definire tempistica e importo dei ricavi da rilevare (identificazione dei contratti con il cliente, identificazione delle performance obligations previste dal contratto, determinazione del prezzo della transazione, allocazione del prezzo della transazione, rilevazione dei ricavi all'adempimento della performance obligation).

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015

La sua applicazione obbligatoria è prevista a partire dal 1° gennaio 2018 (nel maggio 2015 lo IASB ha emesso un Exposure Draft proponendo di differire la data di prima applicazione dal 1° gennaio 2017 al 1° gennaio 2018), con applicazione anticipata consentita. L'applicazione è prevista con effetto retrospettivo, con la possibilità di scegliere se riesporre gli esercizi presentati nell'informativa comparativa oppure se rilevare gli effetti derivanti dall'applicazione nel patrimonio netto iniziale dell'esercizio di prima applicazione.

Modifiche all'Ifrs 11 – Accordi congiunti: acquisto di una joint operation. Modifiche emesse dallo Iasb in data 6 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, con applicazione anticipata consentita. Il documento stabilisce che i principi contenuti nell'Ifrs 3 – Aggregazioni aziendali relativi alla rilevazione degli effetti di una business combination debbano essere applicati per rilevare l'acquisizione di una joint operation la cui attività è rappresentata da un business.

Modifiche a Ias 16 e Ias 38 – Chiarimenti sui metodi accettabili di svalutazione e ammortamento. Modifiche emesse dallo Iasb in data 12 maggio 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016. Il documento precisa che, eccetto in alcune limitate circostanze, un metodo di ammortamento correlato ai ricavi non può essere considerato accettabile sia per le immobilizzazioni materiali sia per le attività immateriali.

Modifiche a Ias 16 e Ias 41 – Piante da frutto. Modifiche emesse dallo Iasb in data 30 giugno 2014 e applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016. Il documento prevede che per alcune tipologie specifiche di attività biologiche (piante da frutto) il trattamento contabile deve essere quello previsto dallo Ias 16.

Modifiche a Ifrs 10 e Ias 28 – Sales or Contribution of Assets between an Investor and its Associate or Joint Venture. Documento pubblicato dallo Iasb in data 11 settembre 2014 al fine di risolvere un conflitto tra i due citati principi in relazione alla cessione di un asset o di una società controllata ad una società collegata a joint venture, applicabile dal 1° gennaio 2016. Le modifiche introdotte prevedono che in caso di cessione o conferimento di asset o di una società controllata ad una società collegata o ad una joint venture, il valore dell'utile o della perdita da rilevare nel bilancio della cedente/conferente è da porre in relazione alla classificazione degli asset o della società controllata ceduti/conferiti come business, come definito dal principio Ifrs 3. Nel caso in cui la cessione/conferimento rappresenti un business, l'entità deve rilevare l'utile o la perdita sull'intera quota in precedenza detenuta; mentre, in caso contrario, l'entità deve rilevare la quota di utile o perdita relativa alla quota ancora detenuta dall'entità che deve essere eliminata.

In data 25 settembre 2014 l'International Accounting Standards Board (Iasb) ha pubblicato il documento Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard (2012-2014 Cycle). Tali miglioramenti, applicabili dagli esercizi che hanno inizio dal 1° gennaio 2016 o data successiva, comprendono modifiche ai seguenti principi contabili internazionali esistenti:

• Improvement Ifrs 5 Attività non correnti possedute per la vendita e attività operative cessate: variazioni dei programmi di dismissione. La modifica stabilisce delle linee guida da seguire nel caso in cui un'entità riclassifichi un asset (o un gruppo in dismissione) dalla categoria held for sale alla categoria held for distribution (o viceversa), o quando vengano meno i requisiti di classificazione di un'attività come held for distribution.
• Improvement Ifrs 7 Strumenti finanziari: informazioni integrative. Il documento disciplina l'introduzione di ulteriori linee guida per chiarire se un c.d. servicing contract costituisce un coinvolgimento residuo in un'attività trasferita ai fini dell'informativa richiesta. Inoltre, relativamente alla compensazione tra attività e passività finanziarie, il documento chiarisce che l'informativa non è esplicitamente richiesta per tutti i bilanci intermedi. Tuttavia, tale informativa potrebbe essere necessaria per rispettare i requisiti previsti dallo Ias 34, nel caso si tratti di un'informazione significativa.
• Improvement Ias 19 Benefici per i dipendenti: problematiche relative al tasso di sconto. Il documento introduce delle modifiche allo Ias 19 al fine di chiarire che gli high quality corporate bonds utilizzati per determinare il tasso di sconto dei benefici successivi dovrebbero essere emessi nella stessa valuta utilizzata per il pagamento dei benefici. Le modifiche precisano che l'ampiezza del mercato dei high quality corporate bonds da considerare sia quella a livello di valuta.
• Improvement Ias 34 Bilanci intermedi: collocazione delle informazioni integrative. Il documento introduce delle modifiche al fine di chiarire i requisiti nel caso in cui l'informativa richiesta è presentata nel report infrannuale, ma al di fuori delle sezioni del bilancio. La modifica precisa che tale informativa venga inclusa

attraverso dei riferimenti incrociati tra i due documenti, purché entrambi siano disponibili ai lettori del bilancio nella stessa modalità e con gli stessi tempi.

Modifiche allo Ias 1 – Presentazione del bilancio. Documento emesso dallo Iasb in data 18 dicembre 2014. Le modifiche, applicabili a partire dagli esercizi che iniziano il 1° gennaio 2016, hanno l'obiettivo di rendere più chiara ed intellegibile la redazione del bilancio. Le modifiche introdotte riguardano:

• materialità e aggregazione viene chiarito che non devono essere oscurate informazioni mediante l'aggregazione o la disaggregazione e che il concetto di materialità si applica agli schemi di bilancio, alle note illustrative e agli specifici requisiti di informativa previsti dai singoli Ifrs. Viene chiarito che l'informativa richiesta specificatamente dagli Ifrs è da fornire solo se l'informazione è materiale;
• prospetto della situazione patrimoniale-finanziaria e prospetto di conto economico complessivo si chiarisce che l'elenco di voci specificate dallo Ias 1 per tali prospetti può essere disaggregato e aggregato a seconda dei casi. Vengono inoltre fornite linee guida sull'uso di subtotali all'interno dei prospetti;
• presentazione delle altre componenti del conto economico complessivo (OCI: Other Comprehensive Income) viene chiarito che la quota di OCI di società collegate e joint venture consolidate con il metodo del patrimonio netto deve essere presentata in aggregato in una singola voce, distinguendo in base al fatto che si tratti di componenti suscettibili di future riclassifiche a conto economico o meno;
• note illustrative si chiarisce che le entità godono di flessibilità nel definire la struttura delle note illustrative e vengono fornite linee guida su come impostare un ordine sistematico delle note stesse.

Modifiche a Ifrs 10, Ifrs 11 e Ias 28 – Entità d'investimento: applicazione della deroga al consolidamento. Il documento, pubblicato dallo Iasb in data 18 dicembre 2014, introduce le seguenti modifiche:

• l'esenzione dalla redazione del bilancio consolidato per una sub-holding è concessa anche a una holding che è una controllata di una investment entity;
• la richiesta, per una investment entity, di consolidare una controllata che fornisce servizi collegati alle sue attività di investimento si applica solo per le controllate che non siano anche esse stesse delle investment entities;
• nell'applicare il metodo del patrimonio netto a una collegata o joint venture che è una investment entity, è possibile mantenere le valutazioni a fair value che la collegata o la joint venture hanno utilizzato, in relazione alle proprie controllate;
• una investment entity che valuta tutte le proprie controllate al fair value deve fornire l'informativa richiesta dall'Ifrs 12.

3 Ricavi

	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	2.211.233	2.089.126	122.107
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione	1.328	(369)	1.697
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione, semilavorati e prodotti finiti	453	332	121
Totale	2.213.014	2.089.089	123.925

Per l'analisi dell'andamento di vendita per settore di attività si rinvia alla relazione sulla gestione e all'informativa per area di affari al paragrafo 1.02.

I ricavi sono principalmente realizzati nel territorio nazionale.

4 Altri ricavi operativi

	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Commesse a lungo termine	91.745	78.360	13.385
Certificati bianchi	23.064	22.970	94
Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata	14.021	11.903	2.118
Quote contributi in conto impianto	3.924	3.637	287
Rimborso di costi	1.789	1.814	(25)
Utilizzo e riaccertamento di fondi	3.741	3.996	(255)
Locazioni	1.555	1.200	355
Rimborsi assicurativi	412	733	(321)
Vendite materiali e scorte a terzi	1.024	823	201
Plusvalenze da cessione di beni	444	161	283
Altri ricavi	14.160	13.636	524
Totale	155.879	139.233	16.646

Commesse a lungo termine, comprendono i ricavi generati dalla costruzione, o miglioramento, delle infrastrutture detenute in concessione in applicazione dell'interpretazione Ifric 12. La variazione è dovuta a maggiori investimenti effettuati rispetto al primo semestre 2014. Si rinvia ai commenti di maggior dettaglio riportati nella relazione sulla gestione.

Certificati bianchi, evidenziano i ricavi consuntivati nei confronti della Cassa Conguaglio del Settore Elettrico a seguito del raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica.

Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata, comprendono contributi in conto esercizio, pari a 2.343 migliaia di euro (2.097 migliaia nel primo semestre 2014), costituiti principalmente da incentivi riconosciuti dal Gse per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e contributi da raccolta differenziata, pari a 11.678 migliaia di euro (9.806 migliaia di euro nel primo semestre 2014), costituiti principalmente dal valore degli imballaggi (cartone, ferro, plastica e vetro) ceduti ai consorzi di filiera Conai.

Utilizzo e riaccertamento di fondi, la voce è interamente relativa a costi di manodopera, smaltimento percolato e a ore mezzi. A partire dal bilancio chiuso al 31 dicembre 2014 si è scelto di rappresentare i soli utilizzi negli altri ricavi operativi, mentre, per maggiore chiarezza espositiva, i riaccertamenti per eccedenza fondi sono stati classificati a diretta rettifica degli accantonamenti relativi (si rimanda alla nota 8 "Ammortamenti ed accantonamenti").

La voce Quote contributi in conto impianto rappresenta il ricavo correlato alla quota di ammortamento relativa ai cespiti oggetto di contributi.

Altri ricavi, includono principalmente il recupero di costi per prestazioni inerenti ai servizi ambientali, al settore elettrico e al gas.

	1° semestre 2015 1° semestre 2014		Variazioni
Energia elettrica destinata alla vendita	506.826	455.612	51.214
Metano e gpl destinati alla vendita al netto delle variazioni delle scorte	477.044	423.191	53.853
Materiali per la manutenzione al netto delle variazioni delle scorte	29.140	29.672	(532)
Energia elettrica ad uso industriale	26.699	19.417	7.282
Certificati bianchi, grigi e verdi	21.123	18.235	2.888
Acqua	20.976	20.712	264
Combustibili gestione calore	9.159	2.884	6.275
Combustibili, carburanti e lubrificanti	8.042	8.383	(341)
Prodotti chimici	7.820	6.726	1.094
Metano per uso industriale	4.821	3.066	1.755
Oneri e proventi da derivati	(2.123)	784	(2.907)
Oneri e proventi da valutazione certificati	(8.637)	(8.119)	(518)
Materiali di consumo e vari	3.044	7.709	(4.665)
Totale	1.103.934	988.272	115.662

5 Consumi di materie prime e materiali di consumo

Per l'analisi dell'andamento dei costi delle materie prime e dei materiali di consumo si rinvia alla relazione sulla gestione e all'informativa per area di affari riportata al paragrafo 1.02.

Per la voce Oneri e proventi da derivati si rinvia alla nota 22 della situazione patrimoniale-finanziaria.

Certificati bianchi, grigi e verdi, include il costo di acquisto delle diverse tipologie di certificati ambientali sostenuto nel primo semestre 2015. In particolare:

• 20.418 migliaia di euro per certificati bianchi (16.787 migliaia di euro nel 2014);
• 558 migliaia di euro per certificati grigi (851 migliaia di euro nel 2014);
• 147 migliaia di euro per certificati verdi (597 migliaia di euro nel 2014).

La variazione rispetto all'esercizio precedente è da ricondursi alle differenti dinamiche d'approvvigionamento a fronte delle necessità di certificati da parte del Gruppo.

La voce Oneri e proventi da valutazione certificati, è relativa alla valorizzazione dei certificati in portafoglio e in particolare:

• bianchi, oneri per 226 migliaia di euro (oneri per 367 migliaia di euro nel 2014);
• verdi, proventi per 9.698 migliaia di euro (proventi per 8.140 migliaia di euro nel 2014);
• grigi, oneri per 835 migliaia di euro (proventi per 346 migliaia di euro nel 2014).

6 Costi per servizi

	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Spese per lavori e manutenzioni	134.059	129.951	4.108
Vettoriamento e stoccaggio	124.812	117.303	7.509
Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti	118.035	119.564	(1.529)
Canoni corrisposti ad enti locali	39.424	35.853	3.571
Affitti e locazioni passive	13.519	15.039	(1.520)
Servizi informativi ed elaborazione dati	12.825	10.497	2.328
Prestazioni professionali, legali e tributarie	10.635	11.227	(592)
Servizi vari commerciali	9.444	8.759	685
Assicurazioni	8.925	10.836	(1.911)
Selezione personale, formazione ed altre spese del personale	8.387	8.043	344
Postali, recapiti e telefonici	7.306	7.915	(609)
Servizi tecnici	5.954	7.029	(1.075)
Oneri e commissioni per servizi bancari	5.158	5.159	(1)
Annunci, avvisi legali e finanziari, comunicazioni ai clienti	4.145	2.961	1.184
Servizi di pulizia e vigilanza	4.094	3.957	137
Costi di agenzia	3.964	5.100	(1.136)
Letture contatori	2.881	2.130	751
Compensi a Sindaci e amministratori	2.766	3.042	(276)
Canoni passivi	2.597	1.483	1.114
Analisi di laboratorio	1.794	1.948	(154)
Prestazioni organizzative	1.197	1.362	(165)
Altri costi per servizi	8.749	9.179	(430)
Totale	530.670	518.337	12.333

Spese per lavori e manutenzioni, comprendono i costi afferenti la costruzione o il miglioramento delle infrastrutture detenute in concessione in applicazione dell'interpretazione Ifric 12 e i costi per la manutenzione degli impianti. L'incremento rispetto al medesimo periodo dell'esercizio precedente è dovuto, principalmente, a un aumento degli investimenti, così come evidenziato anche nella voce Commesse a lungo termine nella nota 4 Altri ricavi operativi. Per maggiori approfondimenti, si rinvia ai commenti di dettaglio nella relazione sulla gestione.

Vettoriamento e stoccaggio, comprende i costi di distribuzione, trasporto e stoccaggio del gas e quelli di distribuzione dell'energia elettrica. Si evidenzia come il significativo incremento di tale voce rispetto al periodo precedente sia da attribuire principalmente al consolidamento del Gruppo Amga avvenuto nel corso del secondo semestre 2014.

Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti, il decremento è imputabile principalmente ad una minore percentuale di raccolta differenziata oltre a minori volumi smaltiti.

Canoni corrisposti ad enti locali, comprendono gli oneri sostenuti per l'utilizzo delle reti di proprietà pubblica, i canoni corrisposti alle società degli asset per l'affitto di beni del ciclo gas, idrico ed elettrico e i canoni di locazione delle isole ecologiche.

Servizi informativi ed elaborazione dati, registrano un incremento a fronte:

• dell'implementazione e dell'adeguamento a nuove normative dei sistemi transazionali di Gruppo;
• dell'aumento dei servizi di telefonia acquistati da altri operatori da parte della controllata Acantho Spa a fronte di corrispondenti maggiori ricavi registrati nel primo semestre 2015 rispetto al medesimo periodo dell'esercizio 2014.

7 Costi del personale

		1° semestre 2015 1° semestre 2014	Variazioni
Salari e stipendi	185.709	177.565	8.144
Oneri sociali	60.146	59.066	1.080
Trattamento di fine rapporto e altri benefici	756	684	72
Altri costi	14.138	14.383	(245)
Totale	260.749	251.698	9.051

L'incremento del costo del lavoro pari a 9.051 migliaia di euro rispetto al primo semestre 2014 è riconducibile principalmente al consolidamento del Gruppo Amga a partire dal secondo semestre dell'esercizio precedente, oltre alla normale evoluzione delle dinamiche contrattuali.

Il numero medio dei dipendenti per il periodo preso in considerazione, suddiviso per categorie, è il seguente:

		1° semestre 2015 1° semestre 2014	Variazioni
Dirigenti	151	151	-
Quadri	508	464	44
Impiegati	4.373	4.175	198
Operai	3.379	3.360	19
Numero medio	8.411	8.150	261

Complessivamente, il costo del lavoro medio pro-capite nel primo semestre 2015 è risultato pari a 31,1 migliaia di euro (30,9 migliaia di euro nel primo semestre 2014).

Al 30 giugno 2015 il numero effettivo dei dipendenti è pari a 8.376 unità, rispetto a 8.140 unità al 30 giugno 2014. L'incremento è riconducibile per 286 unità al consolidamento del Gruppo Amga a partire dal 1° luglio 2014.

8 Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni

		1° semestre 2015 1° semestre 2014	Variazioni
Ammortamento immobilizzazioni materiali	79.541	85.016	(5.475)
Ammortamento degli investimenti immobiliari	53	53	-
Ammortamento attività immateriali	86.095	77.094	9.001
Accantonamenti al fondo svalutazione crediti	35.120	31.128	3.992
Accantonamenti per rischi e oneri	14.570	14.800	(230)
Disaccantonamenti	(1.353)	-	(1.353)
Totale	214.026	208.091	5.935

Per la composizione delle voci si rinvia ai prospetti di dettaglio ed a quanto riportato a commento delle Immobilizzazioni materiali, Attività immateriali, Crediti commerciali e Fondi per rischi ed oneri della situazione patrimoniale finanziaria.

Il decremento degli ammortamenti delle immobilizzazioni materiali è correlato, in parte, alla minore quantità di rifiuti smaltiti e conseguente minor quota di ammortamento degli asset relativi alle discariche del Gruppo.

I maggiori ammortamenti delle attività immateriali sono connessi all'incremento della quota di ammortamento dei beni relativi a servizi pubblici in concessione per effetto dei lavori su commessa svolti negli esercizi precedenti. Inoltre, l'acquisizione del controllo del Gruppo Amga, avvenuta il 1° luglio 2014, ha determinato maggiori ammortamenti nel periodo corrente anche a seguito dell'iscrizione di liste clienti.

La voce Disaccantonamenti comprende la contabilizzazione dei riaccertamenti relativi a fondi diversi, che al 30 giugno 2014, per 764 migliaia di euro, erano classificati tra gli Altri ricavi operativi alla voce Utilizzo e riaccertamento di fondi.

9 Altre spese operative

	1° semestre 2015 1° semestre 2014		Variazioni
Imposte diverse da quelle sul reddito	7.030	7.192	(162)
Minusvalenze da cessioni e dismissioni di asset	3.844	351	3.493
Canoni demaniali	3.591	4.143	(552)
Tributo speciale discariche	2.785	5.143	(2.358)
Contributi associativi e altri contributi	1.565	1.745	(180)
Altri oneri minori	8.046	8.376	(330)
Totale	26.861	26.950	(89)

Imposte diverse da quelle sul reddito, si riferiscono principalmente a imposte su fabbricati, imposte di bollo e registro e ad accise.

Minusvalenze da cessioni e dismissioni di asset, relative prevalentemente alla demolizione di un fabbricato ad uso uffici di proprietà.

Canoni demaniali, relativi principalmente a canoni corrisposti alla Regione Emilia Romagna ed a consorzi di bonifica.

Tributo speciale discariche, si riferisce all'ecotassa di competenza del periodo gravante sulle discariche gestite dal Gruppo. La diminuzione è attribuibile ai minori quantitativi di rifiuti smaltiti.

La voce Altri oneri minori comprende principalmente indennità risarcitorie, sanzioni, penali, altri oneri non ricorrenti.

10 Costi capitalizzati

Gli incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni comprendono principalmente la manodopera e altri oneri (quali scarichi di magazzino e ore mezzi) di diretta imputazione alle commesse realizzate internamente dal Gruppo. Il decremento è imputabile alla riduzione degli investimenti in immobilizzazioni materiali rispetto al primo semestre 2014. Per l'analisi degli investimenti si rinvia alla relazione sulla gestione.

11 Quota di utili (perdite) di joint venture e imprese collegate

		1° semestre 2015 1° semestre 2014	Variazioni
Quote di utili joint venture	3.218	1.799	1.419
Quote di perdite joint venture	(216)	(9)	(207)
Quota di risultato netto joint venture	3.002	1.790	1.212
Quote di utili società collegate	3.585	2.351	1.234
Quote di perdite società collegate	(327)	(20)	(307)
Quota di risultato netto società collegate	3.258	2.331	927
Totale	6.260	4.121	2.139

Le Quote di utili/perdite di joint venture e società collegate ricomprendono gli effetti generati dalla valutazione con il metodo del patrimonio netto delle società rientranti nell'area di consolidamento.

La Quota di utili joint venture è riferita alle società:

• Enomondo Srl, 594 migliaia di euro (472 migliaia di euro nel primo semestre 2014);
• Estenergy Spa, 2.624 migliaia di euro (1.327 migliaia di euro nel primo semestre 2014).

La Quota di perdite joint venture è riferita esclusivamente alla società Elettrogorizia Spa.

La Quota di utili società collegate è relativa in via prevalente alle società:

• Aimag Spa, 1.181 migliaia di euro (799 migliaia di euro nel primo semestre 2014);
• Sgr Spa, 2.394 migliaia di euro (1.205 migliaia di euro nel primo semestre 2014).

12 Proventi e oneri finanziari

Proventi finanziari	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Derivati su tassi	42.682	76.369	(33.687)
Proventi da valutazione a fair value di passività finanziarie	7.836	1.198	6.638
Banche	2.486	5.612	(3.126)
Clienti	1.200	4.712	(3.512)
Plusvalenze su partecipazioni e dividendi da altre imprese	333	2.530	(2.197)
Proventi da attualizzazione di attività finanziarie	101	-	101
Altri proventi finanziari	2.667	2.269	398
Totale	57.305	92.690	(35.385)

Oneri finanziari	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Prestiti obbligazionari	53.493	57.197	(3.704)
Derivati su tassi	31.153	28.822	2.331
Oneri da valutazione a fair value di passività finanziarie	11.742	44.675	(32.933)
Attualizzazione di fondi e leasing finanziari	9.137	7.228	1.909
Oneri da valutazione al costo ammortizzato di passività finanziarie	6.551	5.849	702
Mutui passivi	4.932	9.900	(4.968)
Oneri finanziari da factoring	4.623	6.240	(1.617)
Scoperti di conto corrente	1.062	1.292	(230)
Svalutazioni attività finanziarie	-	2.458	(2.458)
Altri oneri finanziari	2.185	1.720	465
Totale	124.878	165.381	(40.503)

La politica di gestione finanziaria è commentata nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.09.

Per le voci relative a proventi e oneri da valutazione a fair value di derivati su tassi e passività finanziarie, si rinvia alla nota 22 della situazione patrimoniale-finanziaria.

La voce Plusvalenze su partecipazioni e dividendi da altre imprese include proventi per 228 migliaia di euro a seguito della rinegoziazione del prezzo di cessione del ramo acquisito dalla controllata Herambiente Recuperi Srl nell'esercizio 2014 dalla società Ecoenergy Srl.

Per maggiori dettagli circa onerosità e struttura della voce Prestiti obbligazionari si rimanda alla nota 30 Banche e finanziamenti.

Oneri finanziari da factoring, si riferiscono a oneri finanziari relativi all'attività di cessione di crediti volta a ottimizzare la gestione del capitale circolante del Gruppo.

La voce Attualizzazione di fondi e leasing finanziari è così composta:

	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Post mortem discariche	6.253	3.830	2.423
Ripristino beni di terzi	1.553	1.352	201
Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti	791	1.613	(822)
Leasing finanziari	467	361	106
Smantellamento impianti	73	72	1
Totale	9.137	7.228	1.909

13 Imposte dell'esercizio

La composizione della voce per natura è la seguente:

	1° semestre 2015	1° semestre 2014	Variazioni
Ires	54.009	48.743	5.266
Irap	14.050	20.462	(6.412)
Imposta sostitutiva	272	272	-
Totale	68.331	69.477	(1.146)

Il tax rate del primo semestre 2015 è pari al 37,2% rispetto al 39,9% del primo semestre 2014. Le ragioni di tale miglioramento sono imputabili alla mancata applicazione della "Robin Hood Tax" (l'addizionale all'Ires del 6,5% applicabile alle società del gruppo che operano nel settore energetico), così come previsto dalla sentenza della corte Costituzionale n. 10 dell'11 febbraio 2015, oltre che alla ridotta incidenza dell'Irap.

In particolare nella determinazione di tale tributo si è tenuto conto delle modifiche recate dai commi da 20 a 24 dell'articolo unico della Legge di Stabilità 2015 alla disciplina di determinazione della base imponibile Irap, mediante l'inserimento del comma 4-octies all'art. 11 del D.Lgs 15 dicembre 1997, n. 446. Sono state quindi considerate deducibili le spese sostenute in relazione al personale dipendente impiegato con contratto di lavoro a tempo indeterminato, eccedenti l'ammontare delle deduzioni già spettanti ai sensi dell'art. 11. Trattandosi di un criterio di deducibilità cosiddetto "per differenza" tra il costo del lavoro complessivo sostenuto in relazione ai contratti di lavoro a tempo indeterminato e le deduzioni già spettanti ai sensi del citato art. 11, come chiarito dalla C.M. 9 giugno 2015, n. 22/E, anche le public utilities, escluse ex lege dalle misure sul cuneo fiscale, possono ora beneficiare della deducibilità integrale del costo sostenuto per i lavoratori impiegati a tempo indeterminato ai sensi del citato comma 4-octies. Di tale nuova deduzione si è anche tenuto conto al fine della determinazione della deduzione spettante ai fini Ires per l'Irap relativa al costo del personale dipendente e assimilato di cui al D.L. 201/2011.

Nella determinazione delle imposte di periodo si sono tenuti in debita considerazione gli effetti derivanti dalla riforma fiscale Ias introdotta dalla L. n. 244 del 24 dicembre 2007 e dai relativi decreti attuativi, D.M. del 1° aprile 2009, n. 48 e D.M. 8 giugno 2011, di coordinamento dei principi contabili internazionali con le regole di determinazione della base imponibile dell'Ires e dell'Irap, previsto dall'art. 4, comma 7-quater, del D. Lgs. 38/2005. In particolare è stato applicato il rafforzato principio di derivazione statuito dall'art.83 del Tuir che ora prevede che per i soggetti che applicano i principi contabili internazionali valgono, anche in deroga alle disposizione del Tuir, "i criteri di qualificazione, imputazione temporale e classificazione in bilancio previsti da detti principi contabili".

Di seguito viene riportata una disamina sullo stato del contenzioso fiscale del gruppo alla data di riferimento della presente relazione.

Informativa sulla "moratoria fiscale"

Il ricorso presentato da Hera Spa avente per oggetto il riconoscimento degli interessi addebitati dall'Amministrazione Finanziaria in relazione agli anni accertati (1998 e 1999) è stato accolto dalla Commissione Tributaria Provinciale di Bologna. Tuttavia, nel dispositivo della pronuncia la Commissione ha liquidato i maggiori interessi illegittimamente versati solo per l'anno 1998 omettendo di specificare la medesima differenza anche per il 1999, pari a 1.412 migliaia di euro. A fronte di tale errore materiale è stata depositata un'istanza di correzione della sentenza in data 10 gennaio 2014. Nell'udienza che si è svolta il 17 marzo 2014 la Commissione ha accolto la richiesta di correzione indicando anche l'ammontare di interessi da restituire con riferimento all'accertamento del 1999: interessi che pertanto ammontano complessivamente a 2.707 migliaia di euro. Si segnala che in data 19 marzo 2014 l'Ufficio ha notificato a Hera Spa appello per la parziale riforma della suddetta pronuncia. In data 20 marzo 2014 è stato dunque depositato dalla Società atto di controdeduzioni in appello nel quale veniva proposto anche appello incidentale avverso la medesima pronuncia. L'udienza di trattazione è stata fissata in data 24 settembre 2014 e la Commissione Tributaria Regionale di Bologna ha

rigettato l'istanza di sospensione della provvisoria esecuzione della sentenza promossa dall'Ufficio. Si è quindi in attesa della fissazione dell'udienza definitiva che dovrebbe comunque tenersi entro il termine del 2015.

A parte quanto sopra, volto esclusivamente al recupero di quanto già pagato, l'intera vicenda "moratoria fiscale" deve ritenersi comunque conclusa, non prevedendosi futuri esborsi che generino impatti economici sui conti del Gruppo.

Informativa sugli avvisi di accertamento notificati nel 2010 ad Hera Spa: management fee Ferrara e Forlì-Cesena

In data 29 dicembre 2010 sono stati notificati ad Hera Spa tre avvisi di accertamento per Ires, Irap ed Iva relativi al periodo di imposta 2005 a seguito della verifica conclusasi con il processo verbale di constatazione del 1° ottobre 2010 redatto dalla Guardia di Finanza, Nucleo di Polizia tributaria di Bologna. Il processo verbale di constatazione conteneva un rilievo relativo a servizi intercompany (c.d. spese di regia e relative all'utilizzo del marchio) forniti da Hera Spa, in qualità di società controllante del Gruppo Hera, alla Società operativa Territoriale controllata di Forlì-Cesena, Hera Forlì-Cesena Srl. In data 18 Febbraio 2011 la Società ha proposto istanza di accertamento con adesione, ai sensi dell'art. 6, comma 2, del D.Lgs. n. 218 del 1997, alla Direzione Regionale dell'Emilia Romagna, Ufficio Grandi Contribuenti, conclusa con esito negativo per la Società. Pertanto, in data 20 maggio 2011, sono stati presentati i relativi ricorsi alla Commissione Tributaria Provinciale di Bologna. A seguito di tali ricorsi l'Amministrazione Finanziaria, con atto notificato in data 17 agosto 2011, annullava parzialmente gli atti impositivi già emessi con riferimento alla componente di Ires inerente alle royalties per l'utilizzo del marchio, nonché la totalità del recupero effettuato ai fini Iva. Nelle more del processo tributario è stata notificata, in data 4 gennaio 2012, la cartella esattoriale per l'iscrizione a titolo provvisorio, pari a 653 migliaia di euro che la Società ha provveduto a pagare in data 29 febbraio 2012. L'udienza innanzi alla Commissione tributaria provinciale di Bologna si è svolta in data 19 settembre 2012 e le sentenze, depositate in data 31 ottobre 2012, sono risultate tutte favorevoli alla Società, sia ai fini Ires, che Irap ed Iva. A seguito di tali pronunce, con provvedimenti del 19 novembre 2012, la Direzione Regionale dell'Emilia Romagna ha comunicato alla Società lo sgravio delle iscrizioni a ruolo intervenute in pendenza di giudizi e nel mese di dicembre 2012 la Società ha ricevuto il rimborso dell'iscrizione a titolo provvisorio a suo tempo versata. In data 29 aprile 2013 sono stati notificati gli appelli della Direzione Regionale delle Entrate avverso le sentenze di primo grado, mentre il 26 giugno 2013 la Società ha depositato gli atti di controdeduzioni e di costituzione in appello. E' possibile che la fissazione delle udienze di appello possa avvenire entro la fine del 2015.

In relazione al suddetto contenzioso che, allo stato attuale, vale complessivamente 1.598 migliaia di euro, sentiti anche i propri legali si è ritenuto di non dovere procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi ritenendo prive di fondamento le violazioni contestate.

Informativa sugli avvisi di accertamento ICI notificati nel 2012 ad Herambiente

In data 24 Aprile 2012 è stato notificato ad Herambiente Spa un avviso di accertamento da parte del Comune di Ferrara per omessa denuncia ed omesso versamento di ICI, relativa al periodo di imposta 2009, con riferimento all'inceneritore di Ferrara. L'importo accertato, comprensivo di sanzioni ed interessi, è pari a 718 migliaia di euro. In data 7 gennaio 2014 è stata notificata la relativa cartella di pagamento, pari a 766 migliaia di euro, mentre in data 21 gennaio 2014 è stato comunicato il provvedimento di sospensione dell'iscrizione a ruolo dell'avviso di accertamento. In data 24 Aprile 2012 sono stati notificati ad Hera Spa due avvisi di accertamento, sempre da parte del Comune di Ferrara, per omessa denuncia ed omesso versamento di ICI, relativa ai periodi di imposta 2008 e 2009, con riferimento anche in questo caso all'inceneritore di Ferrara. L'importo accertato, comprensivo di sanzioni ed interessi, è pari rispettivamente a 1.461 e 723 migliaia di euro. In data 7 gennaio 2014 è stata notificata la relativa cartella di pagamento, pari a complessivi 2.332 migliaia di euro ed in data 21 gennaio 2014 sono stati comunicati i provvedimenti di sospensione dell'iscrizione a ruolo degli avvisi di accertamento. Gli avvisi di accertamento, tutti impugnati con ricorso del 23 luglio 2012, derivano dalla riclassificazione catastale avviata a fine 2001 dall'Agenzia del Territorio di Ferrara che, relativamente all'inceneritore di Ferrara, aveva operato una riclassificazione dalla categoria E9 – esente dall'imposta per la natura di immobili "destinati a soddisfare particolari esigenze pubbliche e/o di pubblico interesse"- proposta dalla Società, alla categoria D1 "Opifici industriali", con conseguente debenza dell'imposta comunale sugli immobili (ora IMU) impugnati. Le sentenze, depositate in data 15 dicembre 2014, sono risultate tutte favorevoli alla Società.

Pertanto, la Società ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento.

Informativa sulle verifiche fiscali

Hera Spa

In data 20 dicembre 2013 sono stati notificati alla Società da parte della Direzione Regionale dell'Emilia Romagna, avvisi di accertamento relativi al periodo di imposta 2008 con i quali è stata contestata la detrazione dell'Iva sulle prestazioni relative agli interventi di realizzazione, ristrutturazione e potenziamento, delle centrali di cogenerazione con aliquota del 20%, anziché del 10%, per un valore complessivo di circa 1 milione di euro. La Società ha presentato ricorso in data 7 febbraio 2014 e con decreti presidenziali del 26 febbraio 2014 è stata disposta la provvisoria sospensione dell'esecuzione degli atti impugnati fino all'udienza del 20 maggio 2014. La CTP di Bologna, con ordinanza del 21 maggio 2014 ha confermato la sospensione dell'esecuzione degli atti impugnati dalla Società. Le sentenze, depositate in data 29 ottobre 2014, sono tutte favorevoli alla Società. Pertanto, in relazione al suddetto contenzioso, sentiti anche i propri legali, si è ritenuto di non dovere procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo prive di fondamento le violazioni contestate.

Con riferimento alla società Amga Energia e Servizi Srl a Socio Unico, controllata dalla società Amga, incorporata da Hera Spa in data 1° luglio 2014, è stato notificato un avviso di accertamento ai fini Ires per l'anno 2009 relativo all'asserita violazione del principio di competenza per perdite su crediti divenuti inesigibili. A seguito della presentazione di istanza di accertamento con adesione, al fine di poter usufruire della compensazione con l'anno di competenza corretto per la deduzione dei costi, si è proceduto al versamento delle sanzioni ridotte con atto di adesione datato 20 maggio 2015.

Herambiente Spa

In data 7 marzo 2012 iniziava presso Herambiente Spa una verifica condotta dall'Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale dell'Emilia Romagna – Ufficio Grandi Contribuenti. La verifica ha riguardato il periodo d'imposta 2009 e si è concentrata, principalmente, sulla spettanza da parte della società dell'agevolazione Irap di cui ai nn. 2), 3) e 4) del comma 1, lettera a) dell'art. 11 del D.Lgs. 446/97, c.d. "cuneo fiscale. In data 22 maggio 2012 veniva consegnato il processo verbale di constatazione, cui ha fatto seguito la presentazione, da parte della società, in data 19 luglio 2012, delle le osservazioni difensive che contestano integralmente il contenuto di tale verbale. In data 21 e 22 ottobre 2014 sono stati notificati i relativi avvisi di accertamento, contro i quali la società ha proposto ricorso: la sentenza della Commissione Tributaria Provinciale datata10 giugno 2015 è risultata favorevole alla società relativamente alla deduzione del "cuneo fiscale".

In data 12 novembre 2014 si concludeva una ulteriore verifica fiscale relativa all'Irap del 2010 e del 2011, avente ad oggetto la spettanza da parte della società dell'agevolazione Irap di cui ai nn. 2), 3) e 4) del comma 1, lettera a) dell'art. 11 del D.Lgs. 446/97, c.d. "cuneo fiscale, nonché, per il 2011, l'errata applicazione dell'aliquota Irap, non avendo la Società , in base all'interpretazione data dall'ufficio, applicato l'aliquota del 4,20% relativa alle società concessionarie. In data 24 gennaio 2015 sono state presentate le osservazioni al processo verbale di constatazione. In data 29 Aprile 2015 è stato notificato l'avviso di accertamento relativo al 2010, avverso il quale è stato proposto ricorso in data 10 giugno 2015; con decreto del 22 giugno 2015 è stata ottenuta la sospensione cautelare fino all'udienza del collegio fissata in data 12 ottobre 2015.

La società ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento.

Hera Trading Srl

In data 12 giugno 2012 iniziava presso Hera Trading Srl una verifica condotta dall'Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale dell'Emilia Romagna – Ufficio Grandi Contribuenti. La verifica ha riguardato il periodo d'imposta 2009 ed i periodi di imposta antecedenti e successivi allo stesso per gli eventuali riflessi derivanti dalle operazioni collegate a tale annualità. Particolare attenzione è stata posta dai verificatori al trattamento Iva riservato dalla Società ai contratti derivati su commodity ed indici ad essi collegati, con particolare riferimento alla qualificazione delle medesime operazioni quali "esenti" da Iva ai sensi dell'art. 10, comma 1, punto n. 4) del D.P.R. 633/72 ed alla conseguente applicazione del pro-rata di detraibilità dell'imposta ex art. 19, comma 5, del D.P.R. 633/72. In particolare la contestazione dell'Ufficio verte sulla qualificazione delle indicate operazioni sui derivati come escluse dal calcolo del pro-rata di detraibilità Iva in quanto operazioni senza dubbio "accessorie" alle operazioni imponibili relative all'attività di commercio all'ingrosso di energia elettrica e gas naturale. In data 12 luglio 2012 veniva consegnato il processo verbale di constatazione a seguito del quale la società presentava le proprie osservazioni difensive in data 11 settembre 2012 ed ulteriori memorie integrative in data 30 giugno 2014, contestandone integralmente il contenuto.

L'Ufficio ha, quindi invitato la società a presentarsi per il contraddittorio in data 19 dicembre 2014, a seguito del quale venivano consegnati atti di adesione a completa definizione di tutte le vicende:

• l'uno, avente ad oggetto l'Irap e l'Iva del 2009, con il quale veniva confermata la pretesa ai fini Irap relativa all'omessa contabilizzazione di una sopravvenienza attiva per euro 36.497,00; mentre risulta significativamente ridimensionata la pretesa ai fini Iva per mancata applicazione del pro-rata di detraibilità, (determinando l' Iva indetraibile relativa a costi promiscui sostenuti sia per per l'attività esente che per quella imponibile, pari a euro 149.180,00);
• l'altro, avente ad oggetto l'Ires del 2009, conferma la pretesa ai fini Ires già contenuta nel PVC e relativa all'omessa contabilizzazione di sopravvenienza attiva, pari a euro 208.232,00, consentendone tuttavia la deduzione nell'esercizio 2014 di effettiva contabilizzazione della medesima, rimanendo la società incisa per la sola sanzione, pari ad euro 81.576,00.

Ulteriore oggetto di disamina e successiva contestazione è stata l'applicazione dell'aliquota Irap maggiorata prevista per l'attività di produzione e distribuzione di energia elettrica, gas e calore di cui all'art. 1 della L.R. Emilia Romagna n. 19/2006. Al riguardo la società ha ricevuto dall'Amministrazione Finanziaria quanto segue in relazione ai rispettivi periodo d'imposta.

• 2008: in data 3 febbraio 2012 cartella di pagamento per un ammontare complessivo pari ad euro 126.624,91, avverso la quale la società ha proposto ricorso. L'udienza per il merito si è svolta in data 15 maggio 2013. La sentenza, depositata in data 20 giugno 2013, è risultata sfavorevole; si è quindi proceduto al pagamento della cartella e, contestualmente, è stato presentato appello in data 31 gennaio 2014.
• 2009: il 10 ottobre 2012 una comunicazione di irregolarità per euro 282.385,05 avverso la quale è stato proposto ricorso in data 7 dicembre 2012. La CTP di Bologna ha depositato la sentenza in data 28 maggio 2014 con la quale ha respinto il ricorso della società; in data 8 gennaio 2015 è stato notificato il ricorso in appello. In data 13 maggio 2013 è stata notificata la relativa cartella di pagamento, comprensiva di sanzioni e interessi, per euro 376.353,23 avverso la quale è stato proposto ricorso in data 5 Luglio 2013 dinanzi alla CTP di Bologna e di Trieste. In data 25 novembre 2013 la cartella è stata pagata, in quanto nel frattempo l'istanza di sospensione, inizialmente accordata, non è stata confermata. Si resta in attesa della fissazione dell'udienza di trattazione del ricorso.
• 2007: il 28 dicembre 2012, a seguito della segnalazione contenuta nel processo verbale di constatazione sopra citato, un avviso di accertamento, per un ammontare di euro 110.246,47 contro il quale la società ha proposto ricorso in data 26 febbraio 2013. Con ordinanza del 27 giugno 2013 la CTP di Bologna ha respinto l'istanza di sospensione e la Società ha provveduto al pagamento del terzo degli importi dovuti a titolo provvisorio per imposte ed interessi. La CTP di Bologna ha depositato la sentenza in data 22 luglio 2014, sfavorevole alla Società; in data 30 Aprile 2015 è stata pagato il secondo terzo a titolo provvisorio per euro 21.841,89. Sono pendenti i termini per la proposizione del ricorso in appello.
• 2011: in data 10 febbraio 2015 avviso di irregolarità, per un ammontare pari a euro 131.305,88, pagato in data 13 febbraio 2015.

In data 28 gennaio 2015 iniziava presso la Hera Trading S.r.l. una verifica fiscale condotta dalla Guardia di Finanza – Nucleo di Polizia Tributaria di Bologna riguardante, inizialmente, il periodo di imposta 2013, ma poi estesa ai periodi ancora aperti ad accertamento, (esercizi dal 2010 e fino al 2014). Tale verifica, che si è conclusa con la notifica del Processo Verbale di constatazione in data 9 luglio 2015, ha avuto ad oggetto il corretto trattamento ai fini delle imposte dirette dei costi sostenuti dalla società nei confronti di soggetti residenti nei paesi c.d. "black list", ai sensi dell'art. 110, commi 10 e seguenti, del TUIR, nonché la correttezza della deduzione ai fini Ires degli oneri da valutazione, al netto dei relativi proventi, relativi ai derivati sulle commodities ed ai certificati ambientali, oltre alla violazione relativa all'Irap maggiorata di cui alla Legge Regionale dell'Emilia Romagna relativa al periodo di imposta 2013. La Società sta attualmente predisponendo le osservazioni al suddetto PVC e studiando le opportune misure difensive da intraprendere nelle sedi competenti.

La società, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i conteziosi in oggetto.

Hera Comm Srl

Con riferimento all'applicazione dell'aliquota Irap maggiorata prevista per l'attività di produzione e distribuzione di energia elettrica, gas e calore di cui all'art. 1 della L.R. Emilia Romagna n. 19/2006 la società ha ricevuto dall'Amministrazione Finanziaria quanto segue in relazione ai rispettivi periodo d'imposta

• 2008: in data 13 marzo 2012 cartella di pagamento per un ammontare pari ad euro 126.940,20 contro la quale la Società ha proposto ricorso. L'udienza per la sospensione dell'atto si è svolta il 16 gennaio 2013 (la società nelle more ha pagato la cartella scaduta), mentre l'udienza per il merito si è svolta in data 15 maggio 2013. La sentenza, depositata in data 20 giugno 2013, è risultata sfavorevole. È quindi stato presentato appello in data 31 gennaio 2014.
• 2009: in data 11 ottobre 2012 comunicazione di irregolarità per € 376.174,78 avverso la quale è stato proposto ricorso il 7 dicembre 2012. In data 19 aprile 2013 è stata notificata la cartella di pagamento, comprensiva di sanzioni e interessi, per euro 485.807,67 avverso la quale la Società ha proposto ricorso in data 3 maggio 2013. Il 4 aprile si è svolta l'udienza di trattazione ed in data 28 maggio 2014 è stata depositata la sentenza che è risultata sfavorevole alla società che ha provveduto al pagamento della la cartella. È quindi stato presentato appello in data 8 gennaio 2015.
• 2010: comunicazione di irregolarità per Euro 564.338,19 contro la quale la Società ha proposto ricorso in data 19 Luglio 2013. La CTP di Bologna ha depositato la relativa sentenza in data 2 febbraio 2015, sfavorevole alla Società. Sono pendenti i termini per la proposizione dell'eventuale appello. In data 31 marzo 2014 è stata notificata la relativa cartella di pagamento per euro 713.478,01, comprensiva di sanzioni e interessi, avverso la quale la è stato proposto ricorso in data 16 Maggio 2014. In data 30 Maggio 2014, con decreto presidenziale, è stata accordata la sospensione dell'esecuzione fino al 16 Giugno 2014. In data 17 giugno 2014 la sospensione è stata respinta con ordinanza della Commissione di Bologna e si è proceduto quindi al pagamento della relativa cartella.
• 2011: in data 16 dicembre 2014 avviso di irregolarità, per un ammontare pari a euro 922.146,63, pagato in data 15 gennaio 2015.

La società, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i conteziosi in oggetto.

In data 12 marzo 2013 iniziava presso Hera Comm Srl una verifica fiscale ai fini dell'Ires, dell'Irap e dell'IVA, condotta dalla Guardia di Finanza – Nucleo Polizia Tributaria Bologna. In data 13 giugno 2013 è stato ricevuto il processo verbale di constatazione dal quale emerge un unico rilievo in materia di cessioni di crediti pro-soluto e perdite su crediti. In particolare, con riferimento ad uno dei suddetti contratti è stato rilevato il differimento della competenza di una quota di perdite su crediti pari a 638 migliaia di euro, accertando maggiori imposte per Ires e Robin tax pari a 211 migliaia di euro. In data 13 giugno 2013 veniva consegnato il processo verbale di constatazione ; in data 28 ottobre 2014 sono stati notificati i relativi avvisi di accertamento che sono stati definiti in data 22 dicembre 2014 mediante il pagamento di complessivi euro 357.538,17. È stata presentata, in data 11 maggio 2015, l'istanza di rimborso per l'imposta Ires e Robin tax, pari a d euro 277.621,67, dovute all'accertato differimento di competenza delle perdite su crediti.

Il Gruppo ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento.

14 Utile per azione

euro migliaia	1°semestre 2015	1° semestre 2014
Utile (perdita) del periodo attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità capogruppo (A)	107.294	96.257
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azione:
- base (B)	1.473.861.996	1.410.286.532
- diluito (C)	1.473.861.996	1.410.286.532
Utile (perdita) per azione (in euro)
- base (A/B)	0,073	0,068
- diluito (A/C)	0,073	0,068

L'utile base per azione è calcolato relativamente al risultato economico attribuibile ai possessori di strumenti ordinari di capitale dell'entità capogruppo. L'utile diluito per azione è pari a quello base in quanto non esistono altre categorie di azioni diverse da quelle ordinarie e non esistono strumenti convertibili in azioni.

Alla data di riferimento del presente bilancio consolidato, il capitale sociale della capogruppo Hera Spa risulta composto da n. 1.489.538.745 azioni ordinarie rispetto a n. 1.421.342.617 azioni ordinarie al 30 giugno 2014 utilizzate nella determinazione dell'utile per azione di base e diluito.

15 Immobilizzazioni materiali

	30-giu-15	di cui detenuti tramite leasing finanziario	31-dic-14	di cui detenuti tramite leasing finanziario	Variazioni
Terreni e fabbricati	548.615	16.977	558.263	17.206	(9.648)
Impianti e macchinari	1.265.340	16.437	1.307.533	17.374	(42.193)
Altri beni mobili	115.753	603	117.081	887	(1.328)
Immobilizzazioni in corso e acconti	88.992		80.821	-	8.171
Totale	2.018.700	34.017	2.063.698	35.467	(44.998)

Le immobilizzazioni materiali sono esposte al netto del relativo fondo ammortamento e presentano la seguente composizione e variazione:

	Valore iniziale netto	Investimenti	Disinvestimenti	Ammortamenti	consolidamento dell'area di Variazione	Altre variazioni	Valore finale netto	di cui Valore finale lordo	di cui Fondo ammortamento
30-giu-14
Terreni e fabbricati	535.073	601	-	(7.342)	981	746	530.059	661.673	(131.614)
Impianti e macchinari	1.345.389	8.811	(277)	(63.311)	581	14.308	1.305.501	2.366.347	(1.060.846)
Altri beni mobili	116.519	5.747	(167)	(14.363)	280	5.274	113.290	396.651	(283.361)
Immobilizzazione in corso ed acconti	108.000	29.741	(114)	-		294 (22.096)	115.825	115.825	-
	2.104.981	44.900	(558)	(85.016)	2.136	(1.768)	2.064.675	3.540.496	(1.475.821)
30-giu-15
Terreni e fabbricati	558.263	1.116	(3.332)	(8.057)	-	625	548.615	699.069	(150.454)
Impianti e macchinari	1.307.533	6.878	(2.440)	(57.521)	-	10.890	1.265.340	2.442.112	(1.176.772)
Altri beni mobili	117.081	5.717	(202)	(13.963)	-	7.120	115.753	401.264	(285.511)
Immobilizzazione in corso ed acconti	80.821	26.531	(75)	-	-	(18.285)	88.992	88.992	-
	2.063.698	40.242	(6.049)	(79.541)	-	350	2.018.700	3.631.437	(1.612.737)

Terreni e fabbricati, pari a 548.615 migliaia di euro sono costituiti per 111.700 migliaia di euro da terreni e per 436.915 migliaia di euro da fabbricati. Trattasi principalmente di siti di proprietà adibiti ad accogliere gli impianti produttivi del Gruppo. Il decremento di 3.332 migliaia di euro è prevalentemente riferibile alla demolizione di un fabbricato ad uno uffici.

Impianti e macchinari, pari a 1.265.340 migliaia di euro sono costituiti principalmente dalle reti di distribuzione e dagli impianti relativi ai business non rientranti in regime di concessione e quindi teleriscaldamento ed energia elettrica sul territorio di Modena, smaltimento e trattamento rifiuti, depurazione e compostaggio, recupero materia e trattamento chimico fisico, digestori anaerobici, oltre agli impianti di trattamento dei rifiuti speciali.

Altri beni mobili, pari a 115.753 migliaia di euro comprendono le attrezzature, i cassonetti per lo smaltimento rifiuti per 62.574 migliaia di euro, i beni mobili ed arredi per 5.003 migliaia di euro, le macchine elettroniche per 9.272 migliaia di euro e gli automezzi e le autovetture per 38.904 migliaia di euro.

Immobilizzazioni in corso e acconti, pari a 88.992 migliaia di euro sono costituite principalmente dagli investimenti realizzati per lo sviluppo del teleriscaldamento, della rete di distribuzione dell' energia elettrica, da sostituzioni periodiche di componenti relativi agli impianti di termovalorizzazione.

Le altre variazioni riguardano principalmente le riclassifiche, dalle immobilizzazioni in corso alle specifiche categorie, per i cespiti entrati in funzione nel corso del periodo oltre a riclassifiche da immobilizzazioni materiali ad attività immateriali.

Per un'analisi più puntuale degli investimenti del semestre si rinvia a quanto riportato nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.01.02.

16 Attività immateriali

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Diritti di brevetti industriali ed opere ingegno	49.199	47.916	1.283
Concessioni licenze marchi e simili	105.070	110.658	(5.588)
Servizi pubblici in concessione	2.350.045	2.370.220	(20.175)
Attitività immateriali in corso ed acconti servizi pubblici in concessione	188.868	134.450	54.418
Attitività immateriali in corso ed acconti	43.401	54.159	(10.758)
Altre	80.306	79.644	662
Totale	2.816.889	2.797.047	19.842

Le attività immateriali sono esposte al netto del relativo fondo ammortamento e presentano la seguente composizione e variazione:

	Valore iniziale netto	Investimenti	Disinvestimenti	Ammortamenti	Variazione dell'area di consolidamento	Altre variazioni	Valore finale netto	di cui Valore finale lordo	di cui Fondo ammortamento
30-giu-14
Diritti di brevetti industriali ed opere ingegno	37.217	775	-	(8.749)	-	19.050	48.293	257.748	(209.455)
Concessioni licenze marchi e simili	114.864	399	-	(6.410)	3	1.006	109.862	369.630	(259.768)
Servizi pubblici in concessione	2.138.814	18.738	(59)	(58.069)	30.733	34.610	2.164.767	3.297.824	(1.133.057)
Attività immateriali in corso ed acconti servizi pubblici in concessione	143.526	59.277	-	-	914	(33.787)	169.930	169.930	-
Attività immateriali in corso ed acconti	48.373	11.282	-	-	93	(19.799)	39.949	39.949	-
Altre	47.168	1.901	-	(3.866)	966	579	46.748	121.739	(74.991)
	2.529.962	92.372	(59)	(77.094)	32.709	1.659	2.579.549	4.256.820	(1.677.271)
30-giu-15
Diritti di brevetti industriali ed opere ingegno	47.916	317	-	(9.800)	-	10.766	49.199	282.122	(232.923)
Concessioni licenze marchi e simili	110.658	359	-	(5.863)	-	(84)	105.070	379.381	(274.310)
Servizi pubblici in concessione	2.370.220	10.541	(123)	(64.745)	-	34.152	2.350.045	3.687.730	(1.337.685)
Attività immateriali in corso ed acconti servizi pubblici in concessione	134.450	81.301	-	-	-	(26.883)	188.868	188.868	-
Attività immateriali in corso ed acconti	54.159	11.341	(3.925)	-	-	(18.174)	43.401	43.401	-
Altre	79.644	680	-	(5.686)	5.164	504	80.306	164.161	(83.855)
	2.797.047	104.539	(4.048)	(86.094)	5.164	281	2.816.889	4.745.663	(1.928.773)

Diritti di brevetto industriale e opere ingegno, pari a 49.199 migliaia di euro sono relativi principalmente ai costi sostenuti per l'acquisto e l'implementazione dei sistemi informativi aziendali e relativi applicativi.

Concessioni licenze marchi e simili, pari a 105.070 migliaia di euro sono costituiti in massima parte dal valore dei diritti relativi alle attività di distribuzione gas e ciclo idrico integrato, classificati nelle attività immateriali anche antecedentemente alla prima applicazione dell'interpretazione Ifric 12 – Accordi per servizi in concessione.

Servizi pubblici in concessione, pari a 2.350.045 migliaia di euro sono costituiti dai beni relativi alle attività di distribuzione gas, distribuzione energia elettrica (territorio di Imola), ciclo idrico integrato ed illuminazione pubblica oggetto di concessione da parte degli enti pubblici di riferimento. Tali rapporti di concessione ed i relativi beni, inerenti

Approvata nel Cda di Hera Spa del 26 agosto 2015

l'esercizio dell'attività sui quali il Gruppo detiene i diritti all'utilizzo, sono contabilizzati applicando il modello dell'attività immateriale come previsto dall'interpretazione Ifric 12.

Attività immateriali in corso ed acconti servizi pubblici in concessione, pari a 188.868 migliaia di euro si riferiscono agli investimenti correlati alle medesime concessioni che risultano ancora da ultimare alla data di fine esercizio.

Attività immateriali in corso e acconti, pari a 43.401 migliaia di euro sono costituite principalmente da progetti informatici non ancora ultimati.

Altre, pari a 80.306 migliaia di euro sono costituite principalmente dai diritti di godimento ed utilizzazione di reti ed infrastrutture per il passaggio e la posa in opera di reti di telecomunicazione, da diritti contrattuali pluriennali e da liste clienti acquisite in operazioni di aggregazione.

Le altre variazioni comprendono le riclassifiche delle immobilizzazioni in corso alle rispettive categorie specifiche per i cespiti entrati in funzione nel corso dell'esercizio, oltre a riclassifiche ad immobilizzazioni materiali.

Gli importi indicati nella colonna "Variazione area di consolidamento" in corrispondenza della voce "Altre" comprendono, inoltre, la valorizzazione delle liste clienti correlate all'entrata nell'area di consolidamento della società Alento Gas Srl, così come illustrato nel paragrafo Variazione dell' area di consolidamento di cui alle presenti note.

Per un'analisi più puntuale degli investimenti dell'anno si rinvia a quanto riportato nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.01.02.

17 Investimenti Immobiliari

Gli investimenti immobiliari sono costituiti da locali commerciali situati all'interno del palazzo "Modello" di Trieste oltre ad alcuni appartamenti di proprietà dati in locazione.

18 Avviamento

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Avviamento	323.604	323.604	-
Avviamento da procedura di consolidamento	54.960	54.960	-
Totale	378.564	378.564	-

La voce Avviamento deriva principalmente dalle seguenti operazioni:

• operazione d'integrazione che nel 2002 ha dato origine a Hera Spa, 81.258 migliaia di euro;
• acquisizione del controllo mediante fusione di Agea Spa avvenuta con efficacia 1° gennaio 2004, 41.659 migliaia di euro;
• acquisizione del controllo del Gruppo Meta avvenuta alla fine dell'esercizio 2005, per effetto della fusione di Meta Spa in Hera Spa, 117.686 migliaia di euro;
• integrazione di Geat Distribuzione Gas in Hera Spa con efficacia 1° gennaio 2006, 11.670 migliaia di euro;
• acquisizione del controllo di Sat Spa, mediante fusione in Hera Spa, avvenuta con efficacia 1° gennaio 2008, 54.883 migliaia di euro.

I principali Avviamenti da procedura di consolidamento derivano dall'integrazione delle seguenti società :

• Marche Multiservizi Spa, 20.790 migliaia di euro;
• Hera Comm Marche Srl, 4.565 migliaia di euro;
• Medea Spa, 3.069 migliaia di euro;
• Asa Scpa, 2.789 migliaia di euro;
• Hera Luce Srl, 2.328 migliaia di euro;
• Gastecnica Galliera Srl, 2.140 migliaia di euro.

Le voci residuali di avviamenti e avviamento da procedura di consolidamento si riferiscono ad operazioni minori.

In accordo con quanto previsto dallo Ias 36 e in assenza di trigger events, come previsto dal principio stesso, non è stato predisposto il test di impairment sugli avviamenti iscritti al 30 giugno 2015.

19 Partecipazioni

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Joint Venture
Elettrogorizia Spa	2.869	3.085	(216)
Enomondo Srl	11.873	11.207	666
EstEnergy	9.059	8.469	590
Totale	23.801	22.761	1.040

Collegate
Aimag Spa	43.339	43.222	117
Ghirlandina Solare Srl	51	48	3
Q.Thermo Srl	1.254	1.264	(10)
Set Spa	35.934	36.177	(243)
Sgr Servizi Spa	19.154	18.991	163
Sosel Spa	649	745	(96)
Tamarete Energia S.r.l.	6	-	6
Totale	100.387	100.447	(60)

Controllate, joint venture e collegate non consolidate
Adrialink Srl	167	167	-
Energo doo	5.000	5.000	-
Sei Spa	902	902	-
Altre minori	402	383	19
Totale	6.471	6.452	19

Altre imprese
Calenia Energia Spa	7.000	7.000	-
Galsi Spa	12.082	12.082	-
Altre minori	4.053	4.066	(13)
Totale	23.135	23.148	(13)
Totale partecipazioni	153.794	152.808	986

Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2014 di joint venture e società collegate riflettono il recepimento degli utili/perdite pro-quota consuntivati dalle rispettive società (incluse le altre componenti di conto economico complessivo), nonché la riduzione del valore per eventuali dividendi distribuiti.

Tra le Altre imprese, la voce Altre minori è composta principalmente dalla partecipazione non qualificata in Veneta Sanitaria Finanza di Progetto Spa detenuta al 17,50% e avente valore di carico di 3.587 migliaia di euro. La società ha per oggetto la progettazione ed esecuzione del nuovo ospedale di Mestre in località Norgo Pezzana di Zelarino.

In data 8 giugno 2015 è stata costituita la società HestAmbiente Srl da parte di AcegasApsAmga Spa, attualmente non operativa.

20 Attività finanziarie

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Crediti per finanziamenti	69.467	50.648	18.819
Titoli in portafoglio	2.750	1.879	871
Crediti finanziari diversi	32.290	31.082	1.208
Totale attività finanziarie non correnti	104.507	83.609	20.898
Crediti per finanziamenti	21.262	27.744	(6.482)
Titoli in portafoglio	5.503	9.505	(4.002)
Crediti finanziari diversi	7.435	7.901	(466)
Totale attività finanziarie correnti	34.200	45.150	(10.950)
Totale disponibilità liquide	423.914	834.495	(410.581)
Totale attività finanziarie e disponibilità liquide	562.621	963.254	(400.633)

Crediti per finanziamenti, comprendono finanziamenti infruttiferi, o regolati a tassi di mercato, concessi alle seguenti società:

	30-giu-15				31-dic-14
	Quota non corrente	Quota corrente	Totale	Quota non corrente	Quota corrente	Totale
Enomondo Srl	-	4.100	4.100	-	4.850	4.850
EstEnergy Spa	-	-	-	-	6.630	6.630
Oikothen Scarl	2.472	-	2.472	2.472	-	2.472
Sei Spa	-	4.409	4.409	-	4.379	4.379
Set Spa	33.408	5.223	38.631	14.349	2.832	17.181
Tamarete Energia Srl	31.667	1.078	32.745	32.529	1.360	33.889
Trading Srl conti vincolati	-	1.801	1.801	-	2.411	2.411
Unirecuperi Srl (Gruppo Unieco)	-	4.000	4.000	-	4.000	4.000
Altre minori	1.920	651	2.571	1.298	1.282	2.580
Totale	69.467	21.262	90.729	50.648	27.744	78.392

Rispetto al 31 dicembre 2014 si segnalano le seguenti principali variazioni:

• Estenergy Spa, totale rimborso del finanziamento fruttifero concesso alla società a controllo congiunto per 6.630 migliaia di euro;
• Set Spa, erogazione di una tranche di 21.450 migliaia di euro a seguito della concessione di una nuova linea di finanziamento che potrà essere utilizzata sino al 30 giugno 2027.

In relazione alle prospettive di incasso del credito di 4.000 migliaia di euro nei confronti di Unirecuperi Srl si segnala che nel mese di marzo 2013 Unieco Srl presentava ricorso ex art. 161, sesto comma, della legge fallimentare. In data 9 luglio 2013, con il deposito presso il Tribunale di Reggio Emilia del ricorso per l'omologazione degli accordi conclusi con i creditori ai sensi dell'art. 182 bis RD 267/1942, è cessata la sottoposizione di Unieco Scrl al procedimento di preconcordato. Il processo di ristrutturazione non ha riguardato il credito di Asa Scpa nei confronti di Unirecuperi Srl, per il quale, pertanto, non si ravvisano criticità legate all'esigibilità.

La voce Titoli in portafoglio comprende, nella parte non corrente, obbligazioni emesse da Banca delle Marche per 309 migliaia di euro, oltre ad obbligazioni emesse da BPER per 1.441 migliaia di euro in sostituzione e ricostituzione del pegno posto a garanzia del post mortem della discarica gestita dalla controllata Asa. Quest'ultima ha inoltre investito una somma complessiva di 1.000 migliaia di euro in parte in una polizza assicurativa ed in parte in Sicav.

Nella parte corrente sono iscritte obbligazioni e altri titoli sottoscritti dalla controllata Herambiente Spa.

Crediti finanziari diversi, nella parte non corrente sono ricomprese le seguenti posizioni finanziarie regolate a tassi di mercato nei confronti di :

• Comune di Padova relativamente alla costruzione di impianti fotovoltaici il cui rimborso è previsto al termine del 2030 per 17.526 migliaia di euro;
• Consorzio di Comuni "Collinare" per 11.299 migliaia di euro, acquisito per effetto dell'integrazione del Gruppo Amga, rappresenta il credito per l'indennizzo spettante al gestore uscente al termine dell'affidamento della gestione del servizio di distribuzione gas;
• forniture di energia elettrica per impianti di illuminazione pubblica al Comune di Padova per il quale è stata accordata una regolazione in 10 anni per 1.619 migliaia di euro.

La parte corrente è costituita principalmente da:

• crediti per contributi destinati alla realizzazione di impianti del servizio idrico integrato il cui riconoscimento è già stato approvato e deliberato dalle Autorità competenti e per i quali si è in attesa della materiale erogazione per 3.313 migliaia di euro;
• credito verso CAFC Spa a seguito della cessione del ramo d'azienda inerente il servizio idrico integrato della città di Udine per 2.000 migliaia di euro;
• forniture di energia elettrica per impianti di illuminazione pubblica al Comune di Padova per 962 migliaia di euro, (si rinvia al commento di cui sopra);

Disponibilità liquide e mezzi equivalenti, comprendono il denaro contante, i valori ad esso assimilabili, gli assegni bancari e circolari esistenti presso la cassa principale e le casse decentrate, per complessivi 75 migliaia di euro. Comprendono, inoltre, i depositi presso banche e istituti di credito in genere disponibili per le operazioni correnti, nonché i conti correnti postali per complessivi 423.839 migliaia di euro. Per meglio comprendere le dinamiche finanziarie intervenute nel corso dell'esercizio 2015 si rinvia al rendiconto finanziario, oltre che ai commenti riportati nella relazione sulla gestione.

21 Attività e passività fiscali differite

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Attività per imposte anticipate	144.809	135.022	9.787
Compensazione fiscalità differita	(68.353)	(69.772)	1.419
Crediti per imposta sostitutiva	2.577	2.848	(271)
Totale attività fiscali differite nette	79.032	68.098	10.934
Passività per imposte differite	84.560	84.856	(296)
Compensazione fiscalità differita	(68.353)	(69.772)	1.419
Totale passività fiscali differite nette	16.207	15.084	1.123

Le Attività per imposte anticipate sono generate dalle differenze temporanee tra l'utile di bilancio e l'imponibile fiscale, principalmente in relazione al fondo svalutazione crediti, a fondi per rischi e oneri e ad ammortamenti civili maggiori di quelli fiscalmente rilevanti.

Le Passività per imposte differite sono generate dalle differenze temporanee tra l'utile di bilancio e l'imponibile fiscale, principalmente in relazione a maggiori deduzioni effettuate negli esercizi precedenti per fondi rischi ed oneri ed a valori di beni materiali fiscalmente non rilevanti.

Attività e passività fiscali differite sono compensate laddove vi sia un diritto legalmente esercitabile di compensare le attività fiscali correnti con le corrispondenti passività fiscali correnti.

La voce Crediti per imposta sostitutiva, configurandosi quale anticipo della fiscalità corrente, rappresenta l'imposta corrisposta per l'affrancamento ai fini fiscali di avviamenti rilevati in esercizi precedenti.

22 Strumenti finanziari derivati

	Gerarchia	Sottostante	30-giu-15		31-dic-14
Attività / Passività non correnti	fair value coperto		Fair Value Attività	Fair Value Passività	Fair Value Attività	Fair Value Passività
Derivati su tassi
- Interest rate Swap	2	Finanziamenti	112.084	31.932	103.096	36.783
- Interest rate Option	2	Finanziamenti		117		175
Totale derivati su tassi			112.084	32.049	103.096	36.958
Derivati su cambi (operazioni finanziarie)
- Cross Currency Swap	2	Finanziamenti	3.458			1.457
Totale derivati su cambi (operazioni finanziarie)		3.458	-		1.457
Totale			115.542	32.049	103.096	38.415

	Gerarchia	Sottostante	30-giu-15		31-dic-14
Attività / Passività correnti	fair value	coperto	Fair Value Attività	Fair Value Passività	Fair Value Attività	Fair Value Passività
Derivati su tassi
- Interest rate Swap	2	Finanziamenti				1.703
Totale derivati su tassi			-	-	-	1.703
Derivati su commodity
- Swap	3	Commodity	433	1.817	1.482	1.567
- Swap	2	Commodity	10.582	14.297	22.654	28.282
Totale derivati su commodity			11.015	16.114	24.136	29.849
Derivati su cambi (operazioni commerciali)
- Swap	2	Tasso di Cambio EUR/USD		396		377
Totale derivati su cambi (operazioni commerciali)			-	396	-	377
Totale			11.015	16.510	24.136	31.929

Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle attività non correnti ammontano a 115.542 migliaia di euro (103.096 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e si riferiscono per 112.084 migliaia di euro a derivati su tassi e 3.458 migliaia di euro a derivati su cambi relativi a operazioni di finanziamento. Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle passività non correnti ammontano a 32.049 migliaia di euro (38.415 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e sono interamente relativi a derivati su tassi.

Gli strumenti finanziari iscritti tra le attività e passività correnti rappresentano i contratti derivati la cui realizzazione è prevista entro l'esercizio successivo. Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle attività correnti ammontano a 11.015 migliaia di euro (24.136 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e si riferiscono interamente a derivati su commodity. Gli strumenti finanziari derivati classificati nelle passività correnti ammontano a 16.510 migliaia di euro (31.929 migliaia di euro al 31 dicembre 2014); si riferiscono per 16.114 migliaia di euro a derivati su commodity e per 396 migliaia di euro a derivati su cambi relativi a operazioni commerciali.

Relativamente ai derivati su tassi correnti e non correnti, al 30 giugno 2015, l'esposizione netta del Gruppo risulta essere positiva per 80.035 miigliaia di euro, rispetto ad un'esposizione sempre positiva di 64.435 migliaia di euro al 31 dicembre 2014. La rilevante variazione del fair value rispetto all'esercizio precedente è riconducibile prevalentemente alla ulteriore flessione della curva dei tassi registrata nel primo semestre nell'ambito delle coperture di passività finanziarie a tasso fisso.

Il fair value dei derivati sottoscritti a copertura del tasso di cambio e del fair value dei finanziamenti in valuta, al 30 giugno 2015, risulta essere positiva per 3.458 migliaia di euro rispetto ad una valutazione negativa, pari a 1.457 migliaia di euro, al 31 dicembre 2014. La variazione positiva del fair value è da ricondurre in parte al decremento della curva dei tassi euro e in parte all'effetto cambio, essendosi lo Yen Giapponese apprezzatosi sull'Euro nei primi sei mesi del 2015.

Al 30 giugno 2015 il fair value netto dei derivati su commodity e dei derivati su cambi relativi ad operazioni commerciali risulta essere negativo per 5.495 migliaia di euro, rispetto ad un fair value negativo di 6.090 migliaia di euro al 31 dicembre 2014. L'aumento del valore assoluto del fair value di attività e passività rispetto al 31 dicembre 2014 è connessa, specie con riferimento ai contratti indicizzati alle "Formule Energia Elettrica" che costituiscono la parte preponderante della massa gestita, sia all'aumento dei volumi oggetto di operazioni di swap alla data in esame sia alla dinamica del PUN nel caso dei contratti ad esso correlati.

Il fair value degli strumenti finanziari, sia su tassi di interesse sia su tassi di cambio, è desunto da quotazioni di mercato; in assenza di prezzi quotati in mercati attivi si utilizza il metodo dell'attualizzazione dei flussi di cassa futuri prendendo a riferimento parametri osservabili sul mercato. I fair value dei contratti derivati su commodity sono determinati utilizzando input direttamente osservabili sul mercato laddove disponibili. La metodologia di calcolo del fair value degli strumenti in oggetto include la valutazione del non-performance risk, se ritenuta rilevante. Tutti i contatti derivati stipulati dal Gruppo sono in essere con primarie controparti istituzionali.

Nel corso del primo semestre 2015 non vi sono stati trasferimenti tra i vari livelli del fair value sopra indicati.

Derivati di copertura su tassi / cambi (operazioni finanziarie)
Tipologia Tipologia	Sottostante		30-giu-15			31-dic-14
		Fair Value Attività	Fair Value Passività	Effetto netto	Fair Value Attività	Fair Value Passività	Effetto netto
- Cash Flow Hedge	Finanziamenti	-	2.453	(2.453)	-	4.761	(4.761)
- Fair Value Hedge	Finanziamenti	3.458	26.941	(23.483)	103.096	35.357	67.739
- Non Hedge Accounting	Finanziamenti	112.084	2.655	109.429	-	-	-
Totale fair value		115.542	32.049	83.493	103.096	40.118	62.978
Tipologia	Sottostante	30-giu-15				30-giu-14
		Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
- Cash Flow Hedge	Finanziamenti	-	770	(770)	-	2.479	(2.479)
- Fair Value Hedge	Finanziamenti	14.064	5.533	8.531	76.368	26.342	50.026
- Non Hedge Accounting	Finanziamenti	28.617	24.850	3.767	1	1	-
Totale proventi / oneri		42.681	31.153	11.528	76.369	28.822	47.547

Gli strumenti finanziari derivati su tassi e cambi in essere al 30 giugno 2015, sottoscritti a copertura di finanziamenti, possono essere distinti nelle seguenti classi (importi in migliaia di euro):

I derivati su tassi d'interesse identificati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge) presentano un fair value negativo pari a 2.453 migliaia di euro (4.761 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e rappresentano derivati a copertura di finanziamenti a tasso variabile. La variazione positiva è dovuta prevalentemente al rimborso/estinzione di parte dei finanziamenti sottostanti. I proventi e gli oneri associati a tale classe di derivati sono relativi ai flussi di cassa realizzati e alla rilevazione della quota di competenza dei flussi futuri, che si manifesteranno finanziariamente nel periodo successivo.

I derivati su tassi di interesse e su tassi di cambio, identificati come coperture del fair value di passività iscritte a bilancio (fair value hedge), presentano un fair value complessivo negativo pari a 23.483 migliaia di euro rispetto ad un fair value positivo di 67.739 migliaia di euro al 31 dicembre 2014. La significativa variazione negativa nel periodo, pari a 91.222 migliaia di euro, è prevalentemente riconducibile all'operazione di offset dei derivati a copertura dei finanziamenti passivi scadenti nel 2019 e nel 2021 (entrambi Bond con nozionale di 500 milioni di euro). In merito a ciò si segnala che, in data 28 maggio 2015, il Gruppo ha deciso di ristrutturare il proprio portafoglio derivati nell'ambito della rivisitazione del bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e variabile. Tale ristrutturazione ha comportato la revoca di alcune relazioni di copertura e la sottoscrizione di nuovi contratti derivati non qualificabili come di copertura ai sensi dello IAS 39. I nuovi contratti derivati, pur essendo classificati come non hedge accounting, hanno come scopo precipuo la copertura dalle fluttuazioni dei tassi di interesse ed ha impatto nullo a conto economico.

La restante parte della fluttuazione è da attribuirsi ai derivati rimasti classificati come Fair Value Hedge a copertura del Bond avente nozionale pari a 20 miliardi di yen, ed è spiegata dal già citato effetto combinato della curva dei tassi di cambio euro/yen e dalla flessione della curva dei tassi di interesse.

Si precisa che, in presenza di finanziamenti in valuta, il nozionale espresso in euro del derivato rappresenta la conversione al tasso di cambio originario oggetto di copertura. Nello specifico, la passività finanziaria oggetto di copertura alla data risulta essere unicamente il prestito obbligazionario denominato in yen giapponesi avente un nozionale residuo di 20 miliardi di yen. La valutazione di tali derivati ha determinato l'iscrizione di proventi finanziari netti per 11.875 migliaia di euro; contemporaneamente si è proceduto alla rettifica del valore dei finanziamenti sottostanti rilevando oneri finanziari per 11.742 migliaia di euro. Si noti invece che i proventi iscritti come rettifica del valore dei finanziamenti pari a 7.836 migliaia di euro rappresentano l'effetto della copertura di fair value hedge sui bond 2019 e 2021 sino alla revoca delle coperture avvenuta con la sopra citata operazione di offset in data 28 maggio 2015.

Al 30 giugno 2015 la ripartizione di proventi ed oneri riferiti alle passività sottostanti, rettificate per gli utili e le perdite attribuibili al rischio coperto, risulta essere la seguente:

Sottostanti coperti	1° semestre 2015			1° semestre 2014
	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Valutazione passività finanziarie	7.836	11.742	(3.906)	1.198	44.675	(43.477)
Totale	7.836	11.742	(3.906)	1.198	44.675	(43.477)

I restanti derivati su tassi d'interesse non in hedge accounting presentano un fair value pari a 109.429 migliaia di euro e rappresentano la riclassifica dei derivati conseguente all'operazione di offset avvenuta in data 28 maggio 2015 per la cui trattazione si rimanda a quanto illustrato precedentemente.

Gli strumenti finanziari derivati su commodity in essere al 30 giugno 2015 possono essere così sintetizzati (importi in migliaia di euro):

Derivati su commodity / cambi (operazioni commerciali)
			30-giu-15			31-dic-14
Tipologia	Sottostante	Fair Value Attività	Fair Value Passività	Effetto netto	Fair Value Attività	Fair Value Passività	Effetto netto
- Non Hedge Accounting	Operazioni su Commodity	11.015	16.510	(5.495)	24.136	30.226	(6.090)
Totale fair value		11.015	16.510	(5.495)	24.136	30.226	(6.090)
		30-giu-15				30‐giu‐14
Tipologia	Sottostante	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
- Non Hedge Accounting	Operazioni su Commodity	61.169	63.607	(2.438)	12.228	13.012	(784)
Totale proventi / oneri		61.169	63.607	(2.438)	12.228	13.012	(784)

Alla data di chiusura non risultano in essere derivati su commodity rilevati in hedge accounting.

I derivati su commodity classificati come non hedge accounting includono anche contratti posti in essere con finalità di sostanziale copertura, ma che in base agli stringenti criteri definiti dai principi internazionali non possono essere qualificati formalmente come hedge accounting. Tali contratti generano comunque proventi e oneri riferibili a maggiori / minori costi di acquisto delle materie prime e come tali classificati tra i costi operativi.

Complessivamente tali derivati, nel primo semestre 2015, hanno generato proventi netti 2.438 migliaia di euro, che sostanzialmente si confrontano con rispettive variazioni di segno opposto dei costi delle materie prime (gas ed energia elettrica), costituendone parte integrante a tutti gli effetti.

Rischio tasso d'interesse e Rischio valuta su operazioni di finanziamento

Il costo dei finanziamenti è influenzato dalle variazioni dei tassi di interesse. Parimenti il fair value delle passività finanziarie stesse è soggetto alle fluttuazioni dei tassi di interesse e di cambio.

Per mitigare il rischio di volatilità dei tassi di interesse e contemporaneamente garantire un corretto bilanciamento tra indebitamento a tasso fisso e indebitamento a tasso variabile, il Gruppo ha stipulato strumenti derivati di copertura su tassi a fronte di parte delle proprie passività finanziarie. Allo stesso tempo, per mitigare il rischio di fluttuazione dei tassi di cambio, il Gruppo ha sottoscritto derivati di copertura su cambi (Fair Value Hedge) a completa copertura dei finanziamenti espressi in valuta estera. Tale politica di Mitigazione del Rischio è dettagliata in relazione sulla gestione nella sezione 1.09 alla quale si rimanda per ulteriori approfondimenti (si vedano in particolare la sezione "Rischio Tasso" e "Rischio cambio non connesso al rischio commodity").

Rischio mercato e Rischio valuta su operazioni commerciali

In relazione all'attività di grossista, svolta dalla controllata Hera Trading Srl, il Gruppo si trova a dover gestire rischi legati al disallineamento tra le formule di indicizzazione relative all'acquisto di gas ed energia elettrica e le formule di indicizzazione legate alla vendita delle medesime commodity (ivi inclusi i contratti stipulati a prezzo fisso), nonché eventuali rischi cambio nel caso in cui i contratti di acquisto / vendita delle commodity vengano conclusi facendo riferimento a valute diverse dall'euro (essenzialmente dollaro statunitense).

Con riferimento a tali rischi il Gruppo ha strutturato una serie di derivati su commodities finalizzati a prefissare gli effetti sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato.

Pur non rientrando formalmente nei criteri definiti dal principio Ias 39 per effettuarne il trattamento contabile in hedge accounting, tali derivati svolgono di fatto una mera funzione di copertura dalle oscillazioni connesse a prezzo e tassi di cambio sulle materie prime acquistate e rientrano nella politica di Mitigazione del Rischio, come indicato in relazione sulla gestione nella sezione 1.07 alla quale si rimanda per ulteriori approfondimenti.

23 Rimanenze

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Materie prime e scorte	72.767	92.973	(20.206)
Materiali destinati alla vendita	10.009	9.555	454
Prodotti finiti	999	1.060	(61)
Totale	83.775	103.588	(19.813)

Le Materie prime e scorte, esposte al netto di un fondo svalutazione pari a 503 migliaia di euro (738 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) sono costituite principalmente da stoccaggi di gas, 39.220 migliaia di euro (60.829 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e da materiali di ricambio e apparecchiature destinate alla manutenzione e all'esercizio degli impianti in funzione, pari a 33.547 migliaia di euro (32.144 migliaia di euro al 31 dicembre 2014).

La voce Materiali destinati alla vendita è costituita principalmente dal valore del sistema GVG - Generatore di Vapore a Griglia (per 6.295 migliaia di euro) e dalle componenti impiantistiche complementari (per 3.260 migliaia di euro), classificato nei precedenti esercizi fra le immobilizzazioni in corso in quanto destinato all'ampliamento del termovalorizzatore di Modena.

Nel corso dei precedenti esercizi l'intenzione del management era di realizzare una nuova linea di incenerimento nell'area impiantistica dell'attuale WTE di Modena. Le prime autorizzazioni ottenute dagli enti preposti garantivano infatti un ritorno economico finanziario adeguato all'investimento pianificato. Nel frattempo, il quadro programmatico di riferimento si è modificato, in particolare con l'emanazione da parte della Giunta Regionale della deliberazione n.103 del 3 febbraio 2014 che ha adottato la "Proposta di Piano Regionale di Gestione dei rifiuti ai sensi dell'art. 199 del D.lgs 152 del 2006". Qualora tale piano venisse approvato in via definitiva, la realizzazione della Linea 3 non garantirebbe il ritorno economico auspicato in passato. Pertanto, in base a tale nuovo quadro di riferimento, il Gruppo ha deciso di non procedere alla realizzazione di tale Linea, non potendo, tra l'altro, richiedere ulteriore proroghe all'inizio dei lavori. Si ritiene comunque di poter commercializzare sul mercato la fornitura verso potenziali acquirenti, i quali hanno già manifestato il loro interesse all'acquisto; interesse che, sebbene non vincolante, conforta sulla piena recuperabilità del valore complessivo di 9.555 migliaia di euro dell'intero sistema GVG.

La movimentazione del fondo nei periodi di riferimento è la seguente:

	31-dic-13	Accantonamenti	Variazione area di consolidamento	Utilizzi e altri movimenti	30-giu-14
Fondo svalutazione magazzino	535		82	121	738
	31-dic-14	Accantonamenti	Variazione area di consolidamento	Utilizzi e altri movimenti	30-giu-15
Fondo svalutazione magazzino	453	50			503

24 Crediti commerciali

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Crediti verso clienti	1.168.210	1.100.533	67.677
Crediti per fatture emesse verso collegate e joint venture	6.579	13.056	(6.477)
Totale crediti verso clienti	1.174.789	1.113.589	61.200
Fondo Svalutazione Crediti	(203.771)	(183.014)	(20.757)
Crediti verso clienti per bollette e fatture da emettere	476.532	526.771	(50.239)
Crediti per bollette e fatture da emettere verso collegate e joint venture	7.214	6.288	926
Totale crediti verso clienti per bollette e fatture da emettere	483.746	533.059	(49.313)
Totale	1.454.764	1.463.635	(8.871)

I crediti commerciali sono comprensivi dei consumi stimati, per la quota di competenza del periodo, relativamente a bollette e fatture che saranno emesse dopo la data del 30 giugno 2015. Il fondo svalutazione crediti, pari a 203.771 migliaia di euro (183.014 migliaia di euro al 31 dicembre 2014), si ritiene congruo e prudenziale in relazione al valore di presumibile realizzo dei crediti stessi.

La movimentazione del fondo nei primi semestri 2014 e 2015 è la seguente:

	31-dic-13	Accantonamenti	Variazione area di consolidamento	Utilizzi e altri movimenti	30-giu-14
Fondo svalutazione crediti	153.403	31.128	129	(14.487)	170.173
	31-dic-14	Accantonamenti	Variazione area di consolidamento	Utilizzi e altri movimenti	30-giu-15
Fondo svalutazione crediti	183.014	35.120	2.085	(16.448)	203.771

L'appostamento del fondo viene effettuato sulla base di valutazioni analitiche in relazione a specifici crediti, integrate da valutazioni basate su analisi storiche per i crediti riguardanti la clientela di massa (in relazione all'anzianità del credito, al tipo di azioni di recupero intraprese e allo status del debitore), come descritto nel successivo paragrafo "Rischio di credito".

La variazione dell'area di consolidamento riflette il consolidamento della società Alento Gas Srl, come illustrato nelle presenti note al paragrafo "Variazioni area di consolidamento".

Rischio di credito

Il valore dei crediti commerciali rappresentati in bilancio al 30 giugno 2015 costituisce l'esposizione teorica massima al rischio di credito per il Gruppo. La procedura in essere che presiede all'erogazione dei crediti ai clienti prevede l'effettuazione di specifiche valutazioni individuali; questa operatività consente di ridurre la concentrazione e l'esposizione ai rischi del credito, sia ai clienti "business", sia a quelli "privati". Periodicamente vengono effettuate analisi sulle posizioni creditizie ancora aperte individuando eventuali criticità e qualora le singole posizioni risultino parzialmente, o del tutto inesigibili, si procede ad una congrua svalutazione. Relativamente ai crediti riguardanti la clientela di massa che non sono oggetto di svalutazione individuale vengono effettuati stanziamenti al fondo svalutazione sulla base di analisi storiche (in relazione all'anzianità del credito, al tipo di azioni di recupero intraprese e allo status del creditore).

Il valore d'iscrizione dei crediti commerciali alla data di bilancio approssima il fair value degli stessi.

25 Lavori in corso su ordinazione

I lavori in corso su ordinazione al 30 giugno 2015 ammontano a 17.493 migliaia di euro, attribuibili principalmente a Hera Spa per 11.715 migliaia di euro e Hera Luce per 4.964 migliaia di euro.

La voce accoglie commesse di durata pluriennale per lavori di:

• impiantistica, principalmente in relazione ai servizi gas, idrico e illuminazione pubblica;
• avvio delle attività relative al Wte di Firenze;
• progettazione, finalizzata all'acquisizione di commesse sul mercato nazionale e internazionale.

26 Attività e Passività per imposte correnti

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Crediti per imposte sul reddito	20.550	11.567	8.983
Credito per rimborso Ires	20.634	20.633	1
Totale attività per imposte correnti	41.184	32.200	8.984
Debiti per imposte sul reddito	108.624	21.365	87.259
Debiti per imposta sostitutiva	6.190	8.838	(2.648)
Totale passività per imposte correnti	114.814	30.203	84.611

I Crediti per imposte sul reddito si riferiscono all'eccedenza degli acconti versati per imposte dirette Ires e Irap rispetto al debito di competenza, nonché agli acconti versati nel primo semestre dell'esercizio 2015.

Il Credito per rimborso Ires è relativo alle richieste di rimborso dell'Ires, spettante per gli anni dal 2007 al 2011, a seguito della deducibilità dall'Ires dell'Irap riferita al costo del personale dipendente ed assimilato, ai sensi del D.L. 201/2011.

I Debiti per imposte sul reddito sono comprensivi delle imposte Ires e Irap stanziate per competenza sul reddito prodotto nel periodo.

La voce Debiti per imposta sostitutiva è costituita dalle rate residue di imposta per le operazioni di affrancamento effettuate negli esercizi precedenti.

27 Altre attività correnti

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Iva, accise ed addizionali	142.890	36.722	106.168
Titoli di efficienza energetica ed emission trading	102.895	71.648	31.247
Cassa conguaglio settore elettrico e gas per perequazione e proventi di continuità	55.891	48.623	7.268
Costi anticipati	43.733	18.208	25.525
Depositi cauzionali	24.177	22.586	1.591
Anticipo a fornitori e dipendenti	9.982	11.071	(1.089)
Crediti per anticipi diversi	9.925	7.063	2.862
Crediti verso istituti previdenziali	3.711	5.785	(2.074)
Crediti tributari vari	3.340	2.734	606
Contributi	3.252	3.118	134
Altri crediti	39.239	34.440	4.799
Totale	439.035	261.998	177.037

Iva, accise e addizionali, pari a 142.890 migliaia di euro (36.722 migliaia di euro al 31 dicembre 2014), costituito dai crediti verso l'erario per imposta sul valore aggiunto per 137.295 migliaia di euro e per accise e addizionali per 5.595 migliaia di euro. La variazione rispetto al 31 dicembre 2014 è imputabile ad un incremento di 125.423 migliaia di euro dei crediti per imposta sul valore aggiunto (11.872 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) e ad un decremento di 13.306 migliaia di euro di crediti per accise e addizionali (18.901 migliaia di euro al 31 dicembre 2014). Tali variazioni vanno lette congiuntamente alle medesime evidenziate nella voce del passivo "Altre passività correnti" alla nota 36. In particolare, per quanto riguarda le accise e le componenti di addizionale, occorre tener presente le modalità che regolano i rapporti finanziari con l'Erario: gli acconti corrisposti nel corso dell'anno, infatti, sono calcolati sulla base dei quantitativi di gas ed energia elettrica fatturati nell'esercizio precedente. Attraverso queste modalità possono generarsi posizioni creditorie/debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l'altro.

Titoli di efficienza energetica ed emission trading, comprende:

• certificati verdi, 61.119 migliaia di euro, (51.751 migliaia di euro al 31 dicembre 2014);
• certificati bianchi, 40.515 migliaia di euro, (17.678 migliaia di euro al 31 dicembre 2014);
• certificati grigi, 1.261 migliaia di euro, (2.220 migliaia di euro al 31 dicembre 2014).

La variazione rispetto al 31 dicembre 2014 è dovuta principalmente al credito non ancora incassato per certificati verdi e bianchi relativamente alla produzione dell'esercizio 2014 oltre che al contributo riconosciuto dalla CCSE sui certificati bianchi da versare per soddisfare l'obbligo del primo semestre 2015.

Costi anticipati, si tratta di costi quali il rateo di quattordicesima mensilità maturato per competenza al 30 giugno 2015, coperture assicurative, fideiussorie, oneri e commissioni bancarie, canoni passivi e canoni di concessione per servizi a rete, servizi e lavorazioni esterne, imposte e tasse anticipati alla data di riferimento.

Depositi cauzionali, costituiti da:

• deposito a favore di Acosea Impianti Srl, 12.000 migliaia di euro;
• depositi a favore dell'ufficio tecnico erariale, 2.229 migliaia di euro a garanzia di versamento delle imposte tecniche erariali;

altri minori a favore di Enti Pubblici diversi e società per 9.948 migliaia di euro (8.357 migliaia di euro al 31 dicembre 2014). L'incremento è riconducibile per 1.044 migliaia di euro a nuovi depositi sottoscritti dalla controllata Hera Trading Srl per operazioni di trading sul mercato del gas e per 438 migliaia di euro all'ingresso nell'area di consolidamento di Alento Gas Srl.

Anticipi a fornitori e dipendenti, pari a 9.982 migliaia di euro (11.071 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) si decrementano rispetto all'esercizio precedente principalmente per la chiusura di corrispettivi anticipati riconosciuti a fornitori.

Crediti per anticipi diversi, pari a 9.925 migliaia di euro ( 7.063 al 31 dicembre 2014), si incrementano per effetto del riconoscimento di un credito verso il GME (Gestore del mercato elettrico) relativo agli anticipi versati per accedere alle sessioni di mercato per l'acquisto di titoli di efficienza energetica (TEE) che, al 30 giugno 2015, ammontano a circa 3.600 migliaia di euro della controllata AcegasApsAmga Spa.

Crediti verso istituti previdenziali, accoglie il credito vantato da Marche Multiservizi Spa nei confronti dell'Inps per 2.937 migliaia di euro sorto nell'esercizio 2014 a seguito del riconoscimento nel verbale di conciliazione n. 433/14 del 18/07/2014 del Giudice di Pace di Pesarodei contributi; TBC, ENAOLI, CUAF, Fondo TFR, malattia, corrisposti, ma non dovuti, fino al periodo 31 agosto 2000, ovvero prima della trasformazione della società da Municipalizzata e Consorzio a Società per Azioni. Il montante complessivo riconosciuto ammontava a 6.525 migliaia di euro che si è decrementato a seguito del pagamento dei contributi che sono maturati nei mesi successivi alla rilevazione.

Contributi, pari a 3.252 migliaia di euro (3.118 migliaia di euro al 31 dicembre 2014), costituiti prevalentemente da crediti per contributi a fondo perduto erogati da Enti diversi, ma ancora da incassare alla data di riferimento.

Nella voce Altri crediti sono state raggruppate voce residuali, tra le quali i crediti per componenti tariffarie, per ritenute d'acconto e per consolidato fiscale.

28 Attività non correnti destinate alla vendita

Rispetto al 31 dicembre 2014 sono stati ceduti nel primo semestre 2015 gli impianti di depurazione e sollevamento nel Comune di Fossalta precedentemente detenuti dalla controllata AcegasApsAmga Spa per 601 migliaia di euro.

29 Capitale sociale e riserve

Rispetto al 31 dicembre 2014, il patrimonio netto registra un decremento di 29.921 migliaia di euro dovuto alla combinazione dei seguenti effetti:

• distribuzione dei dividendi per 142.355 migliaia di euro;
• acquisto di interessenze di minoranza per 27.000 migliaia di euro;
• incremento per operazioni su azioni proprie per 8.807 migliaia di euro;
• aumento di capitale sociale di competenza degli azionisti di minoranza di società consolidate per 9.100 migliaia di euro;
• decremento per altre operazioni residuali per 113 migliaia di euro;
• utile complessivo di periodo per 121.640 migliaia di euro.

Il prospetto relativo alla movimentazione del patrimonio netto è riportato al paragrafo 2.01.05 del presente bilancio consolidato.

Capitale sociale

Il capitale sociale al 30 giugno 2015, pari a 1.473.869 migliaia di euro, è costituito da 1.489.538.745 azioni ordinarie del valore nominale di 1 euro cadauna e risulta interamente versato.

Sono portate a riduzione del valore del capitale sociale le azioni proprie in portafoglio, il cui valore nominale al 30 giugno 2015 è pari a 15.233 migliaia di euro ed i costi associati agli aumenti di capitale, al netto del relativo beneficio fiscale, che alla data del 30 giugno 2015 ammontano a 437 migliaia di euro.

Riserve

La voce riserve, pari a 703.509 migliaia di euro, comprende riserve di utili generati negli esercizi precedenti e riserve costituite in sede di apporti di capitale, o partecipazioni, per 737.490 migliaia di euro, perdite cumulate relative alle altre componenti di conto economico complessivo per 25.959 migliaia di euro e riserve per operazioni su azioni proprie negative per 8.022 migliaia di euro. Queste ultime riflettono le operazioni effettuate su azioni proprie alla data del 30 giugno 2015; la movimentazione intervenuta nel corso dell'esercizio ha generato complessivamente una plusvalenza pari a 2.530 migliaia di euro.

Interessenze di minoranza

La voce accoglie l'importo del capitale e delle riserve delle imprese controllate corrispondente alla partecipazione di terzi. Essa è costituita principalmente dalle quote dei soci di minoranza del Gruppo Herambiente e del Gruppo Marche Multiservizi.

30 Banche e finanziamenti

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Finanziamenti e mutui: quota scadente oltre l'esercizio	2.843.643	3.088.901	(245.258)
Altri debiti finanziari: quota scadente oltre l'esercizio	6.096	6.400	(304)
Totale finanziamenti e passività finanziarie a medio/lungo termine	2.849.739	3.095.301	(245.562)
Finanziamenti e mutui: quota scadente entro l'esercizio	279.915	303.013	(23.098)
Scoperti di conto correnti e interessi passivi	139.467	175.582	(36.115)
Altri debiti finanziari: quota scadente entro l'esercizio	8.473	68.738	(60.265)
Totale finanziamenti e passività finanziarie a breve termine	427.855	547.333	(119.478)
Totale finanziamenti e passività finanziarie	3.277.594	3.642.634	(365.040)

Le variazioni principali delle voci relative ai "Finanziamenti e mutui" sono dovute a:

• riclassifica da "oltre" a "entro" dell' eurobond in scadenza in febbraio 2016 del valore nominale di 195.4 milioni di euro;
• sottoscrizione di due nuovi finanziamenti da parte della controllata Sinergie Spa: il primo del valore nominale di 5 milioni di euro, il secondo del valore nominale di 4 milioni di euro entrambi in scadenza nel 2019;
• rimborso del finanziamento di importo pari a 180 milioni di euro concesso dalla Banca Europea degli Investimenti alla controllata Herambiente Spa;
• rimborso dei finanziamenti erogati da Unicredit Bulbank a favore della controllata RilaGas AD per un importo complessivo di 36,8 milioni di euro.

Al 30 giugno 2015 la voce "Altri debiti finanziari" accoglie, per la quota scadente oltre l'esercizio, il debito di importo pari a 5.947 migliaia di euro verso la Cassa Pensioni Comunali del comune di Trieste da parte di AcegasApsAmga Spa. Per la quota corrente, pari a 8.473 migliaia di euro, accoglie, tra gli altri:

• debiti verso Comuni per incassi Tari della controllante Hera Spa per 6.967 migliaia di euro;
• quota del debito di AcegasApsAmga Spa verso la Cassa Pensioni Comunali per 952 migliaia di euro.

Al 30 giugno 2015 il Gruppo Hera ha prestato garanzie reali destinate a fornire idonea copertura ad alcuni finanziamenti bancari. In particolare si segnalano:

• ipoteche e privilegi speciali su terreni, impianti e macchinari iscritti dal Gruppo a favore del pool di banche che ha erogato un finanziamento alla controllata Fea Srl il cui importo nominale residuo è pari a 34.530 migliaia di euro;
• ipoteche sui fabbricati di Pesaro e Urbino a favore di un istituto bancario che ha erogato un finanziamento alla controllata Marche Multiservizi Spa il cui importo nominale residuo è pari a 2.911 migliaia di euro;
• ipoteche a garanzia del finanziamento erogato alla controllata AcegasApsAmga Spa, il cui valore nominale residuo è pari a 2.677 migliaia di euro.

Nella tabella che segue sono riportati i prestiti obbligazionari e i finanziamenti al 30 giugno 2015 con indicazione della quota in scadenza entro l'esercizio, entro il 5° anno e oltre il 5° anno:

Tipologia	Importo residuo 30-giu-15	Quota entro esercizio	Quota entro 5° anno	Quota oltre 5° anno
Bond	2.540.329	195.258	542.522	1.802.549
Finanziamenti e Mutui	583.229	84.657	206.139	292.433
Scoperti di conto correnti e interessi passivi	139.467	139.467
Altri debiti finanziari	14.569	8.473	6.096
Totale finanziamenti e passività finanziarie	3.277.594	427.855	754.757	2.094.982

Di seguito sono evidenziate le principali condizioni dei prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2015:

	Prestiti obbligazionari	Durata (anni)	Scadenza	Valore Nominale (mln)	Cedola	Tasso annuale
Eurobond	Borsa Valori Lussemburgo	10	15-feb-16	195,4 EUR	Fissa, annuale	4,125%
Eurobond	Borsa Valori Lussemburgo	10	3-dic-19	500 EUR	Fissa, annuale	4,500%
Green Bond	Borsa Valori Lussemburgo	10	4-lug-24	500 EUR	Fissa, annuale	2,375%
Bond Aflac	Cross Currency Swap 149,8 €mln	15	5-ago-24	20.000 JPY	Fissa, semestrale	2,925%
Bond	Borsa Valori Lussemburgo	10	22-mag-2023	68 EUR	Fissa, annuale	3,375%
Bond	Borsa Valori Lussemburgo	12	22-mag-2025	15 EUR	Fissa, annuale	3,5%
Bond	Non quotato	15/20	14-mag 2027/2032	102,5 EUR	Fissa, annuale	5,250%
Bond	Borsa Valori Lussemburgo	15	29-gen-2028	700 EUR	Fissa, annuale	5,200%
Bond	Borsa Valori Lussemburgo	8	04-ott-2021	500 EUR	Fissa, annuale	3,250%

Al 30 giugno 2015 i bond in essere, pari ad un totale nominale di 2.731 milioni di euro, presentano un fair value, determinato quando disponibili le quotazioni di mercato, di 3.143 milioni di euro. Non sono previsti covenants finanziari sul debito tranne quello, presente su alcuni finanziamenti, del limite del corporate rating (da parte anche di una sola agenzia di rating) al di sotto del livello di "Investment Grade" (BBB-). Alla data attuale tale parametro risulta rispettato.

Rischio di liquidità

Il rischio di liquidità consiste nell'impossibilità di far fronte alle obbligazioni finanziarie assunte per carenza di risorse interne, o incapacità a reperire risorse esterne a costi accettabili. Il rischio di liquidità è mitigato adottando politiche e procedure atte a massimizzare l'efficienza della gestione delle risorse finanziarie. Ciò si esplica prevalentemente nella gestione centralizzata dei flussi in entrata e in uscita (tesoreria centralizzata), nella valutazione prospettica delle condizioni di liquidità, nell'ottenimento di adeguate linee di credito, nonché preservando un adeguato ammontare di liquidità.

Le disponibilità liquide e le linee di credito attuali, oltre alle risorse generate dall'attività operativa e di finanziamento, sono giudicate più che sufficienti per far fronte ai fabbisogni finanziari futuri. In particolare, alla data del 30 giugno 2015 risultano affidamenti non utilizzati per circa 1.000 milioni di euro e 395 milioni di euro di linee di credito committed interamente disponibili.

L'analisi dei flussi contrattuali nominali, suddivisi per scadenza, relativi ai finanziamenti in essere alla data di bilancio è riportata nella relazione sulla gestione al paragrafo 1.09 "Politica finanziaria e rating".

31 Trattamento di fine rapporto e altri benefici

La voce comprende gli accantonamenti a favore del personale dipendente per il trattamento di fine rapporto di lavoro e altri benefici contrattuali, al netto delle anticipazioni concesse e dei versamenti effettuati agli istituti di previdenza in accordo con la normativa vigente. Il calcolo viene effettuato utilizzando tecniche attuariali e attualizzando le passività future alla data di bilancio. Tali passività sono costituite dal credito che il dipendente maturerà alla data in cui presumibilmente lascerà l'azienda.

Lo sconto gas rappresenta un'indennità annua riconosciuta ai dipendenti Federgasacqua assunti prima del gennaio 1980 reversibile agli eredi. Il premungas è un fondo pensionistico integrativo relativo ai dipendenti Federgasacqua assunti prima del gennaio 1980. Tale fondo, che è stato chiuso a far data dal gennaio 1997, viene movimentato con cadenza trimestrale unicamente per regolare i versamenti effettuati ai pensionati aventi diritto. Il fondo riduzione tariffaria è stato costituito per far fronte agli oneri derivanti dal riconoscimento al personale in quiescenza del ramo elettrico delle agevolazioni tariffarie sui consumi energetici.

Di seguito viene riportata la movimentazione intervenuta nell'esercizio dei sopra menzionati fondi:

	31-dic-14	Accantonamenti oneri service cost finanziari		Utili /perdite	Utilizzi e Altri	Variazioni area di
				attuariali	movimenti	consolidamento	30-giu-15
Trattamento di fine rapporto	144.557	224	666	(6.498)	(4.201)	11	134.759
Riduzione tariffaria	7.935	285	50	(1.175)	(227)		6.868
Premungas	5.288	169	28	(235)	(228)		5.022
Sconto gas	5.190	78	47	131	(238)		5.208
Totale	162.970	756	791	(7.777)	(4.894)	11	151.857

Gli Utili/(perdite) attuariali rappresentano la rimisurazione delle passività per benefici a dipendenti derivante dalla modifica delle ipotesi attuariali. Tali componenti sono contabilizzate direttamente nel conto economico complessivo (paragrafo 2.01.02 delle presenti Note).

Gli utilizzi e altri movimenti accolgono principalmente gli importi corrisposti ai dipendenti nel corso del periodo.

Si specifica che il tasso di attualizzazione applicato varia per società in base alla durata media finanziaria dell'obbligazione e che nel processo di valutazione attuariale è stata utilizzata la curva dei tassi Euro Composite Aa.

	31-dic-14	Accantonamenti		Utilizzi e Altri	Variazioni area di
		accantonamenti	oneri finanziari	movimenti	consolidamento	30-giu-15
Fondo spese chiusura e post chiusura discariche	107.848	560	6.253	(7.339)	-	107.322
Fondo ripristino beni di terzi	142.738	6.940	1.553	-	-	151.231
Fondo cause legali e contenzioso del personale	27.636	2.398	-	(1.169)	7	28.872
Altri fondi rischi e oneri	58.278	4.672	73	(2.563)	295	60.755
Totale	336.500	14.570	7.879	(11.071)	302	348.180

32 Fondi per rischi e oneri

Il Fondo spese chiusura e post-chiusura discariche, pari a 107.322 migliaia di euro, rappresenta quanto stanziato per far fronte ai costi che dovranno essere sostenuti per la gestione del periodo di chiusura e post chiusura delle discariche attualmente in uso. Gli esborsi futuri, desunti per ciascuna discarica da una specifica perizia di stima, sono stati attualizzati in ottemperanza a quanto disposto dallo Ias 37. Gli incrementi del fondo comprendono la componente finanziaria desunta dal procedimento di attualizzazione e gli accantonamenti dovuti a modifiche delle ipotesi sugli esborsi futuri a seguito della revisione delle perizie di stima sia sulle discariche in coltivazione sia di quelle già esaurite. Gli utilizzi rappresentano gli esborsi effettivi che si sono determinati nell'anno. Sono classificate tra gli "Altri movimenti" le variazioni delle stime dei costi di chiusura e post chiusura relativi alle discariche attive o di nuova costituzione, che hanno comportato l'iscrizione di una rettifica di uguale ammontare al valore delle Immobilizzazioni materiali. Gli "utilizzi e altri movimenti" del periodo evidenziano un decremento netto di 7.339 migliaia di euro dato dagli effettivi esborsi monetari per la gestione delle discariche, dei quali 3.741 migliaia di euro sono stati contabilizzati con contropartita "altri ricavi" (Nota 4);

Il Fondo ripristino beni di terzi, pari a 151.231 migliaia di euro, include gli stanziamenti effettuati in relazione ai vincoli di legge e contrattuali gravanti su Hera Spa e sulle società del Gruppo in qualità di affittuarie delle reti di distribuzione di proprietà della società degli assets. Gli stanziamenti vengono effettuati in base ad aliquote di ammortamento economicotecniche ritenute rappresentative della residua possibilità di utilizzo dei cespiti al fine di indennizzare le società locatrici dell'effettivo deperimento e consumo dei beni utilizzati per l'attività d'impresa. Il fondo riflette il valore attuale degli esborsi che si andranno a determinare in periodi futuri (generalmente allo scadere delle convenzioni sottoscritte con le Autorità di ambito per quanto concerne il servizio idrico e allo scadere del periodo transitorio previsto dalla vigente normativa per quanto concerne la distribuzione del gas). Gli incrementi del fondo sono costituiti dalla sommatoria tra gli stanziamenti di competenza del periodo, anche questi attualizzati e gli oneri finanziari che riflettono la componente derivante dall'attualizzazione dei flussi per competenza.

Il Fondo cause legali e contenzioso del personale, pari a 28.872 migliaia di euro, riflette le valutazioni sull'esito delle cause legali e sul contenzioso promosso dal personale dipendente. Il fondo è comprensivo di 10,4 milioni di euro relativi al contenzioso con l'Inps riferiti alla controllata AcegasApsAmga Spa, oltre che ad Hera Spa. Al riguardo, si ricorda che alcune società del Gruppo sono state parte di alcuni procedimenti nei confronti dell'Inps relativi all'accertamento dell'insussistenza dell'obbligo di versamento allo stesso Istituto dei contributi per Cassa Integrazione Guadagni (CIG), Cassa Integrazione Guadagni Straordinaria (CIGS), mobilità, disoccupazione involontaria, trattamento economico di malattia e per la mancata contribuzione integrale relativa agli assegni per nucleo famigliare (CUAF) e maternità. Con riferimento ad Hera Spa e ad alcune società del Gruppo, il contenzioso è definitivamente chiuso a seguito di un accordo sottoscritto il 25 gennaio 2013 con Inps ed Equitalia e al pagamento dei contributi dovuti e relativi aggi e interessi. Residuano da pagare le sanzioni civili, per le quali è stata presentata istanza di dilazione. Successivamente all'accordo, l'Inps ha emesso alcuni avvisi di addebito per partite limitate, non comprese nell'accordo stesso, a definitivo esaurimento di tutte le pendenze. Nel contempo, a seguito della conclusione di alcune cause, sono sorte alcune posizioni creditorie per il Gruppo Hera nei confronti dell'Inps. In relazione a quanto sopra, constatata l'impossibilità di definire in accordo con l'Inps l'entità delle somme dovute, nell'aprile 2015 è stata promossa una causa contro lo stesso Istituto. Ciò premesso, in base alle informazioni ad oggi disponibili e tenuto conto della presumibile evoluzione del contenzioso e dei pareri legali acquisiti, il fondo in oggetto è da considerarsi congruo.

Gli Altri fondi per rischi e oneri pari a 60.755 migliaia di euro, accolgono stanziamenti a fronte di rischi di varia natura. Di seguito si riporta una descrizione delle principali voci:

• 10.828 migliaia di euro, connessi a potenziali maggiori oneri che potrebbero essere sostenuti in relazione ad interventi di manutenzione straordinaria della discarica di Ponte San Nicolò (Padova). Tale ammontare è stato inizialmente rilevato come passività potenziale in sede di business combination del Gruppo AcegasAps e, riclassificato nel corso dell'esercizio precedente alla voce Fondo spese chiusura e post-chiusura discariche (8.959 migliaia di euro) per l'avverarsi dell'evento negativo sottostante;
• 11.300 migliaia di euro, a fronte della passività potenziale connessa alle obbligazioni in essere (garanzia sull'esposizione finanziaria concessa da AcegasAps Spa) nell'ipotesi di abbandono delle attività che fanno capo alle controllate estere Rilagas (Bulgaria) e Sigas (Serbia). Tale ammontare è stato rilevato come passività potenziale in sede di business combination del Gruppo AcegasAps;
• 6.584 migliaia di euro, a fronte dei futuri lavori di smantellamento degli impianti di termovalorizzazione di Trieste e Padova. Il fondo comprende gli oneri finanziari derivanti dal processo di attualizzazione;
• 4.333 migliaia di euro, costituito a seguito dell'emanazione del Decreto Ministeriale dello Sviluppo Economico del 20 novembre 2012 "Nuove modalità per la determinazione della componente del costo evitato di combustibile (Cec), di cui al provvedimento Cip6/92 e determinazione del valore di conguaglio del Cec per il 2011", che ha introdotto nuove modalità per la determinazione della componente del costo evitato di combustibile (Cec) in relazione agli anni 2010, 2011 e 2012;

Gli "utilizzi e altri movimenti" evidenziano un decremento netto di 2.563 migliaia di euro così composto:

• decrementi per 1.766 migliaia di euro rappresentati principalmente dai costi sostenuti per lo smaltimento dei rifiuti conferiti al termine dell'esercizio precedente;
• decrementi per 877 migliaia di euro per effetto di disaccantonamenti a seguito dal venir meno della passività in relazione alla quale i fondi erano stati rilevati
• incrementi per 80 migliaia di euro per riclassifiche dalle altre voci di fondi.

La variazione dell'area di consolidamento è quasi interamente attribuibile all'effetto del consolidamento della società Alento Gas Srl, entrata a far parte del perimetro di consolidamento dal 1° maggio 2015, in seguito all'acquisizione dell'intera partecipazione da parte della controllata Hera Comm Marche Srl.

33 Debiti per locazioni finanziarie

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Debiti per locazioni finanziarie oltre l'esercizio	24.310	25.351	(1.041)
Debiti per locazioni finanziarie entro l'esercizio	2.571	3.451	(880)
Totale	26.881	28.802	(1.921)

La voce rappresenta l'iscrizione dei debiti per effetto della contabilizzazione delle operazioni di leasing con la metodologia finanziaria delle società Acantho Spa, Akron Spa, Hera Energie Rinnovabili Spa, Hera Spa e Uniflotte Srl.

Di seguito si riporta un dettaglio dei debiti per locazione finanziaria suddivisi per categoria di cespite:

Debiti per locazione finanziaria	31-dic-14
	Debiti Entro 12 mesi	Debiti m/l Tra 1 e 5 anni	Debiti m/l Oltre 5 anni	Canoni a scadere
Terreni e fabbricati	977	4.527	7.694	14.744
Impianti e macchinari	2.276	2.837	10.139	19.968
Altri beni mobili	198	154	-	360
Totale debiti per locazione finanziaria	3.451	7.518	17.833	35.072

Debiti per locazione finanziaria	30-giu-15
	Debiti Entro 12 mesi	Debiti m/l Tra 1 e 5 anni	Debiti m/l Oltre 5 anni	Canoni a scadere
Terreni e fabbricati	955	4.583	7.167	14.347
Impianti e macchinari	1.486	2.847	9.707	19.482
Altri beni mobili	130	6	-	135
Totale debiti per locazione finanziaria	2.571	7.436	16.874	33.964

Di seguito si riporta il valore netto dei beni iscritti in bilancio determinati mediante locazione finanziaria (si rimanda ai valori indicati alla nota 15 "Immobilizzazioni materiali"):

Valore netto beni iscritti in bilancio	31-dic-14	Beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario	30-giu-15
		Incrementi	Decrementi
Terreni e fabbricati	17.205	-	(228)	16.977
Impianti e macchinari	17.375	-	(938)	16.437
Altri beni mobili	887	-	(284)	603
Totale beni detenuti attraverso contratti di leasing finanziario	35.467	0	( 1.450)	34.017

Si precisa che i dati sopra esposti rappresentano unicamente i beni utilizzati in relazione a contratti di leasing ancora in essere.

34 Debiti commerciali

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Debiti verso fornitori	462.773	597.598	(134.825)
Debiti verso fornitori per fatture da ricevere	483.071	579.476	(96.405)
Debiti per acconti ricevuti	4.244	5.800	(1.556)
Debiti verso società collegate e joint venture	11.159	10.752	407
Totale	961.247	1.193.626	(232.379)

I debiti commerciali, per la maggior parte, derivano da operazioni realizzate nel territorio nazionale.

"Debiti per acconti ricevuti", riguardano anticipazioni ricevute in relazione a contratti di fornitura gas ed acqua.

Di seguito sono dettagliati i principali debiti verso le società collegate e joint venture:

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Adriatica Acque Srl		99	(99)
Aimag S.p.A	150	442	(292)
Centro Idrico di Novoledo Srl		157	(157)
Elettrogorizia S.p.A	149	266	(117)
Enomondo Srl	381	372	9
EstEnergy S.p.A	6.876	4.428	2.448
Estense Global Service Soc.Cons. a r.l.		984	(984)
Service Imola Srl		1.139	(1.139)
SET S.p.A	2.068	1.346	722
SO. SEL S.p.A	1.536	1.519	17
Altre minori	(1)		(1)
Totale	11.159	10.752	407

35 Altre passività correnti

	30-giu-15	31-dic-14	Variazioni
Contributi in conto impianti	129.887	129.437	450
Depositi cauzionali	99.409	93.488	5.921
Personale	45.370	45.498	(128)
Cassa conguaglio per componenti e perequazione	34.635	41.216	(6.581)
Debiti verso istituti di previdenza	42.316	32.995	9.321
Debiti per anticipi verso Cassa Conguaglio	107.398	25.984	81.414
Iva, accise e addizionali	222.810	19.302	203.508
Ricavi anticipati e altri oneri di competenza	14.162	15.890	(1.728)
Ritenute ai dipendenti	15.661	15.759	(98)
Debiti verso soci per dividendi	10.671	5.614	5.057
Clienti	5.679	4.517	1.162
Debiti per componenti tariffarie	3.315	2.765	550
Altri debiti tributari	2.396	1.724	672
Titoli di efficienza energetica ed emission trading	1.058	1.295	(237)
Canoni di fognatura e depurazione	686	102	584
Debiti per consolidato fiscale	1.974	95	1.879
Altri debiti	64.245	57.882	6.363
Totale	801.672	493.563	308.109

Contributi in conto impianti, relativi a investimenti sostenuti principalmente nel settore idrico e ambiente; la voce si decrementa proporzionalmente alle quote di ammortamento calcolate sulle immobilizzazioni di riferimento.

Depositi cauzionali, riflettono quanto versato dai clienti in relazione ai contratti di somministrazione gas, acqua ed energia elettrica.

Iva, accise e addizionali, evidenzia un saldo pari a 157.689 migliaia di euro di Imposta sul valore aggiunto (16.092 migliaia di euro al 31 dicembre 2014, con un incremento di 141.597 migliaia di euro attribuibile in parte al fatto che l'acconto annuale viene versato al termine del mese di dicembre, riducendo quindi l'esposizione debitoria alla stessa data), oltre a 65.121 migliaia di euro riferite alle posizioni debitorie per accise ed addizionali (3.210 migliaia di euro al 31 dicembre 2014, con un incremento di 61.911 migliaia di euro). Come illustrato alla nota 27 Altre attività correnti, tale incremento deve essere letto tenendo presente le modalità che regolano i rapporti finanziari con l'erario, per le quali possono generarsi posizioni creditorie/debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l'altro.

Personale, è relativo a ferie maturate e non godute al 30 giugno 2015, al premio di produttività e agli stipendi contabilizzati per competenza.

Debiti verso istituti di previdenza, relativi ai contributi dovuti agli enti relativamente alla mensilità di giugno.

Cassa conguaglio e Perequazione, riflette le posizioni debitorie nei confronti della Cassa conguaglio settore elettrico e gas per la perequazione sulla distribuzione / misura del gas, per alcune componenti di sistema del servizio gas e per la perequazione del servizio elettrico.

Debiti per anticipi verso Cassa conguaglio, costituito principalmente:

• 103.150 migliaia di euro, (24.422 migliaia di euro al 31 dicembre 2014) pari al debito iscritto a fronte delle anticipazioni non onerose concesse dalla Cassa conguaglio settore elettrico, in ottemperanza al meccanismo di integrazione disposto dalle delibere Aeeg n. 370 del 20 settembre 2012 e n. 519 del 6 dicembre 2012, a fronte di crediti scaduti e non riscossi vantati nei confronti dei clienti gestiti in regime di salvaguardia, fino al 31 dicembre 2013.
• 2.545 migliaia di euro pari ai debiti per componente Csal da riconoscere alla Cassa conguaglio a copertura degli oneri per morosità relativi a clienti in salvaguardia, come da delibera Aeeg 456/13.
• 1.563 migliaia di euro, relativi a debiti posti a copertura del meccanismo APR per la rinegoziazione dei contratti pluriennali di gas naturale.

Debiti per componenti tariffarie, l'incremento rispetto al 31 dicembre 2014 è da attribuire alle diverse tempistiche di fatturazione tra le società di vendita e le società distributrici. Tutto ciò determina una variabilità dei saldi attivi/passivi dovuta anche all'effetto stagionalità tra un esercizio e l'altro. Per tali motivi è opportuno segnalare che la variazione in oggetto deve essere correlata con la variazione della voce analoga classificata tra le Altre attività correnti.

Debiti verso soci per dividendi, riflette la posizione debitoria nei confronti dei soci di minoranza delle seguenti società controllate:

• Fea Srl, 2.940 migliaia di euro (5.390 migliaia di euro al 31 dicembre 2014);
• Romagna Compost Srl, 373 migliaia di euro (224 migliaia di euro al 31 dicembre 2014);
• Hera Servizi Energia Srl, 392 migliaia di euro;
• Herambiente Spa, 4.946 migliaia di euro;
• Gruppo Marche Multiservizi, 1.996 migliaia di euro;
• Feronia Srl, 24 migliaia di euro.

Titoli di efficienza energetica ed emission trading si riferiscono a:

• certificati grigi per 944 migliaia di euro (1.069 migliaia di euro al 31 dicembre 2014);
• certificati verdi per 114 migliaia di euro (226 migliaia di euro al 31 dicembre 2014).

Tale rilevazione riflette l'obbligo di riconsegna di certificati nei confronti delle Autorità competenti in base alle norme vigenti.

36 Commenti al Rendiconto Finanziario

Investimenti in imprese e rami aziendali

Nel corso del primo semestre 2015 è stato acquisito il controllo della società di vendita Alento Gas Srl. Si riporta nella tabella seguente il dettaglio dei principali esborsi di cassa e delle disponibilità liquide acquisite:

euro migliaia
Operazioni che hanno portato all'ottenimento del controllo
Corrispettivo in contanti acquisizione Alento Gas Srl	(5.526)
Investimenti in partecipazioni non consolidate
Altri investimenti minori	(10)
Totale esborsi di cassa	(5.536)
Disponibilità liquide Alento Gas Srl	666
Disponibilità liquide relative ad altre operazioni minori	-
Totale disponibilità liquide acquisite	666
Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	(4.870)

Per l'analisi dei fair value degli asset acquisiti e delle passività assunte si rimanda al paragrafo "Variazioni dell'area di consolidamento" all'inizio delle presenti note.

Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate

Il valore di 27.000 migliaia di euro si riferisce interamente all'esborso di cassa connesso all'acquisto della partecipazione di minoranza in Akron Spa.

IFRS8

Conto economico Giugno 2015
	Gas	En El	Ciclo Idrico	Ambiente	Altri Servizi	Struttura	Totale	Bilancio Consolidato
Ricavi diretti	851,4	685,7	368,0	403,4	46,4	14,0	2.368,9	2.368,9
Ricavi Infra-cicli	33,3	30,7	2,1	23,8	14,0	4,6	108,5
Totale ricavi diretti	884,7	716,4	370,1	427,2	60,4	18,6	2.477,4	2.368,9
Ricavi indiretti	6,7	1,7	7,3	2,9	0,0	-18,6	0,0
Ricavi totali	891,4	718,1	377,4	430,1	60,4	0,0	2.477,4	2.368,9
MOL	172,5	49,6	107,6	119,8	9,6	0,0	459,1	459,1
Amm.ti e Acc.ti Diretti	53,7	28,3	47,1	60,6	7,7	16,6	214,0	214,0
Amm.ti e Acc.ti Indiretti	5,4	2,5	7,6	0,9	0,2	-16,6
Amm.ti e Acc.ti Totali	59,2	30,8	54,7	61,5	7,9	0,0	214,0	214,0
R.O.	113,3	18,8	53,0	58,3	1,7	0,0	245,0	245,0

Conto economico Giugno 2014
	Gas	En El	Ciclo Idrico	Ambiente	Altri Servizi	Struttura	Totale	Bilancio Consolidato
Ricavi diretti	741,4	650,3	359,4	411,8	48,2	17,2	2.228,3	2.228,3
Ricavi Infra-cicli	37,7	41,2	4,2	19,0	7,9	9,2	119,2
Totale ricavi diretti	779,1	691,5	363,6	430,8	56,2	26,4	2.347,6	2.228,3
Ricavi indiretti	6,5	2,1	8,4	9,2	0,3	-26,4	0,0
Ricavi totali	785,6	693,5	372,0	440,0	56,4	0,0	2.347,6	2.228,3
MOL	151,1	62,7	105,3	122,4	9,4	0,0	450,9	450,9
Amm.ti e Acc.ti Diretti	38,1	31,4	49,2	65,1	7,7	16,5	208,1	208,1
Amm.ti e Acc.ti Indiretti	5,0	2,5	8,0	0,8	0,2	-16,5
Amm.ti e Acc.ti Totali	43,1	33,9	57,2	65,8	7,9	0,0	208,1	208,1
R.O.	107,9	28,8	48,0	56,6	1,4	0,0	242,8	242,8

Stato patrimoniale Giugno 2015

	Capitale Circolante Netto	Immobilizzazioni Nette	Fondi	Patrimonio Netto	Posizione Finanziaria Netta	Bilancio Consolidato
Totale Attività	2.047,3	5.450,7	0,0	0,0	678,2	8.176,1
Attività di natura finanziaria e disponibilità liquide					678,2	678,2
Attività di natura fiscale	188,5	79,0				267,5
Attività di Gruppo non allocate		444,0				444,0
Attività di Settore	1.858,8	4.927,6	0,0	0,0	0,0	6.786,4
- di cui:
GAS	610,6	1.380,8				1.991,4
En. El.	454,5	644,7				1.099,2
Ciclo Idrico	281,1	1.560,8				1.841,9
Ambiente	447,6	1.206,3				1.653,9
Altri Servizi	65,0	135,0				200,0
Totale Passività	1.894,2	18,7	500,0	2.429,1	3.334,1	8.176,1
Passività di natura finanziaria e finanziamenti					3.334,1	3.334,1
Passività di natura fiscale	356,4	16,2	0,0			372,6
Passività di Gruppo non allocate		2,5	14,5	2.429,1		2.446,0
Passività di Settore	1.537,9	0,0	485,6	0,0	0,0	2.023,4
- di cui:
GAS	440,1		146,5			586,6
En. El.	342,9		26,6			369,6
Ciclo Idrico	288,4		105,4			393,7
Ambiente	402,8		199,6			602,3
Altri Servizi	63,7		7,5			71,2
Totale Complessivo	153,0	5.432,0	-500,0	-2.429,1	-2.655,9	0,0

Stato patrimoniale Dicembre 2014 rettificato

	Capitale Circolante Netto	Immobilizzazioni Nette	Fondi	Patrimonio Netto	Posizione Finanziaria Netta	Bilancio Consolidato
Totale Attività	1.902,4	5.464,0	0,0	0,0	1.066,4	8.432,7
Attività di natura finanziaria e disponibilità					1.066,4	1.066,4
liquide
Attività di natura fiscale	72,1	68,1				140,2
Attività di Gruppo non allocate		443,7				443,7
Attività di Settore	1.830,4	4.952,1	0,0	0,0	0,0	6.782,5
- di cui:
GAS	626,0	1.401,7				2.027,8
En. El.	519,9	650,5				1.170,4
Ciclo Idrico	245,0	1.542,0				1.787,0
Ambiente	382,1	1.247,0				1.629,1
Altri Servizi	57,3	110,9				168,2
Totale Passività	1.749,3	18,1	499,5	2.459,0	3.706,8	8.432,7
Passività di natura finanziaria e finanziamenti					3.706,8	3.706,8
Passività di natura fiscale	67,1	15,1	0,0			82,2
Passività di Gruppo non allocate		3,1	13,4	2.459,0		2.475,5
Passività di Settore	1.682,2	0,0	486,1	0,0	0,0	2.168,3
- di cui:
GAS	506,5		138,5			645,0
En. El.	458,9		26,3			485,1
Ciclo Idrico	272,1		106,1			378,2
Ambiente	383,1		206,4			589,5
Altri Servizi	61,6		8,8			70,5
Totale Complessivo	153,1	5.445,8	-499,5	-2.459,0	-2.640,4	0,0

2.03.02 NOTE ESPLICATIVE AGLI SCHEMI DI BILANCIO PREDISPOSTI SECONDO QUANTO PREVISTO DALLA DELIBERA CONSOB 15519 DEL 2006238

Gestione dei servizi

Settore energia

La durata delle concessioni di distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, inizialmente fissata in periodi tra dieci e trenta anni dagli atti originari d'affidamento stipulati con i Comuni, è stata rivista dal decreto 164/2000 (decreto Letta, di recepimento della direttiva 98/30/Ce) e da successivi interventi di riordino dei mercati dell'energia, citati nella parte "Regolamentazione" della relazione al bilancio. Hera Spa gode degli incrementi delle durate residue previste per i soggetti gestori che hanno promosso operazioni di parziale privatizzazione e aggregazione. La durata delle concessioni di distribuzione è immutata rispetto a quella prevista all'atto della quotazione. Le convenzioni collegate alle concessioni di distribuzione hanno ad oggetto la distribuzione del gas metano od altri similari, per riscaldamento, usi domestici, artigianali, industriali e per altri usi generici. Le tariffe per la distribuzione del gas naturale sono fissate ai sensi della regolazione vigente e delle periodiche deliberazioni dell'Aeegsi. Il territorio sul quale Hera esercisce il servizio di distribuzione del gas è suddiviso in "ambiti tariffari" nei quali, alle diverse categorie di clienti, è applicata una tariffa uniforme di distribuzione.

La normativa tariffaria in vigore al momento dell'approvazione del bilancio annuale consolidato cui è allegata la presente relazione è rappresentata principalmente dalle Deliberazioni 573/2013/R/GAS, 367/2014/R/GAS (TUDG) e relativo Allegato A (RTDG).

Dal 1° gennaio 2014 è infatti entrata in vigore la nuova "Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (RTDG 2014-2019)", approvata con deliberazione 573/2013/R/Gas. Ai sensi di quanto previsto dall'articolo 28 della RTDG 2014-2019, le tariffe obbligatorie di distribuzione e misura del gas naturale sono differenziate in sei ambiti tariffari:

• Ambito nord occidentale, comprendente le regioni Valle d'Aosta, Piemonte e Liguria;

• Ambito nord orientale, comprendente le regioni Lombardia, Trentino - Alto Adige, Veneto, Friuli - Venezia Giulia, Emilia - Romagna;

• Ambito centrale, comprendente le regioni Toscana, Umbria e Marche;
• Ambito centro-sud orientale, comprendente le regioni Abruzzo, Molise, Puglia, Basilicata;
• Ambito centro-sud occidentale, comprendente le regioni Lazio e Campania;
• Ambito meridionale, comprendente le regioni Calabria e Sicilia.

Il valore delle componenti di cui al comma 27.3, lettere c), d), e), f),g) e h) della RTDG 2014-2019 è stabilito dall'Autorità e soggetto ad aggiornamento trimestrale.

Con deliberazione 633/2013/R/Gas l'Autorità ha approvato le componenti delle tariffe obbligatorie dei servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale, di cui al comma 27.3, lettere a) e b) della RTDG 2014-2019, per l'anno 2014. Con delibera 641/2013/R/com sono state approvate le componenti GS, RE, RS e UG1 di cui al comma 27.3, lettere c), d), e) e f) della RTDG 2014-2019.

Con deliberazione 132/14/R/gas sono state approvate le tariffe di riferimento provvisorie per i servizi di distribuzione e misura del gas naturale per l'anno 2014. Il medesimo provvedimento ha disposto altresì rideterminazioni di opzioni tariffarie per l'anno 2014. Con la deliberazione 90/2015/R/gas sono state determinate le tariffe di riferimento definitive per i servizi di distribuzione e misura del gas per l'anno 2014, sulla base di quanto disposto dall'articolo 3, comma 2, lettera b), della RTDG, calcolate sulla base dei dati patrimoniali consuntivi relativi all'anno 2013.

Per quanto attiene all'energia elettrica, gli affidamenti (di durata trentennale e rinnovabili ai sensi della vigente normativa) hanno ad oggetto l'attività di distribuzione di energia comprendente, tra l'altro, la gestione delle reti di distribuzione e l'esercizio degli impianti connessi, la manutenzione ordinaria e straordinaria, la programmazione e individuazione degli interventi di sviluppo, nonché la misura. La sospensione, ovvero decadenza della concessione, può determinarsi, a giudizio dell'Autorità di settore, a fronte del verificarsi di inadempimenti e di violazioni imputabili alla società concessionaria che pregiudichino in maniera grave e diffusa la prestazione del servizio di distribuzione e misura dell'energia elettrica. La società concessionaria è obbligata ad applicare ai clienti le tariffe fissate dalle norme vigenti e dalle deliberazioni adottate dall'Autorità di settore. La normativa tariffaria in vigore al momento dell'approvazione del bilancio annuale consolidato cui è allegata la presente relazione è la delibera dell'AEEG ARG/elt n. 199/2011 e successive modificazioni e integrazioni ("Disposizioni dell'AEEG per l'erogazione dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica per il periodo di regolazione 2012-2015 e disposizioni in materia di condizioni economiche per l'erogazione del servizio di connessione"). La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione copre i costi per il trasporto dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione. È' applicata a tutti i clienti finali, ad eccezione delle utenze domestiche in bassa tensione e altre casistiche particolari così come normate dalla regolazione. La tariffa ha una struttura di tipo trinomio, ed è espressa in centesimi di euro per punto di prelievo all'anno (quota fissa), centesimi di euro per KW per anno (quota potenza) e centesimi di euro per KWh consumato (quota energia). La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione è aggiornata annualmente dall'Autorità. La deliberazione 607/2013/R/eel è il provvedimento che, tra le varie modifiche, ha aggiornato le tariffe per il servizio di trasmissione, distribuzione e misura per l'anno 2014

milioni di euro		30-giu-15	31-dic-14
a	Disponibilità liquide	423,9	834,5
$\mathbf b$	Altri crediti finanziari correnti	34,2	45,2
	Debiti bancari correnti	(139,5)	(175, 6)
	Parte corrente dell'indebitamento bancario	(279, 9)	(302, 2)
	Altri debiti finanziari correnti	(8, 4)	(69, 6)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo	(2,6)	(3,4)
$\mathbf{c}$	Indebitamento finanziario corrente	(430, 4)	(550, 8)
	d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto	27,7	328,9
	Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse	(2.757, 7)	(3.020, 6)
	Altri debiti finanziari non correnti	(6, 1)	(7, 0)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo	(24, 3)	(25, 3)
e	Indebitamento finanziario non corrente	(2.788, 1)	(3.052, 9)
$f = d + e$	Posizione finanziaria netta - comunicazione Consob n. 15519 del 28/07/2006	(2.760, 4)	(2.724, 0)
$\mathbf{g}$	Crediti finanziari non correnti	104,5	83,6
$h = f + g$	Indebitamento finanziario netto	(2.655, 9)	(2.640, 4)

(e/milioni)		30-giu-15	A	B	$\epsilon$	$\Omega$	$31$ -dic-14		B	c	Ð
a	Disponibilità liquide di cui correlate	423,9					834,5
ь	Altri crediti finanziari correnti	34.2					45,2
	di cui correlate			15,2	1,4				20.3	0,7
	Debiti bancari correnti	(139.5)					(175, 6)
	Parte corrente dell'indebitamento bancario	(279, 9)		(0, 9)			(302, 2)
	Altri debiti finanziari correnti	(8, 4)			(3,5)		(69, 6)		(0, 8)	(32, 4)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo	(2,6)					(3,4)
c	Indebitamento finanziario corrente	(430, 4)					(550, 8)
	di cui correlate			(0, 9)	(3, 5)				(0,8)	(32, 4)
	d=a+b+c Indebitamento finanziario corrente netto	27,7					328.9
	di cui correlate			14,3	(2,1)				19,5	(31,7)
	Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse	(2.757,7)					(3.020, 6)
	Altri debiti finanziari non correnti	(6, 1)			(5, 9)		(7,0)			(6, 4)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo	(24, 3)					(25,3)
e	Indebitamento finanziario non corrente	(2.788, 1)					(3.052, 9)
	di cui correlate				(5, 9)					(6, 4)
$f=dt e$	Posizione finanziaria netta - comunicazione Consob n. 15519 del 28/07/2006	(2.760, 4)					(2.724, 0)
	di cui correlate			14,3	(8,0)				19,5	(38,1)
	Crediti finanziari non correnti	104,5					83,6
	di cui correlate			67,6	19,1				49,3	19,3
$h=f+g$	Indebitamento finanziario netto	(2.655, 9)					(2.640, 4)
	di cui correlate		$\ddot{}$	81,9	11,1			٠	68,8	(18, 8)

2.05 PARTECIPAZIONI: ELENCO SOCIETÀ CONSOLIDATE

Società Controllate

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale	Percentuale posseduta		Interessenza complessiva
			diretta	indiretta
Capogruppo: Hera Spa	Bologna	1.489.538.745
Acantho Spa	Imola (BO)	23.573.079	77,36%		77,36%
AcegasApsAmga Spa	Trieste	284.677.324	100,00%		100,00%
AcegasAps Service Srl	Padova	180.000		100,00%	100,00%
Akron Spa	Imola (BO)	1.152.940		75,00%	75,00%
Alento Gas Srl	Francavilla (CH)	1.169.350		71,07%	71,07%
Amga Calore & Impianti Srl	Udine	119.000		100,00%	100,00%
Amga Energia & Servizi Srl	Udine	600.000		100,00%	100,00%
ASA Scpa	Castelmaggiore (BO)	1.820.000		38,25%	38,25%
Black Sea Technology Company AD	Varna (Bulgaria)	15.904.566 lev		99,97%	99,97%
Black Sea Gas Company Ltd	Varna (Bulgaria)	5.000 lev		99,97%	99,97%
Consorzio Akhea Fondo Consortile	Bologna	200.000		75,00%	75,00%
Esil Scarl	Bologna	10.000		100,00%	100,00%
Feronia Srl	Finale Emilia (MO)	2.430.000		52,50%	52,50%
Frullo Energia Ambiente Srl	Bologna	17.139.100		38,25%	38,25%
Fucino Gas Srl	Luco dei Marsi (AQ)	10.000		100,00%	100,00%
HeraAmbiente Spa	Bologna	271.648.000	75,00%		75,00%
Herambiente Recuperi Srl	Bologna	10.000		75,00%	75,00%
Herambiente Servizi Industriali Srl	Bologna	1.748.472		75,00%	75,00%
Hera Comm Srl	Imola (BO)	53.536.987	100,00%		100,00%
Hera Comm Marche Srl	Urbino (PU)	1.977.332		71,07%	71,07%
Hera Energie Rinnovabili Spa	Bologna	1.832.000	100,00%		100,00%
Hera Luce Srl	San Mauro Pascoli (FC)	1.000.000	100,00%		100,00%
Hera Servizi Energia Srl	Forlì	1.110.430		57,89%	57,89%
Hera Trading Srl	Trieste	22.600.000	100,00%		100,00%
Insigna Srl	Padova	10.000		100,00%	100,00%
Marche Multiservizi Spa	Pesaro	13.484.242	46,39%		46,39%
Medea Spa	Sassari	4.500.000	100,00%		100,00%
MMS Ecologica Srl	Pesaro	95.000		46,39%	46,39%
Naturambiente Srl	Pesaro	50.000		46,39%	46,39%
Rila Gas EAD	Sofia (Bulgaria)	32.891.000 lev		100,00%	100,00%
Romagna Compost Srl	Cesena	3.560.002		45,00%	45,00%
SiGas d.o.o	Pozega (Serbia)	162.260.057,70 RSD		95,78%	95,78%
Sinergie Spa	Padova	11.168.284		100,00%	100,00%
Sviluppo Ambiente Toscana Srl	Bologna	10.000	95,00%	3,75%	98,75%
Trieste Onoranze e Trasporti Funebri Srl	Trieste	50.000		100,00%	100,00%
Tri‐Generazione Srl	Padova	100.000		70,00%	70,00%
Uniflotte Srl	Bologna	2.254.177	97,00%		97,00%

Società a Controllo Congiunto

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale	Percentuale posseduta		Interessenza complessiva
			diretta	indiretta
Enomondo Srl	Faenza (RA)	14.000.000		37,50%	37,50%
Elettrogorizia Spa	Trieste	5.600.000		50,00%	50,00%
Estenergy Spa	Trieste	1.718.096		51,00%	51,00%

Società Collegate

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale	Percentuale posseduta		Interessenza complessiva
			diretta	indiretta
Aimag Spa*	Mirandola (MO) *	78.027.681	25,00%		25,00%
Ghirlandina Solare Srl	Concordia Sulla Secchia (MO)	60.000		33,00%	33,00%
Q.Thermo Srl	Firenze	10.000		39,50%	39,50%
Set Spa	Milano	120.000	39,00%		39,00%
So.Sel Spa	Modena	240.240		26,00%	26,00%
Sgr Servizi Spa	Rimini	5.982.262		29,61%	29,61%
Tamarete Energia Srl	Ortona (CH)	3.600.000	40,00%		40,00%

* il capitale sociale della società è costituito da € 67.577.681 di azioni ordinarie e da € 10.450.000 di azioni correlate

2.06 ATTESTAZIONE DEL BILANCIO CONSOLIDATO AI SENSI DELL'ARTICOLO 154 BIS DEL D.LGS 58/98

2.07 RELAZIO NE DELLA SOCIETÀ DI REVIS IONE

1.489.538.745