Hera — Interim / Quarterly Report 2018

Aug 3, 2018

Sommario

INTRODUZIONE

Organi di amministrazione e controllo	001
Struttura societaria	002
Mission	004

CAPITOLO 1 RELAZIONE SULLA GESTIONE

1.01	Sintesi andamento economico-finanziario e definizione degli indicatori
	alternativi di performance	005
	1.01.01 Risultati economico-finanziari	008
	1.01.02 Analisi della struttura patrimoniale e investimenti	013
	1.01.03 Analisi della struttura finanziaria	016
1.02	Analisi per aree strategiche d'affari	018
	1.02.01 Gas	019
	1.02.02 Energia elettrica	022
	1.02.03 Ciclo idrico integrato	026
	1.02.04 Ambiente	030
	1.02.05 Altri servizi	035
1.03	Fatti di rilievo avvenuti nel corso dell'esercizio	038
1.04	Titolo in Borsa e relazioni con l'azionariato	040
1.05	Scenario di riferimento e approccio strategico del Gruppo	042
1.06	Contesto macroeconomico e focus sul settore petrolio,
	gas ed energia elettrica	044
1.07	Quadro regolatorio e ricavi regolamentati	045
1.08	Politica di approvvigionamento e trading	052
1.09	Politica commerciale e customer care	054
1.10	Politica finanziaria e rating	055
1.11	Sviluppo e innovazione tecnologica	059
1.12	Qualità sicurezza, ambiente e privacy	061
1.13	Sistemi informativi	062
1.14	Organizzazione del personale, relazioni industriali, sviluppo
	e formazione del personale	063

CAPITOLO 2 BILANCIO CONSOLIDATO GRUPPO HERA

2.01	Schemi di bilancio	067
	2.01.01 Conto economico	067
	2.01.02 Conto economico complessivo	068
	2.01.03 Situazione patrimoniale-finanziaria	069
	2.01.04 Rendiconto finanziario	071
	2.01.05 Prospetto delle variazioni del patrimonio netto	072
2.02	Note esplicative	074
	2.02.01 Principi di redazione e criteri di valutazione	074
	2.02.02 Adozione Ifrs 9	076
	2.02.03 Area di consolidamento	077
	2.02.04 Variazione dei principi contabili internazionali	080
	2.02.05 Note di commento agli schemi di bilancio	084
	2.02.06 Informativa per settori operativi	113
2.03	Indebitamento finanziario netto	116
	2.03.01 Indebitamento finanziario netto	116
	2.03.02 Indebitamento finanziario netto ai sensi della comunicazione
	Consob Dem/6064293 del 2006	117
2.04	Schemi di bilancio ai sensi della delibera Consob 15519/2006	118
	2.04.01 Conto economico ai sensi della delibera Consob 15519/2006	119
	2.04.02 Situazione patrimoniale-finanziaria ai sensi della delibera
	Consob 15519/2006	120
	2.04.03 Rendiconto finanziario ai sensi della delibera Consob 15519/2006	122
	2.04.04 Elenco parti correlate	123
	2.04.05 Note di commento ai rapporti con parti correlate	125
2.05	Partecipazioni	128
	2.05.01 Elenco delle società consolidate	128
2.06	Attestazione del bilancio consolidato ai sensi dell'articolo 154-bis
	del D.Lgs. 58/98 223	130
2.07	Relazione della Società di revisione	131

Introduzione

Consiglio di Amministrazione
Presidente	Tomaso Tommasi di Vignano
Amministratore Delegato	Stefano Venier
Vice Presidente	Giovanni Basile
Consigliere	Francesca Fiore
Consigliere	Giorgia Gagliardi
Consigliere	Massimo Giusti
Consigliere	Sara Lorenzon
Consigliere	Stefano Manara
Consigliere	Danilo Manfredi
Consigliere	Alessandro Melcarne
Consigliere	Erwin Paul Walter Rauhe
Consigliere	Duccio Regoli
Consigliere	Federica Seganti
Consigliere	Marina Vignola
Consigliere	Giovanni Xilo
Collegio sindacale
Presidente	Myriam Amato
Sindaco effettivo	Antonio Gaiani
Sindaco effettivo	Marianna Girolomini
Comitato controllo e rischi
Presidente	Giovanni Basile
Componente	Erwin Paul Walter Rauhe
Componente	Duccio Regoli
Componente	Sara Lorenzon
Comitato per la remunerazione
Presidente	Giovanni Basile
Componente	Francesca Fiore
Componente	Massimo Giusti
Componente	Stefano Manara
Comitato esecutivo
Presidente	Tomaso Tommasi di Vignano
Vice Presidente	Giovanni Basile
Componente	Stefano Venier
Componente	Federica Seganti
Comitato etico
Presidente	Massimo Giusti
Componente	Mario Viviani
Componente	Filippo Maria Bocchi
Società di revisione
	Deloitte & Touche Spa

La struttura del Gruppo Hera (Gruppo) è frutto di un complesso processo di razionalizzazione avviato nel 2002 dopo l'integrazione delle 11 aziende che lo hanno creato, un'evoluzione che nel tempo si è adattata anche ai cambiamenti legislativi, separando le attività in società diverse (processo di unbundling). Il Gruppo opera principalmente nei settori ambiente, energia e idrico ed è articolato nelle società Hera Spa, Herambiente Spa, Hera Comm Srl, Hera Trading Srl, Marche Multiservizi Spa e AcegasApsAmga Spa.

Al vertice della struttura organizzativa c'è la capogruppo Hera Spa, holding industriale che svolge le funzioni di direzione e coordinamento e di gestione finanziaria di tutte le società del Gruppo e che ha il compito di consolidarne le attività operative.

Herambiente Spa, detenuta per il 75% da Hera Spa, è stata costituita nel 2009 attraverso uno spinoff delle attività di smaltimento. Questa operazione ha permesso di avere una gestione coordinata dell'impiantistica sul territorio nazionale. A sua volta, Herambiente Spa, ha costituito la società Herambiente Servizi Industriali Srl, che si rivolge alla clientela industriale.

Hera Comm Srl, controllata al 100% da Hera Spa, è il presidio del Gruppo sui mercati nazionali dell'energia. Conta 2,4 milioni di clienti.

Hera Trading Srl, controllata al 100% da Hera Spa, gestisce le attività di trading e di reperimento di commodity energetiche all'ingrosso, seguendo logiche di approvvigionamento flessibili sui mercati internazionali.

Nel corso degli anni, lo sviluppo per linee esterne del Gruppo ha avuto come risultato l'integrazione di oltre una decina di altre società multiutility. Per ottenere sinergie e sfruttare le economie di scala e il trasferimento di know-how, queste operazioni si sono finalizzate attraverso fusioni per incorporazione nella holding.

Marche Multiservizi Spa e AcegasApsAmga sono due multiutility che operano, rispettivamente, nelle Marche e nel Triveneto, e che, anche dopo l'integrazione nel Gruppo, hanno conservato la propria formula societaria. L'obiettivo è di mantenere un radicato e stabile presidio in queste aree con un duplice scopo: garantire la vicinanza ai territori e cogliere altre opportunità di espansione.

Gruppo Hera – Relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2018 approvata nel CdA di Hera Spa del 30 luglio 2018 2

Herambiente Spa	75%
*Hestambiente Srl	70%
Fea Srl	51%
Herambiente Servizi Industriali Srl	100%
Enomondo Srl	50%
Asa Scpa	51%
Feronia Srl	70%
Waste Recvcling Spa	100%
Aliplast Spa	80%

Hera Comm Srl	$100\%$
So.Sel. Spa	26%
SGR Servizi Spa	29,61%
Hera Comm Marche Srl	84%
Hera Servizi Energia Srl	57.89%
EnergiaBase Trieste Srl	100%
Estenergy Spa	51%
Sangroservizi Srl	49%

Hera Trading Srl	100%
Adria Link Srl	33,33%

* Oltre il 30% detenuto da AcegasApsAmga Spa.

** Oltre il 5% di Herambiente. Sviluppo Ambiente Toscana Srl detiene a sua volta una partecipazione del 40% in Q.tHermo Srl.

Le partecipate di AcegasApsAmga Spa sono: Black Sea Company for Compressed Gas Eood, Centro Idrico di Novoledo Srl, Hera Luce Srl, La Dolomiti Ambiente Spa, Ase Spa e AresGas Ead.

Le partecipate di Aliplast Spa sono: Alimpet Srl, Aliplast France Recyclage Sarl, Aliplast Iberia Sl e Aliplast Polska Spoo.

In data 13 luglio 2018 si è perfezionata la fusione di Alipackaging Srl in Aliplast Spa. E' prevista altresì la fusione di Cerplast Srl, Umbroplast Srl, Variplast Srl in Aliplast Spa.

Sono previste: la dismissione della partecipazione detenuta da AcegasApsAmga Spa in Sigas Doo, la fusione di Verducci Servizi Srl, di Gran Sasso Srl e di Blu Ranton Srl in Hera Comm Marche Srl, e la fusione di Amga Energia & Servizi Srl in Hera Comm Srl.

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 a 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.

Bilancio consolidato Gruppo Hera

Indicatori economici e investimenti (mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var.%	Indicatori economici e
Ricavi	2.966,7	2.754,0	+212,7	+7,7%	investimenti
Margine operativo lordo	523,6	505,9	+17,7	+3,5%
Margine operativo lordo/ricavi	17,6%	18,4%	-0,8 p.p.
Margine operativo netto	273,6	262,2	+11,4	+4,3%
Margine operativo netto/ricavi	9,2%	9,5%	-0,3 p.p.
Utile netto	167,2	148,0	+19,2	+13,0%
Utile netto/ricavi	5,6%	5,4%	+0,2 p.p.
Investimenti netti *	177,8	151,8	+26,0	+17,1%

* per i dati utilizzati nel calcolo degli investimenti si rimanda a quanto riportato nelle note 13, 14, 15, 16 delle note esplicative e al paragrafo 1.01.02 della relazione sulla gestione

Indicatori patrimoniali-finanziari (mln/euro)	giu-18	dic-17	Var. Ass.	Var.%	Indicatori patrimoniali finanziari
Immobilizzazioni nette	5.828,2	5.780,6	+47,6	+0,8%
Capitale circolante netto	84,2	23,2	+61,0	+262,9%
Fondi	(571,8)	(574,8)	+3,0	+0,5%
Capitale investito netto	5.340,6	5.229,0	+111,6	+2,1%
Indebitamento finanziario netto	(2.625,0)	(2.523,0)	-102,0	-4,0%

Il Gruppo Hera utilizza gli indicatori alternativi di performance (Iap) al fine di trasmettere in modo più efficace le informazioni sull'andamento della redditività dei business in cui opera, nonché sulla propria situazione patrimoniale e finanziaria. In accordo con gli orientamenti pubblicati il 5 ottobre 2015 all'European securities and markets (Esma/2015/1415) e in coerenza con quanto previsto dalla comunicazione Consob 92543 del 3 dicembre 2015, sono di seguito esplicitati il contenuto e il criterio di determinazione degli Iap utilizzati nel presente bilancio.

Indicatori alternativi di performance (Iap)

Iap economici e investimenti

(nel prosieguo, a volte, Ebitda) è un indicatore della perfomance operativa ed è calcolato sommando gli ammortamenti, accantonamenti e svalutazioni all'utile operativo dello schema di bilancio. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione delle performance operative del Gruppo (nel suo complesso e a livello di business unit), anche attraverso il confronto della redditività operativa del periodo di riferimento con quella dei periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend e confrontare le efficienze realizzate nei periodi.

è un indicatore della perfomance operativa ed è calcolato sottraendo i costi operativi dai ricavi operativi. Tra i costi operativi, gli ammortamenti e accantonamenti sono nettati degli special item operativi che, se presenti, sono descritti in apposita tabella di dettaglio in fondo al paragrafo. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione delle performance operative del Gruppo (nel suo complesso e a livello di business unit), anche

attraverso il confronto della redditività operativa del periodo di riferimento con quella dei periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend e confrontare le efficienze realizzate nei periodi.

è calcolato togliendo dal margine operativo netto appena descritto la gestione finanziaria esposta negli schemi di bilancio al netto degli special item finanziari che, se presenti, sono descritti in apposita tabella di dettaglio in fondo al paragrafo.

è calcolato sottraendo dal risultato prima delle imposte appena descritto le imposte da schema di bilancio al netto degli special item fiscali che, se presenti, sono descritti in apposita tabella di dettaglio in fondo al paragrafo.

poste special item che, qualora sussistano sono descritte in apposita tabella di dettaglio in fondo al paragrafo. Nella relazione sulla gestione tale indicatore è posizionato tra il risultato netto e l'utile netto dell'esercizio, consentendo in questo modo una lettura più chiara dell'andamento della gestione caratteristica del Gruppo.

, sono utilizzati come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e misurano la performance operativa del Gruppo facendo una proporzione, in termini percentuali, del margine operativo lordo, dell'utile operativo e dell'utile netto diviso il valore dei ricavi.

sono ottenuti dalla somma degli investimenti in immobilizzazioni materiali, attività immateriali e partecipazioni al netto dei contributi in conto capitale. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione della capacità di spesa per investimenti di mantenimento e sviluppo del Gruppo (nel suo complesso e a livello di business unit), anche attraverso il confronto con i periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend.

sono determinate quale somma di: immobilizzazioni materiali; attività immateriali e avviamento; partecipazioni; attività e passività fiscali differite. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione delle immobilizzazioni nette del Gruppo nel suo complesso, anche attraverso il confronto con i periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend e confrontare le efficienze realizzate nei periodi.

è definito dalla somma di: rimanenze; crediti e debiti commerciali; crediti e debiti per imposte correnti; altre attività e altre passività correnti; quota corrente di attività e passività per strumenti finanziari derivati su commodity. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione delle capacità di generare cassa tramite l'attività operativa in un orizzonte temporale di 12 mesi, anche attraverso il confronto con i periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend e confrontare le efficienze realizzate nei periodi.

Iap patrimonialifinanziari

accolgono la somma delle voci di "trattamento di fine rapporto e altri benefici" e "fondi per rischi e oneri". Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione della capacità di far fronte a possibili passività future, anche attraverso il confronto con i periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend e confrontare le efficienze realizzate nei periodi.

è determinato dalla somma algebrica delle "immobilizzazioni nette", del "capitale circolante netto" e dei "fondi". Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione di tutte le attività e passività operative correnti e non correnti facenti capo al Gruppo, così come sopra dettagliato.

(nel prosieguo, a volte, NetDebt) rappresenta un indicatore della struttura finanziaria ed è determinato conformemente alla comunicazione Consob 15519/2006 con l'aggiunta dei valori delle attività finanziarie non correnti. Tale indicatore è quindi determinato come somma delle voci: attività finanziarie correnti e non correnti; disponibilità liquide e mezzi equivalenti; passività finanziarie correnti e non correnti; quota corrente e non corrente di attività e passività per strumenti finanziari derivati su tassi e cambi. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura utile per la valutazione del livello di indebitamento finanziario del Gruppo, anche attraverso il confronto con i periodi precedenti. Questo indicatore permette di condurre analisi sui trend e confrontare le efficienze realizzate nei periodi.

sono ottenute dalla somma dell'"indebitamento finanziario netto" e del "patrimonio netto". Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta la suddivisione delle fonti di finanziamento tra capitale proprio e di terzi ed è un indicatore dell'autonomia e solidità finanziaria del Gruppo.

, esposto come multiplo dell'Ebitda, è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura della capacità della gestione operativa di remunerare l'indebitamento finanziario netto.

Iap economicopatrimoniali

(Ffo) è calcolato a partire dal margine operativo lordo cui vengono sottratti le svalutazioni crediti, gli oneri finanziari, gli utilizzi dei fondi rischi e Tfr e le imposte, al netto degli special item qualora presenti ed in tal caso descritti nella tabella di dettaglio in fondo al paragrafo. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura della capacità dell'attività operativa di generare cassa.

Ffo , esposto in percentuale, è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e rappresenta una misura della capacità della gestione operativa di remunerare l'indebitamento finanziario netto.

, cioè il rendimento del capitale investito netto, è dato dal rapporto tra il margine operativo netto, come sopra descritto, e il capitale investito netto ed è espresso in percentuale. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e intende misurare la capacità di produrre ricchezza tramite la gestione operativa e quindi di remunerare il capitale proprio e quello di terzi.

, cioè il rendimento del capitale proprio, è dato dal rapporto tra l'utile netto dell'esercizio e il patrimonio netto ed è espresso in percentuale. Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e intende misurare la redditività ottenuta dagli investitori a titolo di rischio.

Il flusso di cassa (cash flow) è dato dal flusso di cassa operativo (cash flow operativo) al netto dei dividendi distribuiti. Il cash flow operativo è calcolato a partire dal margine operativo netto (precedentemente descritto al netto degli special item se presenti), a cui si sommano:

• gli ammortamenti e gli accantonamenti del periodo diversi da quello al fondo svalutazione crediti;
• le variazioni del capitale circolante netto;
• gli accantonamenti ai fondi rischi (al netto dei disaccantonamenti);
• gli utilizzi del fondo Tfr;

• la differenza tra la variazione delle imposte anticipate e delle imposte differite;

• gli investimenti operativi e finanziari;

• gli oneri finanziari e i proventi finanziari (*);
• le variazioni delle azioni proprie in portafoglio;
• le imposte correnti.

(*) al netto degli effetti di attualizzazione derivanti dall'applicazione del principio Ias 37 e del principio Ias 19 e dell'utile pervenuto dalle società collegate e joint venture più i dividendi ricevuti da queste ultime.

Questo indicatore è utilizzato come financial target nelle presentazioni interne (business plan) e in quelle esterne (agli analisti e agli investitori) e intende misurare la capacità di generazione di cassa dell'impresa e quindi la sua capacità di autofinanziamento.

Special item Finanziari	giu-18
Gestione Finanziaria da schema di bilancio	(34,4)
Special item Finanziari	(4,8)
Gestione Finanziaria	(39,2)
Risultato da special item	4,8

Il Gruppo Hera, al termine del primo semestre 2018, presenta risultati economici in crescita rispetto all'equivalente periodo dell'anno precedente. Il margine operativo lordo si attesta a 523,6 milioni di euro, in aumento del 3,5%, il margine operativo netto a 273,6 milioni di euro in crescita del 4,3% e infine l'utile netto pari a 167,2 milioni di euro è in crescita del 13,0%.

Crescita costante di tutti gli indicatori

Questi risultati sono stati ottenuti tramite la consolidata strategia multibusiness, bilanciata tra attività regolamentate e a libera concorrenza. Il Gruppo Hera persegue questo modello calibrando crescita organica e opportunità offerte dal mercato attraverso lo sviluppo per linee esterne.

Di seguito sono descritte le principali operazioni societarie e di business di cui occorre tener conto per valutare le variazioni intervenute rispetto ai primi sei mesi del 2017:

• In data 6 luglio 2017 Hera Comm Marche Srl ha acquistato l'intera partecipazione nella società Verducci Servizi Srl, operante sul mercato della fornitura di gas naturale ed energia elettrica.
• In data 20 dicembre 2017, con efficacia 1° gennaio 2018, sono stati acquisiti, attraverso EnergiaBaseTrieste Srl, 13.000 clienti energia elettrica in regime di Maggior Tutela serviti nel comune di Gorizia, precedentemente in capo a Eni gas e luce Spa.
• In esecuzione dell'accordo vincolante sottoscritto in data 21 dicembre 2017, Hera Spa, ha proceduto alla cessione a favore di Italgas Spa dell'intera partecipazione detenuta in Medea Spa, in data 06 aprile 2018.
• In data 8 febbraio 2018 è stata acquistata da parte di Hera Comm Marche Srl il 100% della partecipazione in Blu Ranton Srl, società di vendita di gas ed energia elettrica a utenti finali. La società gestisce circa 17.000 clienti gas ed energia elettrica a Teramo, Pescara e Macerata.

• In data 20 marzo 2018, Hera Comm Srl ha acquisito il 49% di SangroServizi Srl, società di vendita di gas, energia elettrica ed altri prodotti energetici con circa 7.000 clienti gas serviti nel territorio della provincia di Chieti.

• In data 7 marzo 2018 le rispettive assemblee dei soci hanno approvato il progetto di fusione per incorporazione di Megas. Net Spa (società correlata per il Gruppo e proprietaria di reti di distribuzione) in Marche Multiservizi Spa; la data di efficacia dell'operazione è il 1° giugno 2018, con effetti contabili e fiscali retroattivi al 1° gennaio 2018.

• In data 26 marzo 2018 Hera Comm Srl ha ceduto al socio di minoranza Walter Sadori Srl il 2,88% del capitale sociale di Hera Comm Marche Srl.

Conto economico (mln/euro)	giu-18	Inc%	giu-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %	Incrementi costanti e
Ricavi	2.966,7		2.754,0		+212,7	+7,7%	crescenti
Altri ricavi operativi	209,8	7,1%	202,3	7,3%	+7,5	+3,7%
Materie prime e materiali	(1.327,6)	-44,7%	(1.178,4)	-42,8%	+149,2	+12,7%
Costi per servizi	(1.031,6)	-34,8%	(981,7)	-35,6%	+49,9	+5,1%
Altre spese operative	(30,3)	-1,0%	(25,8)	-0,9%	+4,5	+17,5%
Costi del personale	(281,7)	-9,5%	(282,4)	-10,3%	-0,7	-0,2%
Costi capitalizzati	18,3	0,6%	17,9	0,6%	+0,4	+2,2%
Margine operativo lordo	523,6	17,6%	505,9	18,4%	+17,7	+3,5%
Amm.ti e Acc.ti	(250,0)	-8,4%	(243,7)	-8,9%	+6,3	+2,6%
Margine operativo netto	273,6	9,2%	262,2	9,5%	+11,4	+4,3%
Gestione finanziaria	(39,2)	-1,3%	(45,9)	-1,7%	-6,7	-14,6%
Risultato prima delle imposte	234,4	7,9%	216,3	7,9%	+18,1	+8,4%
Imposte	(72,0)	-2,4%	(68,3)	-2,5%	+3,7	+5,4%
Risultato netto	162,4	5,5%	148,0	5,4%	+14,4	+9,7%
Risultato da special item	4,8	0,2%	-	0,0%	+4,8	+100,0%
Utile netto dell'esercizio	167,2	5,6%	148,0	5,4%	+19,2	+13,0%
Attribuibile a:
Azionisti della Controllante	158,1	5,3%	141,0	5,1%	+17,1	+12,1%
Azionisti di minoranza	9,1	0,3%	7,0	0,3%	+2,2	+30,9%

Di seguito vengono illustrati i risultati economici al 30 giugno 2018 e 2017:

I ricavi del primo semestre 2018 sono stati pari a 2.966,7 milioni di euro, in crescita per 212,7 milioni di euro, pari al 7,7%, rispetto ai 2.754,0 milioni di euro dell'analogo periodo del 2017. Tale andamento è dovuto alla maggiore attività di trading, per circa 57 milioni di euro, ai maggiori ricavi di vendita gas ed energia elettrica per i maggiori volumi venduti per circa 120 milioni di euro, ai maggiori oneri di sistema e volumi vettoriati per circa 52 milioni di euro. Si segnalano anche i maggiori ricavi dell'area ambiente per circa 15 milioni di euro, nonostante il termine della gestione del servizio d'igiene ambientale in 13 Comuni del territorio forlivese a partire dal 1° gennaio 2018, e i maggiori ricavi del servizio idrico; le restanti variazioni di perimetro, cioè gli ingressi di Blu Ranton Srl e Verducci Servizi Srl e la cessione di Medea Spa, danno un contributo complessivo di 3 milioni di euro. La riduzione di ricavi che compensa la crescita descritta in precedenza è dovuta principalmente ai minori ricavi di produzione energia elettrica per 33 milioni di euro.

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

Ricavi in crescita grazie ai maggiori volumi venduti energy

(mld/euro)

Gli altri ricavi operativi crescono, rispetto all'analogo periodo dell'anno precedente, di 7,5 milioni di euro, pari al 3,7%. Tale crescita è dovuta ai maggiori ricavi dei titoli di efficienza energetica per 7,9 milioni di euro, per il maggior valore unitario, nonostante i minori ricavi per le variazioni di perimetro per circa 0,6 milioni di euro.

I costi delle materie prime e materiali aumentano di 149,2 milioni di euro rispetto al 30 giugno 2017 con una variazione percentuale del 12,7%; questo aumento, al netto della variazione di perimetro per circa 1,5 milioni di euro, è dovuto alla maggiore attività di trading, all'aumento del prezzo delle commodities, ai maggior volumi di gas ed energia elettrica venduti e al maggior costo unitario dei titoli di efficienza energetica.

Aumento dei costi di materia prima correlato ai maggiori ricavi

Gli altri costi operativi crescono complessivamente di 54,4 milioni di euro (maggiori costi per servizi per 49,9 milioni di euro e maggiori spese operative per 4,5 milioni di euro). Al netto delle variazioni di perimetro, che diminuiscono i costi per circa 2,5 milioni di euro, vanno segnalati i maggiori costi per oneri di sistema e volumi vettoriati per circa 52 milioni di euro, maggiori costi nelle attività di ICT per circa 3,2 milioni di euro e maggiori costi per circa 1,5 milioni di euro per provvigioni agli agenti energy.

Il costo del personale diminuisce di 0,7 milioni di euro, pari allo 0,2%. Questo calo è legato alle variazioni di perimetro, legate principalmente alla cessione delle risorse per lo svolgimento delle attività di raccolta nel forlivese già citata in precedenza, che impattano per 2,0 milioni di euro e alla riduzione della presenza media. Tali effetti sono in parte compensati dagli incrementi retributivi previsti dal Contratto collettivo nazionale di lavoro.

I costi capitalizzati al 30 giugno 2018 sono in aumento rispetto all'analogo periodo precedente per 0,4 milioni di euro, pari al 2,2%, per i maggiori lavori per impianti e opere realizzati su beni di proprietà del Gruppo.

Il margine operativo lordo si attesta a 523,6 milioni di euro in aumento di 17,7 milioni di euro, pari al 3,5% rispetto a giugno 2017. La crescita del margine operativo lordo è da attribuire alle buone performance di quasi tutte le aree d'affari. L'area gas contribuisce primariamente alla crescita, grazie ad un maggior risultato di 16,6 milioni di euro, per i maggiori volumi venduti e le maggiori marginalità delle attività di vendita e trading. I risultati sono positivi anche per l'ambiente, il ciclo idrico integrato e gli altri servizi. L'area energia elettrica diminuisce di 7,6 milioni di euro per le minori marginalità nella produzione di energia elettrica.

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

+0,2% diminuzione costo del personale per le variazioni di perimetro

(mln/euro)

Ammortamenti e accantonamenti sono in aumento di 6,3 milioni di euro, pari al 2,6%, passando dai 243,7 milioni di euro dell'anno precedente ai 250,0 milioni di euro. Gli ammortamenti sono in aumento per i nuovi investimenti nelle operations, mentre gli accantonamenti al fondo svalutazione crediti sono in diminuzione, in particolare nella società di vendita Hera Comm Srl.

Maggiori Ammortamenti operativi

Il margine operativo netto al 30 giugno 2018 è di 273,6 milioni di euro, in crescita di 11,4 milioni di euro, pari al 4,3%, rispetto ai 262,2 milioni di euro dell'analogo periodo del 2017.

(mln/euro)

Il risultato della gestione finanziaria del primo semestre 2018 è di 39,2 milioni di euro, in miglioramento di 6,7 milioni di euro, pari al 14,6%, rispetto allo stesso periodo del 2017. Le buone performance sono dovute all'efficienza sui tassi e ai maggiori proventi per addebito di indennità di mora su clienti in salvaguardia. Nei primi sei mesi del 2018, rispetto allo stesso periodo del 2017, il gruppo beneficia, inoltre, di proventi da dividendi distribuiti dalla partecipata Veneta Sanitaria Finanza di Progetto per circa 2,9 milioni di euro.

Buone performance gestione finanziaria

Il risultato prima delle imposte cresce di 18,1 milioni di euro passando dai 216,3 milioni di euro del 30 giugno 2017 ai 234,4 milioni di euro del primo semestre 2018.

Le imposte di competenza del primo semestre 2018, pari a 72 milioni di euro, determinano un tax rate del 30,1% in sensibile miglioramento rispetto al 31,6% dell'analogo periodo dell'esercizio precedente. La ragione di tale miglioramento va ricercata principalmente nel costante impegno da parte del Gruppo nel cogliere i benefici riconosciuti dalle norme di legge con particolare riferimento alle agevolazioni in materia di iper e super ammortamenti, prorogati per l'esercizio 2018 dalla legge 205/17, in relazione agli investimenti in beni strumentali funzionali alla trasformazione tecnologica e digitale in chiave "industria 4.0", oltre che il credito d'imposta per ricerca e sviluppo e la consuntivazione di benefici già acquisti (patent box). Tax rate in discesa

Il risultato netto è in aumento del 9,7%, per un controvalore di 14,4 milioni di euro, passando dai 148,0 milioni di euro di giugno 2017 ai 162,4 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018.

Nel primo semestre 2018 impatta il risultato da special item di natura finanziaria per 4,8 milioni di euro, relativo alla plusvalenza finanziaria per la cessione della società Medea Spa a terzi.

L'utile netto è dunque in aumento del 13,0%, pari a 19,2 milioni di euro, passando dai 148,0 milioni di euro del primo semestre 2017 ai 167,2 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018. +13,0% Utile netto

L'utile di pertinenza del Gruppo è pari a 158,1 milioni di euro, in aumento di 17,1 milioni di euro rispetto al valore del 30 giugno 2017.

(mln/euro)

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 2018.

finanziamento (mln/euro)	giu-18	Inc%	dic-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Immobilizzazioni nette	5.828,2	109,1%	5.780,6	110,5%	+47,6	+0,8%
Capitale circolante netto	84,2	1,6%	23,2	0,4%	+61,0	+262,9%
(Fondi)	(571,8)	-10,7%	(574,8)	-11,0%	+3,0	+0,5%
Capitale investito netto	5.340,6	100,0%	5.229,0	100,0%	+111,6	+2,1%
Patrimonio netto	(2.715,6)	50,8%	(2.706,0)	51,7%	-9,6	-0,4%
Debiti finanziari a lungo	(2.847,4)	53,3%	(2.735,4)	52,3%	-112,0	-4,1%
Indebitamento finanziario corrente netto	222,4	-4,2%	212,4	-4,1%	+10,0	+4,7%
Indebitamento finanziario netto	(2.625,0)	49,2%	(2.523,0)	48,3%	-102,0	-4,0%
Totale fonti di finanziamento	(5.340,6)	-100,0%	(5.229,0)	100,0%	-111,6	-2,1%

Aumenta la solidità del Gruppo

Al 30 giugno 2018, il capitale investito netto (CIN) risulta pari a 5.340,6 milioni di euro con una variazione del 2,1% rispetto ai 5.229,0 milioni di euro di dicembre 2017. Il maggior valore è principalmente collegato all'incremento di CCN conseguenza della stagionalità tipica dei primi sei mesi dell'anno e dei maggiori volumi di energia elettrica e gas venduti. Contribuisce alla variazione del capitale investito, seppur in misura minore, l'incremento delle immobilizzazioni nette dovuto all'acquisizione delle partecipazioni di Blu Ranton Srl e SangroServizi Srl e della fusione di Megas. Net nella società Marche Multiservizi Spa.

(mld/euro)

Nel primo semestre dell'esercizio 2018, gli investimenti del Gruppo ammontano a 177,8 milioni di euro, con il beneficio di 7,8 milioni di euro di contributi in conto capitale, di cui 4,1 milioni per gli investimenti FoNI (Fondo Nuovi Investimenti) come previsto dal metodo tariffario per il servizio idrico integrato, in diminuzione di 11,0 milioni rispetto al primo semestre dell'anno precedente. Al lordo dei

Investimenti netti in crescita di 26,0 milioni di euro

Gli investimenti netti sono in crescita di 26,0 milioni di euro passando dai 151,8 milioni di euro di giugno 2017 ai 177,8 milioni di euro del primo semestre 2018.

(mln/euro)

Di seguito la suddivisione per settore di attività, con evidenza dei contributi in conto capitale:

Totale investimenti (mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Area gas	38,2	39,2	-1,0	-2,6%
Area energia elettrica	10,0	10,5	-0,5	-4,8%
Area ciclo idrico integrato	66,9	68,2	-1,3	-1,9%
Area ambiente	31,1	20,9	+10,2	+48,8%
Area altri servizi	7,6	8,7	-1,1	-12,6%
Struttura centrale	30,0	22,6	+7,4	+32,7%
Totale investimenti operativi	183,8	170,1	+13,7	+8,1%
Totale investimenti finanziari	1,7	0,5	+1,2	+240,0%
Totale investimenti lordi	185,6	170,6	+15,0	+8,8%
Contributi conto capitale	7,8	18,8	-11,0	-58,5%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi investimenti)	4,1	2,7	+1,4	+51,9%
Totale investimenti netti	177,8	151,8	+26,0	+17,1%

Continua il forte impegno negli investimenti operativi in impianti e infrastrutture

Gli investimenti operativi del Gruppo, al lordo dei contributi in conto capitale, sono pari a 183,8 milioni di euro, in crescita del 8,1% rispetto all'anno precedente e sono riferiti principalmente a interventi su impianti, reti e infrastrutture. A questi si aggiungono gli adeguamenti normativi che riguardano soprattutto la distribuzione gas per la sostituzione massiva dei contatori e 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 nelle sedi aziendali, sui sistemi informativi, sul parco automezzi, oltre a laboratori e strutture di telecontrollo. Complessivamente, gli investimenti di struttura aumentano di 7,4 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

571,8 milioni di euro fondi

Nei primi sei mesi del 2018, i fondi ammontano a 571,8 milioni di euro, in leggero calo rispetto a quanto registrato alla fine dell'anno precedente. La variazione è dovuta alla riclassifica a fondo ammortamento di circa 9,5 milioni di euro, corrispondenti alla quota accantonata nel fondo ripristino beni di terzi collegata alle reti di proprietà di Megas. Net Spa, oggi acquisita dalla società del gruppo Marche Multiservizi Spa.

Il patrimonio netto sale dai 2.706,0 milioni di euro del 2017 ai 2.715,6 milioni di euro di giugno 2018 a beneficio della struttura finanziaria del Gruppo. La variazione è conseguenza del positivo risultato di periodo pari a 167,2 milioni di euro che ha finanziato la distribuzione di 150,4 milioni di euro di dividendi.

2,7 miliardi di euro patrimonio netto

	NOULIAIVINEIIV	FAINIVIVIVIEI IV
SALDI COME DA BILANCIO D'ESERCIZIO DELLA CAPOGRUPPO	172,2	2.315,4
Eccedenza dei patrimoni netti dei bilanci di periodo rispetto ai valori di carico delle partecipazioni in imprese consolidate	(3,3)	108,5
Rettifiche di consolidamento :
- valutazione a patrimonio netto di imprese iscritte nel bilancio separato al costo	(3,6)	(5,6)
- differenza tra prezzo di acquisto e corrispondente patrimonio netto contabile	(3,2)	127,7
- eliminazione effetti operazioni infragruppo	(4,0)	(11,5)
TOTALE	158,1	2.534,5
Attribuzione interessenza di terzi	9,1	181,1
SALDI COME DA BILANCIO CONSOLIDATO	167,2	2.715,6

L'analisi dell'indebitamento finanziario netto è riportata nella tabella qui di seguito esposta:

mln/euro		giu-18	dic-17	Una solida posizione
a	Disponibilità liquide	515,2	450,5	finanziaria
b	Altri crediti finanziari correnti	44,7	41,5
	Debiti bancari correnti	(239,7)	(187,0)
	Parte corrente dell'indebitamento bancario	(61,3)	(55,3)
	Altri debiti finanziari correnti	(34,7)	(35,3)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successiv o	(1,8)	(2,0)
c	Indebitamento finanziario corrente	(337,5)	(279,6)
d=a+b+c	Indebitamento finanziario corrente netto	222,4	212,4
	Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse	(2.932,6)	(2.825,3)
	Altri debiti finanziari non correnti	(21,0)	(21,4)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successiv o	(13,0)	(13,9)
e	Indebitamento finanziario non corrente	(2.966,6)	(2.860,6)
f=d+e	Posizione finanziaria netta - comunicazione Consob 15519/2006	(2.744,2)	(2.648,3)
g	Crediti finanziari non correnti	119,2	125,2
h=f+g	Indebitamento finanziario netto	(2.625,0)	(2.523,0)

Il valore complessivo dell'indebitamento finanziario netto, pari a 2.625,0 milioni di euro. La struttura finanziaria del Gruppo al 30 giugno 2018 presenta un indebitamento corrente pari a 337,5 milioni di euro, di cui 61,3 milioni di euro è la quota di finanziamenti bancari in scadenza entro l'anno e 239,7 milioni di euro è la quota di debiti bancari correnti. Quest'ultimi sono rappresentati prevalentemente da utilizzi di linee di conto corrente per circa 190 milioni di euro e da ratei per interessi passivi su finanziamenti per 49,7 milioni di euro. L'indebitamento finanziario non corrente è aumentato, rispetto all'anno precedente, in seguito all'utilizzo, in giugno, della linea di finanziamento BEI stipulata ad inizio anno. Il debito a medio/lungo termine è prevalentemente costituito da titoli obbligazionari (bond) emessi sul mercato europeo e quotati alla Borsa del Lussemburgo (78,6% del totale), con rimborso alla scadenza in unica soluzione.

Il totale indebitamento presenta una durata residua media di circa sette anni, di cui il 63% del debito ha scadenza oltre i cinque anni.

L'indebitamento finanziario netto passa da 2.523,0 milioni di euro del 2017 a 2.625,0 milioni di euro di giugno 2018. Si evidenzia che a giugno 2018 sono stati corrisposti 150,4 milioni di euro di dividendi.

(mld/euro)

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

Strategia multibusiness

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 considera la valorizzazione di maggiori ricavi e costi, senza impatto sul margine operativo lordo, relativi all'applicazione dell'Ifric 12. 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, i servizi del ciclo idrico integrato e il servizio d'illuminazione pubblica.

Il primo semestre 2018 mostra una significativa crescita rispetto all'analogo periodo dell'esercizio precedente, sia in termini di marginalità che di volumi venduti. Questo risultato è stato ottenuto grazie ad una climaticità più rigida del periodo invernale, allo sviluppo commerciale e ai maggiori margini del servizio di distribuzione. Marginalità in crescita

crescita del Mol

+9,6%

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

(mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Margine operativo lordo area	188,4	171,8	+16,6	+9,6%
Margine operativ o lordo Gruppo	523,6	505,9	+17,7	+3,5%
Peso percentuale	36,0%	34,0%	+2,0 p.p.

Il numero di clienti gas è in aumento di 26,8 mila clienti, pari all'1,9%, rispetto al primo semestre 2017. L'ingresso nel perimetro di consolidamento delle società Blu Ranton Srl e Verducci Servizi Srl ha contribuito per 19,8 mila clienti, mentre la restante crescita è generata dalle azioni commerciali, dal mantenimento e dallo sviluppo della base clienti.

(mgl)

I volumi di gas complessivamente venduti aumentano di 601,1 milioni di mc, pari al 26,6%, passando da 2.257,7 milioni di mc di giugno 2017 ai 2.858,7 del primo semestre 2018, periodo nel quale i gradi giorno(*) sono aumentati del 7% rispetto al periodo precedente. I volumi di trading evidenziano una crescita pari a 518,1 milioni di mc (22,9% sul totale dei volumi) per le maggiori attività all'estero, in particolare sul TTF. I volumi venduti a clienti finali presentano una crescita del 2,7% rispetto al primo semestre 2017, pari a 82,9 milioni di mc, grazie al clima più rigido dell'inverno 2018 e all'incremento della base clienti per circa 69,0 milioni di mc e all'apporto delle società Blu Ranton Srl e Verducci Servizi Srl per circa 13,9 milioni di mc.

(mln/mc)

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/euro)	giu-18	Inc%	giu-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricav i	1.128,8		937,9		+190,9	+20,4%
Costi operativ i	(886,5)	-78,5%	(714,4)	-76,2%	+172,1	+24,1%
Costi del personale	(58,8)	-5,2%	(57,3)	-6,1%	+1,5	+2,6%
Costi capitalizzati	4,7	0,4%	5,6	0,6%	-0,9	-16,0%
Margine operativo lordo	188,4	16,7%	171,8	18,3%	+16,6	+9,6%

I ricavi passano da 937,9 milioni di giugno 2017 a 1.128,8 milioni di euro al 30 giugno 2018, con una crescita di 190,9 milioni di euro, pari al 20,4%. Le ragioni principali della crescita sono da imputare ai maggiori ricavi dell'attività di trading, per circa 128 milioni di euro, per il maggior prezzo della materia prima gas, per circa 23 milioni di euro, per i maggiori volumi venduti di gas, per 28 milioni di euro, e per le acquisizione di Blu Ranton Srl e Verducci Servizi Srl, per circa 7,6 milioni di euro. Sono in aumento anche i ricavi per i titoli di efficienza energetica, a seguito dell'aumento del prezzo di mercato, per circa 12,4 milioni di euro, e i ricavi delle società estere operanti in Bulgaria, grazie al crescente sviluppo commerciale, per 2,3 milioni di euro. Tale crescita è contenuta dai minori ricavi per la cessione della società Medea Spa, pari a 4,9 milioni di euro, e dai minori ricavi per oneri di sistema, pari a 5,7 milioni di euro.

^(*) Questa unità di misura esprime il fabbisogno termico di una determinata area geografica. Valori di gradi giorno elevati indicano temperature medie giornaliere inferiori rispetto alla temperatura convenzionale di riferimento, fissata a 20° C.

(mln/euro)

L'incremento dei ricavi si riflette in maniera più che proporzionale sulla crescita dei costi operativi che passano dai 714,4 milioni di euro di giugno 2017 agli 886,5 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018, evidenziando quindi una crescita complessiva di 172,1 milioni di euro. Tale andamento è dovuto principalmente alle maggiori attività di trading, ai maggiori volumi venduti, al maggior costo della materia prima e al maggior costo unitario dei titoli di efficienza energetica.

Il margine operativo lordo aumenta di 16,6 milioni di euro, pari allo 9,6%, passando dai 171,8 milioni di euro del primo semestre 2017 ai 188,4 milioni di euro del 30 giugno 2018, grazie a maggiori volumi e margini delle attività di vendita e trading, ai margini delle attività in Bulgaria e ai maggior incentivi per la sicurezza nelle reti di distribuzione gas.

(mln/euro)

Nel primo semestre 2018, gli investimenti netti nell'area gas sono pari a 38,2 milioni di euro, in diminuzione di 1,0 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Nella distribuzione del gas, si registra un incremento di 1,5 milioni di euro che deriva principalmente da maggiori manutenzioni straordinarie su reti e impianti, mentre la richiesta di nuovi allacciamenti risulta in lieve diminuzione rispetto al primo semestre dell'anno precedente.

Gli investimenti sono diminuiti di 2,4 milioni di euro nel teleriscaldamento e gestione calore, principalmente per effetto dei consistenti lavori effettuati l'anno precedente nel teleriscaldamento sull'impianto Barca di Bologna. I nuovi allacciamenti del teleriscaldamento sono in linea rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

(mln/euro)

I dettagli degli investimenti operativi nell'area gas:

Gas (mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Reti e impianti	33,0	31,5	+1,5	+4,8%
Tlr/gestione calore	5,2	7,6	-2,4	-31,6%
Totale gas lordi	38,2	39,2	-1,0	-2,6%
Contributi conto capitale	0,0	0,0	+0,0	+0,0%
Totale gas netti	38,2	39,2	-1,0	-2,6%

La marginalità dell'area energia elettrica subisce una contrazione rispetto all'analogo periodo dell'anno precedente, anche per la fase di manutenzione di una centrale di produzione energia elettrica partecipata dal Gruppo.

Marginalità in diminuzione

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

(mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Margine operativo lordo area	84,0	91,6	-7,6	-8,3%
Margine operativ o lordo Gruppo	523,6	505,9	+17,7	+3,5%
Peso percentuale	16,0%	18,1%	-2,1 p.p.

Il numero di clienti energia elettrica evidenzia un 1,0 milione di punti di fornitura, in aumento del 8,9% (82,8 mila unità) rispetto al primo semestre 2017. L'importante crescita è avvenuta sia nel mercato libero, per il 10,5% del totale, per effetto del rafforzamento dell'azione commerciale messa in atto, in particolare nei territori del centro Italia, sia all'ampliamento della base clienti effettuata grazie al subentro nella fornitura dei clienti a maggior tutela del comune di Gorizia, pari a circa 13 mila clienti.

(mgl)

I volumi venduti di energia elettrica passano da 4.805,9 GWh del 30 giugno 2017 a 5.866,5 GWh del 30 giugno 2018, con un aumento complessivo del 22,1%, pari a 1.060,6 GWh. I volumi venduti nel mercato libero crescono del 16,2% sul totale, mentre i volumi in salvaguardia crescono del 5,8% rispetto al totale.

(GWh)

La sintesi dei risultati economici dell'area:

Conto economico (mln/euro)	giu-18	Inc%	giu-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricav i	1.184,2		1.147,6		+36,6	+3,2%
Costi operativ i	(1.083,4)	-91,5%	(1.039,0)	-90,5%	+44,4	+4,3%
Costi del personale	(22,4)	-1,9%	(22,5)	-2,0%	-0,1	-0,4%
Costi capitalizzati	5,5	0,5%	5,5	0,5%	+0,0	+0,0%
Margine operativo lordo	84,0	7,1%	91,6	8,0%	-7,6	-8,3%

Mol in calo di 7,6 milioni di euro

I ricavi aumentano del 3,2%, passando dai 1.147,6 milioni di euro di giugno 2017 a 1.184,2 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018. Le principali motivazioni della crescita sono l'aumento dei volumi venduti, che genera maggiori ricavi per circa 93 milioni di euro, e i maggiori ricavi per il vettoriamento extra rete e per gli oneri di sistema per circa 61 milioni di euro, invarianti sui costi, e i maggior ricavi del servizio regolato di distribuzione. In controtendenza a tale andamento, vanno segnalati i minori ricavi per attività di trading per circa 70 milioni di euro, il minor prezzo della materia prima per circa 19 milioni di euro e i minori ricavi di produzione energia elettrica per circa 32 milioni di euro, prevalentemente per la manutenzione della centrale di Teverola già citata in precedenza.

(mln/euro)

L'incremento dei ricavi si riflette in maniera proporzionale sulla crescita dei costi operativi che passano da 1.039,2 milioni di euro del primo semestre 2017 a 1.083,4 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018, evidenziando quindi un aumento complessivo di 44,4 milioni di euro. Tale andamento è dovuto principalmente ai maggiori volumi venduti e ai maggiori oneri di sitema, nonostante il minor prezzo della materia prima e la minore attività di produzione di energia elettrica.

Al 30 giugno 2018, il margine operativo lordo diminuisce di 7,6 milioni di euro, pari all'8,3%, passando da 91,6 milioni del 2017 a 84,0 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018, per la minore marginalità nella produzione di energia elettrica per i motivi citati in precedenza, nonostante le maggiori marginalità derivanti dai volumi venduti nel mercato della salvaguardia e i maggiori ricavi del servizio di distribuzione.

(mln/euro)

Nell'area energia elettrica gli investimenti del primo semestre 2018 ammontano a 10,0 milioni di euro, in leggera diminuzione rispetto ai 10,5 milioni di euro del primo semestre 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 al primo semestre dell'esercizio precedente, si registrano minori interventi di estensione rete e minori manutenzioni straordinarie su impianti e reti.

Le richieste di nuovi allacciamenti sono in diminuzione rispetto a giugno dell'anno precedente.

(mln/euro)

Gli investimenti operativi nell'area energia elettrica:

Energia elettrica (mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Reti e impianti	10,0	10,5	-0,5	-4,8%
Totale energia elettrica lordi	10,0	10,5	-0,5	-4,8%
Contributi conto capitale	0,0	0,0	+0,0	+0,0%
Totale energia elettrica netti	10,0	10,5	-0,5	-4,8%

Nel primo semestre 2018, l'area ciclo idrico integrato ha registrato una crescita di marginalità pari a 1,5 milioni di euro, corrispondenti all'1,3%. Dal punto di vista normativo si segnala che il 2018 è il terzo anno di applicazione del metodo tariffario definito dall'Autorità per il periodo 2016-2019 (delibera 664/2015) e che in entrambi gli esercizi è imputato, per competenza, il ricavo a copertura del sottostante costo di ammortamento relativo agli investimenti realizzati.

Risultati in crescita nel primo semestre 2018

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

(mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %	+1,3% Mol in crescita
Margine operativo lordo area	112,8	111,3	+1,5	+1,3%
Margine operativo lordo Gruppo	523,6	505,9	+17,7	+3,5%
Peso percentuale	21,5%	22,0%	-0,5 p.p.

Il numero di clienti acqua si attesta a quota 1,5 milioni, aumentando di 5,0 migliaia, pari allo 0,3% rispetto al primo semestre 2017, a conferma del moderato trend di crescita organica nei territori di riferimento del Gruppo, prevalentemente nel territorio emiliano-romagnolo gestito da Hera Spa.

(mgl)

1,5 milioni clienti ciclo idrico integrato

142,8 milioni di mc: quantità gestita in acquedotto

Di seguito i principali indicatori quantitativi dell'area:

I volumi erogati, tramite acquedotto, presentano una contrazione di 3,9 milioni di mc pari al 2,6% riconducibile prevalentemente all' andamento climatico riscontrato nel corso dei primi sei mesi del 2018, che si è caratterizzato per una maggiore piovosità e nevosità, rispetto all'analogo periodo dell'anno precedente. Inoltre è presente un calo nelle quantità gestite relative alla fognatura (per circa lo 0,8%) e alla depurazione (per circa lo 0,7%) rispetto alle quantità di giugno 2017. I volumi somministrati, a seguito della delibera 664/2015 dall'Autorità, 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.

Conto economico (mln/euro)	giu-18	Inc%	giu-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	412,3		406,8		+5,5	+1,4%
Costi operativi	(212,8)	-51,6%	(208,2)	-51,2%	+4,6	+2,2%
Costi del personale	(89,5)	-21,7%	(90,0)	-22,1%	(0,5)	(0,6%)
Costi capitalizzati	2,9	0,7%	2,6	0,6%	+0,3	+11,4%
Margine operativo lordo	112,8	27,4%	111,3	27,4%	+1,5	+1,3%

La sintesi dei risultati economici dell'area:

I ricavi dell'area ciclo idrico, presentano una crescita di 5,5 milioni di euro pari all'1,4%. Tale andamento è dovuto ai maggiori ricavi da somministrazione per circa 2,0 milioni di euro, come risultato complessivo degli effetti tariffari previsti dall'Autorità per il periodo 2016-2019 e del riconoscimento della premialità sulla qualità contrattuale, per effetto dell'impegno su standard migliorativi rispetto a quelli previsti dall'Autorità. Inoltre sono presenti maggiori ricavi legati ad opere conto terzi ed ifric12 realizzate nel corso del primo semestre 2018 per circa 5,0 milioni di euro. Tale crescita è solo in parte mitigata dai minori altri atri ricavi di cui circa 0,5 milioni di euro dovuta a minori allacciamenti.

(mln/euro)

I costi operativi, crescono complessivamente di 4,6 milioni di euro, pari al 2,2%. Si segnalano maggiori costi per opere conto terzi ed ifric12 per complessivi 5,0 milioni di euro e maggiori costi legati sia alla crescita del prezzo di energia elettrica che della materia prima acqua per circa 1,0 milione di euro. Tali effetti sono in parte mitigati dai minori costi operativi per la gestione di reti e impianti per circa 1,3 milioni di euro.

Il margine operativo lordo presenta una crescita di 1,5 milioni di euro, pari all' 1,3%, passando dai 111,3 milioni di euro di giugno 2017 ai 112,8 milioni di euro dell'analogo periodo 2018, prevalentemente grazie ai maggiori ricavi da somministrazione.

(mln/euro)

Nel primo semestre 2018, gli investimenti netti nell'area ciclo idrico integrato ammontano a 59,1 milioni di euro, in crescita di 9,6 milioni di euro rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente. Al lordo dei contributi in conto capitale ricevuti, che si riducono di 11,0 milioni di euro, gli investimenti effettuati diminuiscono di 1,3 milioni di euro e sono pari a 66,9 milioni di euro rispetto ai 68,2 milioni di euro del primo semestre dell'anno precedente.

Gli investimenti 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 33,2 milioni di euro nell'acquedotto, per 22,6 milioni di euro nella fognatura e per 11,2 milioni di euro nella depurazione.

(mln/euro)

Fra i principali interventi, si segnalano: nell'acquedotto, il potenziamento delle interconnessioni del sistema idrico modenese, gli interventi di riqualificazione delle aree dei serbatoi pensili e le maggiori manutenzioni programmate realizzate nei territori di Padova e Trieste; nella fognatura continua l'avanzamento delle importanti opere del piano per la salvaguardia della balneazione di Rimini, oltre a interventi di riqualificazione della rete fognaria in altri territori; nella depurazione, i minori investimenti rispetto l'anno precedente dipendono dai rilevanti interventi di adeguamento del depuratore di Servola, sul territorio del Gruppo AcegasApsAmga, effettuati nell'anno precedente.

Le richieste per nuovi allacciamenti idrici e fognari in linea rispetto all'anno precedente.

I contributi in conto capitale per 7,8 milioni di euro, sono comprensivi di 4,1 milioni di euro derivanti dalla componente della tariffa prevista dal metodo tariffario per il Fondo Nuovi investimenti (FoNI) e diminuiscono di 11,0 milioni di euro rispetto all'anno precedente principalmente per la quota relativa alle opere del depuratore di Servola.

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'area ciclo idrico integrato:

Ciclo idrico integrato (mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Acquedotto	33,2	27,8	+5,4	+19,4%
Depurazione	11,2	23,2	-12,0	-51,7%
Fognatura	22,6	17,3	+5,3	+30,6%
Totale ciclo idrico integrato lordi	66,9	68,2	-1,3	-1,9%
Contributi conto capitale	7,8	18,8	-11,0	-58,5%
di cui per FoNI (Fondo Nuovi investimenti)	4,1	2,7	+1,4	+51,9%
Totale ciclo idrico integrato netti	59,1	49,5	+9,6	+19,4%

Rilevanti investimenti operativi su acquedotto, fognatura e depurazione

A giugno 2018 l'area ambiente contribuisce con il 24,0% alla marginalità del Gruppo Hera, presentando un margine operativo lordo in crescita rispetto al primo semestre 2017. Sul fronte del trattamento dei rifiuti proseguono le iniziative, volte al recupero di materia e all'efficienza energetica, con particolare riferimento all'avvio dell'impianto di produzione di biometano di Sant'Agata Bolognese, e alla piena attività e crescita di Aliplast, che rappresenta l'elemento fondamentale in grado di chiudere virtualmente il cerchio dell'Economia Circolare. L'attenzione verso uno sviluppo sostenibile ed efficiente del percorso integrato dei rifiuti nei propri territori è confermato anche dai crescenti livelli di raccolta differenziata che si attesta al 60% e che verrà successivamente commentato. Si conferma infine anche per il primo semestre 2018 l'impegno del Gruppo a rafforzare la propria posizione di leader di mercato sia attraverso lo sviluppo di una puntuale e mirata azione commerciale volta ad ampliare il proprio portafoglio clienti, che attraverso il continuo presidio al mercato dei bandi di gara.

Di seguito le variazioni a livello di margine operativo lordo:

(mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %	Crescita del Mol: +3,8%
Margine operativo lordo area	125,9	121,3	+4,6	+3,8%
Margine operativo lordo Gruppo	523,6	505,9	+17,7	+3,5%
Peso percentuale	24,0%	24,0%	+0,0 p.p.

Nella tabella di seguito riportata è esposta l'analisi dei volumi commercializzati e trattati dal Gruppo nel corso del primo semestre 2018:

Dati quantitativi (mgl/t)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Rifiuti urbani	1.120,2	1.131,2	-11,0	-1,0%
Rifiuti da mercato	1.177,5	1.136,6	+40,9	+3,6%
Rifiuti commercializzati	2.297,6	2.267,9	+29,7	+1,3%
Sottoprodotti impianti	1.560,9	1.303,0	+257,9	+19,8%
Rifiuti trattati per tipologia	3.858,6	3.570,8	+287,8	+8,1%

Dal 2018 i rifiuti urbani comprendono anche i volumi dei regimi commerciali precedentemente compresi nei rifiuti da mercato. I dati del primo semestre 2017 sono stati riesposti, tra urbani e da mercato, in analogia alla classificazione dell'esercizio corrente.

Mol in crescita

Gruppo Hera – Relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2018 approvata nel CdA di Hera Spa del 30 luglio 2018 30

Rifiuti da mercato

+3,6%

L'analisi dei dati quantitativi evidenzia una crescita dell'1,3% dei rifiuti commercializzati dovuto prevalentemente ai rifiuti da mercato che crescono del 3,6%, assorbendo il lieve calo dei rifiuti urbani. La crescita nei volumi da mercato è una conseguenza della maggiore attività d'intermediazione. I rifiuti urbani presentano una lieve contrazione, mentre i sottoprodotti degli impianti risultano in crescita per la maggiore produzione di percolati in discarica riconducibile alla maggiore piovosità del primo semestre 2018 rispetto all'analogo periodo del 2017.

La raccolta differenziata di rifiuti urbani registra un ulteriore progresso, passando dal 58% del primo semestre 2017 al 60% dell'analogo periodo dell'anno in corso. A giugno 2018 nei territori gestiti da Hera Spa la raccolta differenziata aumenta dello 1,7%, nei territori di Marche Multiservizi Spa aumenta dell' 11,4% e nel Triveneto la crescita si attesta all' 1,0%.

(%)

In calo le discariche

Dati quantitativi (mgl/t)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Discariche	353,0	414,3	-61,3	-14,8%
Termovalorizzatori	662,4	653,5	+8,9	+1,4%
Impianti di selezione e altro	240,3	218,9	+21,4	+9,8%
Impianti di compostaggio e stabilizzazione	158,9	192,8	-33,9	-17,6%
Impianti di inertizzazione e chimico-fisici	696,8	613,6	+83,2	+13,6%
Altri impianti	1.747,3	1.477,6	+269,7	+18,3%
Rifiuti trattati per impianto	3.858,6	3.570,8	+287,8	+8,1%

Il Gruppo Hera opera nel ciclo completo dei rifiuti con 89 impianti di trattamento di rifiuti urbani e speciali e di rigenerazione dei materiali plastici. Tra i principali impianti si evidenziano: 10 termovalorizzatori, 11 compostaggi/digestori, 15 impianti di selezione.

Il trattamento dei rifiuti evidenzia una crescita, pari all' 8,1% rispetto al primo semestre 2017. Al riguardo si segnalano i minori quantitativi in discarica mentre sulla filiera dei termovalorizzatori le quantità trattate sono sostanzialmente allineate all'anno precedente registrando un lieve aumento dell'1,4%. L'aumento delle quantità negli impianti di selezione è imputabile alle maggiori quantità trattate, principalmente nell'impianto di Castiglione delle Stiviere. I minori quantitativi negli impianti di compostaggio e stabilizzazione sono dovuti principalmente ad attività di manutenzioni programmate su alcuni impianti per adeguamento normativo. I maggiori quantitativi nella filiera degli impianti d'inertizzazione e chimico-fisici sono riconducibili all'aumento dei percolati delle discariche per la maggiore piovosità. Infine la filiera impianti terzi/altri impianti beneficia, dei maggiori quantitativi trattati da Waste Recycling e dell'incremento dei sottoprodotti trattati in impianti di terzi.

Conto economico (mln/euro)	giu-18	Inc%	giu-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %
Ricavi	561,4		546,4		+15,0	+2,7%
Costi operativi	(338,6)	-60,3%	(325,5)	-59,6%	+13,1	+4,0%
Costi del personale	(100,9)	-18,0%	(102,5)	-18,8%	-1,6	-1,6%
Costi capitalizzati	3,9	0,7%	2,9	0,5%	+1,0	+34,2%
Margine operativo lordo	125,9	22,4%	121,3	22,2%	+4,6	+3,8%

Una sintesi dei risultati economici dell'area:

I ricavi a giugno 2018 aumentano del 2,7%, pari a 15,0 milioni, passando dai 546,4 milioni di euro al 30 giugno 2017 ai 561,4 milioni di euro del primo semestre 2018. Tale andamento è dovuto al trend positivo dei prezzi dei rifiuti speciali e all'espansione del portafoglio clienti industriali che compensa i minori volumi trattati, i minori ricavi da produzione energia elettrica e il termine della gestione del servizio d'igiene ambientale in 13 Comuni del territorio forlivese a partire dal 1° gennaio 2018.

Marginalità in aumento

I costi operativi a giugno 2018 aumentano del 4,0%, pari a 13,1 milioni di euro passando dai 325,5 milioni di euro di giugno 2017 ai 338,6 milioni di euro del primo semestre 2018. Tale andamento è dovuto ai maggiori costi nel business del trattamento rifiuti legati allo sviluppo delle attività di bonifica e all'esternalizzazione dei sottoprodotti e per quanto concerne l'igiene urbana allo sviluppo di nuovi progetti di raccolta differenziata. Tale andamento è mitigato dai minori costi per servizi e manutenzione degli impianti Wte e dai minori costi legati al già citato territorio forlivese.

Il costo del personale, al netto della cessione delle risorse per lo svolgimento delle attività di raccolta nel forlivese, già citata in precedenza, presenta un lieve calo dello 0,6%.

Il margine operativo lordo passa dai 121,3 milioni di euro del primo semestre 2017 ai 125,9 milioni di euro del analogo periodo del 2018 evidenziando una crescita di 4,6 milioni di euro, pari al 3,8%. Tale andamento è stato sostenuto dai maggiori prezzi sui trattamenti dei rifiuti speciali che hanno saputo più che compensare il leggero calo registrato nei prezzi/incentivi dell'energia elettrica e l'uscita di Forlì dal perimetro delle attività di raccolta e spazzamento.

(mln/euro)

Gli investimenti netti nell'area ambiente riguardano gli interventi di manutenzione e potenziamento degli impianti e ammontano a 31,1 milioni di euro, in crescita di 10,2 milioni di euro rispetto al primo semestre all'esercizio precedente.

La filiera compostaggi/digestori presenta un sensibile incremento degli investimenti per 9,7 milioni di euro, prevalentemente dovuto agli interventi sul compostaggio di Sant'Agata Bolognese per le attività legate alla realizzazione dell'impianto di biometano.

Il decremento degli investimenti sulle discariche per 0,7 milioni di euro è da attribuire principalmente ai lavori effettuati nel 2017 per la realizzazione del nono settore nella discarica di Ravenna, rispetto ai nuovi interventi sull'impianto di Cordenons e altri, di minor valore complessivo.

Nella filiera Wte si registra un incremento di 0,9 milioni di euro dovuto principalmente ai lavori sull'impianto di Padova, non interamente compensati dai minori interventi sugli impianti di Pozzilli, Rimini e Modena.

L'incremento degli investimenti nella filiera Impianti rifiuti speciali è dovuto agli interventi manutentivi sugli impianti di Ravenna.

La filiera isole ecologiche e attrezzature di raccolta registra maggiori investimenti per 1,0 milioni di euro principalmente nel territorio della società Hera Spa, mentre il decremento nella filiera degli impianti di selezione e recupero per 1,1 milioni di euro è imputabile principalmente ai minori investimenti del Gruppo Aliplast, dovuti ai consistenti interventi effettuati l'anno precedente sulla linea Pet della società Alimpet Srl, non interamente compensati dai maggiori investimenti realizzati nella stessa filiera dalla società Waste Recycling Spa.

(mln/euro)

Il dettaglio degli investimenti operativi nell'area ambiente:

giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
13,0	3,3	+9,7	+293,9%
3,5	4,2	-0,7	-16,7%
4,4	3,5	+0,9	+25,7%
1,0	0,7	+0,3	+42,9%
3,1	2,1	+1,0	+47,6%
6,1	7,2	-1,1	-15,3%
31,1	20,9	+10,2	+48,8%
0,0	0,0	+0,0	+0,0%
31,1	20,9	+10,2	+48,8%

Aumentano gli investimenti operativi

L'area altri servizi raccoglie i business minori gestiti dal Gruppo. Ne fanno parte la pubblica illuminazione, le telecomunicazioni e i servizi cimiteriali. Nei primi sei mesi del 2018, il risultato dell'area presenta un incremento pari al 27,3% rispetto all'esercizio precedente: il margine operativo lordo infatti è passato dai 9,9 milioni di euro del primo semestre 2017 ai 12,6 milioni di euro dell'analogo periodo del 2018. Marginalità in crescita

Di seguito le variazioni del margine operativo lordo sono:

(mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Margine operativo lordo area	12,6	9,9	+2,7	+27,3%
Margine operativo lordo Gruppo	523,6	505,9	+17,7	+3,5%
Peso percentuale	2,4%	2,0%	+0,4 p.p.

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

Dati quantitativi	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Illuminazione pubblica
Punti luce (mgl)	526,8	509,6	+17,2	+3,4%
di cui a led	13,5%	7,2%	+6,3 p.p.
Comuni serviti	166,0	162,0	+4,0	+2,5%

Dall'analisi dei dati quantitativi dell'illuminazione pubblica emerge una crescita di 17,2 mila punti luce e l'acquisizione di 4 nuovi Comuni gestiti. Il Gruppo Hera nel corso dei primi sei mesi del 2018 ha acquisito circa 26 mila punti luce in 9 nuovi Comuni. Le acquisizioni maggiormente significative sono state: in Abruzzo per circa 6 mila punti luce, nel Lazio per circa 3 mila punti, nel Triveneto per circa 9 mila punti luce, prevalentemente in provincia di Udine e di Venezia, e maggiori punti luce gestiti nei comuni già serviti. Gli incrementi dell'anno hanno pienamente assorbito la perdita di circa 9 mila punti luce e di 5 Comuni gestiti principalmente nella provincia di Forlì e di Padova. Cresce anche la percentuale dei punti luce che utilizzano lampade a led che nei primi sei mesi del 2018 si attesta al 13,5% in crescita di 6,3 punti percentuali. Tale andamento evidenzia l'attenzione costante del Gruppo ad una gestione sempre più efficiente e sostenibile dell'illuminazione pubblica.

526,8 mila Punti luce I risultati economici dell'area sono:

Conto economico (mln/euro)	giu-18	Inc%	giu-17	Inc.%	Var. Ass.	Var. %	Area in crescita
Ricavi	67,7		63,3		+4,4	+7,0%
Costi operativi	(46,2)	-68,2%	(44,4)	-70,2%	+1,8	+4,1%
Costi del personale	(10,2)	-15,0%	(10,2)	-16,1%	+0,0	+0,0%
Costi capitalizzati	1,2	1,8%	1,2	1,9%	+0,0	+0,0%
Margine operativo lordo	12,6	18,6%	9,9	15,6%	+2,7	+27,3%

I ricavi dell'area sono in crescita rispetto a giugno 2017 per 4,4 milioni di euro passando da 63,3 milioni di euro a 67,7 milioni di euro di giugno 2018. La crescita è dovuta all'apporto positivo sia dell'illuminazione pubblica, i cui ricavi crescono di circa 2,0 milioni di euro per il buon andamento della partecipazione alle gare pubbliche, che delle telecomunicazioni, i cui ricavi sono in crescita grazie alle maggiori collaborazioni commerciali esterne e per il contributo al processo di digitalizzazione e innovazione posto in campo dal Gruppo Hera.

(mln/euro)

Il margine operativo lordo presenta una crescita di 2,7 milioni di euro rispetto al primo semestre 2017. Tale andamento è dovuto ai maggiori margini dell'illuminazione pubblica e dei servizi delle telecomunicazioni.

(mln/euro)

Gli investimenti nell'area altri servizi sono pari a 7,6 milioni di euro, in diminuzione di 1,1 milioni di euro rispetto lo stesso periodo dell'anno precedente.

Nelle telecomunicazioni sono stati realizzati 4,3 milioni di euro di investimenti in rete e in servizi Tlc e Idc (Internet data center), in riduzione di 0,7 milioni di euro rispetto al primo semestre 2017, mentre nel servizio di illuminazione pubblica, gli investimenti per 3,3 milioni di euro sono relativi agli interventi di manutenzione, riqualificazione e ammodernamento degli impianti di illuminazione dei territori gestiti, con un decremento di 0,4 milioni di euro.

(mln/euro)

I dettagli degli investimenti operativi nell'area altri servizi:

Altri Servizi (mln/euro)	giu-18	giu-17	Var. Ass.	Var. %
Tlc	4,3	5,0	-0,7	-14,0%
Illuminazione pubblica e semaforica	3,3	3,7	-0,4	-10,8%
Totale altri servizi lordi	7,6	8,7	-1,1	-12,6%
Contributi conto capitale	0,0	0,0	+0,0	+0,0%
Totale altri servizi netti	7,6	8,7	-1,1	-12,6%

Blu Ranton Srl

Febbraio

In data 7 febbraio 2018 si è perfezionata l'acquisizione, da parte di Hera Comm Marche Srl, del 100% del capitale sociale di Blu Ranton Srl, società operante nel settore della vendita di energia elettrica e gas, con circa 15.000 clienti gas e 700 clienti elettrici serviti nei territori di Teramo, Macerata e Pescara.

Marche Multiservizi Spa

In data 7 marzo 2018, le Assemblee dei Soci di Marche Multiservizi Spa e di Megas. Net Spa hanno approvato il progetto di fusione di quest'ultima in Marche Multiservizi Spa. Successivamente, con effetti decorrenti dal 1° giugno 2018, si è perfezionata la suddetta fusione, con conseguente aumento del capitale sociale di Marche Multiservizi Spa da 13.484.242 a 16.388.535 di euro. Tale operazione si inquadra nell'ambito del processo di razionalizzazione delle partecipazioni societarie della provincia di Pesaro Urbino e dei Comuni del territorio. Marzo

SangroServizi Srl

In data 20 marzo 2018, Hera Comm Srl, in seguito all'aggiudicazione di asta pubblica indetta dai Comuni Atessa, Paglieta e San Vito Chietino, ha acquisito da questi ultimi il 49% del capitale sociale di SangroServizi Srl, società operante nel settore della vendita di gas metano, energia elettrica ed altri prodotti energetici con circa 7.000 clienti gas serviti nel territorio della provincia di Chieti.

Medea Spa

In data 6 aprile 2018, in esecuzione dell'accordo vincolante sottoscritto in data 21 dicembre 2017, Hera Spa ha ceduto ad Italgas Reti Spa l'intera partecipazione detenuta in Medea Spa. Aprile

Amga Energia & Servizi Srl – Hera Comm Srl

In data 9 maggio 2018 ed in data 20 giugno 2018, i Consigli di Amministrazione di Hera Comm Srl e di Amga Energia & Servizi Srl hanno rispettivamente approvato il progetto di fusione di quest'ultima in Hera Comm Srl che già ne detiene l'intero capitale sociale, con effetti decorrenti dal 1 ottobre 2018. Tale percorso di aggregazione aziendale si inquadra in un più ampio progetto di integrazione in capo ad Hera Comm Srl delle società di vendita del Gruppo. Giugno

Verducci Servizi Srl – Hera Comm Marche Srl

In data 18 giugno 2018 i Consigli di Amministrazione di Hera Comm Marche Srl (84% Hera Comm Srl) e di Verducci Servizi Srl hanno approvato il progetto di fusione di quest'ultima in Hera Comm Marche Srl, che già ne detiene l'intero capitale sociale, con effetti decorrenti dal 1° ottobre 2018.

Tale operazione è volta ad integrare le due società che operano nel medesimo settore economico dell'attività di vendita ai clienti finali nel settore del gas naturale e si inquadra nell'ambito delle operazioni di aggregazione aziendale in capo ad Hera Comm Srl e alle sue controllate.

Gran Sasso Srl – Hera Comm Marche Srl

In data 18 giugno 2018 e in data 22 giugno 2018, i Consigli di Amministrazione di Hera Comm Marche Srl e di Gran Sasso Srl hanno rispettivamente approvato il progetto di fusione di quest'ultima in Hera Comm Marche Srl, previo trasferimento da Hera Comm Srl ad Hera Comm Marche Srl dell'intera partecipazione detenuta in Gran Sasso Srl.

Anche tale ulteriore operazione, i cui effetti decorreranno dal 1 ottobre 2018, è volta a razionalizzare le società del Gruppo che operano nel medesimo settore economico della vendita ai clienti finali nel settore del gas naturale.

Alipackaging Srl – Aliplast Spa

In data 13 luglio 2018 si è perfezionata la fusione per incorporazione di Alipakaging Srl in Aliplast Spa, che già ne deteneva l'intera partecipazione.

Tale operazione è volta a realizzare la concentrazione nella società incorporante dell'attività di commercio di materiale plastico per l'imballaggio.

Cerplast Srl/Variplast Srl/Umbroplast Srl – Aliplast Spa

In data 25 luglio 2018 i Consigli di Amministrazione di Aliplast Spa e di Cerplast Srl, Variplast Srl e Umbroplast Srl hanno approvato il progetto di fusione per incorporazione di queste ultime in Aliplast Spa, i cui effetti decorreranno dal 1 gennaio 2019.

Tale operazione è volta a realizzare la concentrazione nella società incorporante dell'attività di raccolta, di gestione e di selezione di materiale plastico per l'imballaggio.

Ghirlandina Solare Srl

In data 24 luglio 2018 si è perfezionata la cessione della partecipazione detenuta da Hera Spa in Ghirlandina Solare Srl, società operante nel settore delle energie rinnovabili, pari al 33,33% del capitale sociale.

Nel primo semestre del 2018 i mercati finanziari hanno mostrato un andamento contrastato per l'alternarsi di fasi positive, sorrette dall'ottimismo sulle prospettive di crescita economica globale, e di momenti in cui ha prevalso la preoccupazione degli investitori per l'emergere di fattori di rischio geopolitici. Sulla scia di un 2017 che si era chiuso positivamente, il 2018 è inizialmente partito con un generalizzato rialzo di tutti gli indici azionari globali. A partire dal mese di febbraio, le aspettative di un'accelerazione del tasso di inflazione, sostenute anche dall'imponente manovra fiscale lanciata dall'amministrazione statunitense, hanno portato a un repentino cambio di umore degli operatori finanziari, che hanno iniziato a scontare nelle loro valutazioni un rientro più veloce delle banche centrali dalle politiche monetarie espansive. I buoni risultati riportati dalle società quotate, nella maggior parte dei casi superiori alle attese, hanno poi guidato il rimbalzo dei listini nei mesi di marzo e aprile, fino all'intensificarsi della guerra commerciale tra Stati Uniti e Cina, che ha portato a un nuovo ripiegamento delle quotazioni.

Sul finire del semestre il mercato italiano ha vissuto una fase di maggiore volatilità rispetto alle altre borse mondiali, come conseguenza dello scenario politico italiano e all'incertezza circa la politica economica del nuovo governo. In questa situazione gli investitori hanno preferito disinvestire dai titoli di Stato italiano, con evidenti ripercussioni anche sulle società più esposte all'economia nazionale (come utility e banche).

In questo contesto il titolo Hera ha chiuso il periodo con un prezzo ufficiale di 2,683 euro, mostrando un trend simile a quello del settore di riferimento, ma con una performance superiore, beneficiando della chiara strategia di crescita inclusa nel piano industriale al 2021, presentato alla comunità finanziaria nei mesi di gennaio e febbraio attraverso un road show internazionale, e dei validi fondamentali confermati con la pubblicazione dei risultati annuali e del primo trimestre.

Aumento del rischio Paese alla base della performance delle utility

Andamento contrastato per i mercati globali, pesano le incognite geopolitiche

Il 18 giugno scorso, in linea con le indicazioni contenute nel piano industriale, Hera ha distribuito un dividendo pari a 9,5 centesimi per azione, il sedicesimo di una serie ininterrotta e in crescita fin dalla quotazione.

euro			2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
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	0.09	0.09 0.095

L'effetto congiunto di una continua remunerazione degli azionisti tramite la distribuzione di dividendi e il rialzo del prezzo del titolo ha permesso al total shareholders' return cumulato dalla quotazione di rimanere sempre positivo e di attestarsi, alla fine del periodo di riferimento, a oltre il +213%.

Gli analisti finanziari che coprono il titolo (Banca Akros, Banca IMI, Equita Sim, Fidentiis Equities, Intermonte, Kepler Cheuvreux, MainFirst e Mediobanca) esprimono una marcata prevalenza di giudizi positivi, con la quasi totalità di raccomandazioni buy/outperform. Alla fine del periodo, il consensus target price era pari a 3,36 euro, superiore alla valutazione di 3,15 euro di fine 2017.

Al 30 giugno, la compagine sociale è composta per il 48,4% delle azioni da 107 soci pubblici dei territori di riferimento riuniti in un patto di sindacato, che è stato sottoscritto il 26 giugno 2018 con un'efficacia di tre anni, e per il 51,6% dal flottante.

Dal 2006, Hera ha adottato un piano di riacquisto di azioni proprie, rinnovato dall'Assemblea degli Azionisti del 26 aprile 2018 per un periodo di ulteriori 18 mesi, per un importo massimo complessivo di 200 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 22,9 milioni di azioni.

Dopo la pubblicazione del nuovo piano industriale 2017-2021, il vertice di Hera ha preso parte a un road show nelle principali piazze finanziarie europee e nordamericane per illustrare agli investitori i target di crescita del Gruppo. Questa puntuale attività di comunicazione, a cui ha fatto seguito la partecipazione a conference di settore, è risultata premiante per la performance del titolo nel periodo di riferimento.

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.

+213% il total shareholders' return dall'Ipo

48,4% il capitale sociale del patto di sindacato dei soci pubblici

Il dialogo con il mercato come intangible asset

Il settore utility e l'autority fra la

razionalizzazione del comparto e la liberalizzazione dei mercati

L'ultimo rapporto Top Utility stilato da Althesys fa emergere il fatto che il settore dei servizi di pubblica utilità rivesta un ruolo di primaria importanza all'interno dell'economia italiana, contribuendo per circa il 7% al Prodotto interno lordo (Pil) nazionale. Un risultato che viene tuttavia raggiunto con livelli di servizio ed efficienza molto eterogenei sul territorio italiano a causa dell'elevata frammentazione degli operatori. L'ultimo censimento del Governo nel 2014 ne contava ben 1.500, un numero molto lontano dagli standard degli altri paesi dell'Unione Europea. Con lo scopo di migliorare l'efficienza e la trasparenza di questi servizi, Governo e Autorità nazionale hanno perciò perseguito delle azioni miranti a una razionalizzazione del settore.

Nella distribuzione del gas, ad esempio, sono in programma nei prossimi cinque anni, su tutto il territorio nazionale, le gare per il rinnovo delle concessioni. Queste procedure competitive sono state pensate per promuovere il consolidamento degli operatori, favorendo al contempo quelli più efficienti e in grado di sostenere i maggiori piani d'investimento. Gli ambiti di gara sono stati infatti ampliati geograficamente su base provinciale, rispetto alla precedente base municipale. Ne deriva che, secondo le stime degli addetti ai lavori, si dovrebbe assistere a una riduzione del numero dei gestori da oltre 200 a circa 20/30.

Sul finire del 2017 il Governo ha anche stabilito il passaggio della regolamentazione del settore ambientale all'Autorità per l'energia, il gas e il servizio idrico, che è stata così ribattezzata Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (Arera). Con tale riforma l'Esecutivo si attende una maggiore omogeneità delle tariffe e della qualità del servizio a livello nazionale, da ottenersi anche tramite la definizione di meccanismi di gara per l'assegnazione delle concessioni relative allo spazzamento e alla raccolta dei rifiuti urbani. Grazie a tale cambiamento, simile a quello introdotto per il servizio idrico, il Governo mira a raggiungere, nel medio termine, una razionalizzazione di questo settore, rimasto l'unico senza una regolazione moderna e razionale.

Nei business liberalizzati l'obiettivo del legislatore è quello di promuovere maggiori livelli di competizione sul mercato, a vantaggio dei consumatori finali. Con questo intento nel Disegno Legge Concorrenza del 2017, è stata inserita la previsione di una completa liberalizzazione del mercato elettrico a partire dal 1° luglio 2019. A oggi sono circa 20 milioni gli utenti che non hanno ancora scelto un fornitore di energia sul mercato libero. Pertanto l'avvio di questo processo rappresenta un'opportunità per stimolare la concorrenza e far emergere le società con i migliori livelli di servizio e le maggiori economie di scala.

In questo contesto, caratterizzato in tutti i settori dalla presenza di fattori che convergono in direzione di un consolidamento degli operatori di minori dimensioni, Hera opera con l'usuale modello di sviluppo che coniuga lo sfruttamento delle economie di scala e delle sinergie (crescita interna) con l'espansione del proprio perimetro di riferimento (crescita esterna), integrando altre aziende del settore. Sin dalla costituzione del Gruppo sono state fuse 25 società in territori contigui, permettendo a Hera di raggiungere posizioni di mercato di spicco a livello nazionale e quintuplicandone il margine operativo lordo. Un processo favorito anche da un assetto proprietario ampiamente diversificato e che demanda la gestione del Gruppo a una governance che si rifà a logiche di tipo industriale e manageriale.

Il modello aggregativo di Hera

Anche i risultati del primo semestre 2018 sono il frutto di questo approccio strategico. Nel business della vendita di energia Hera Comm Srl, la società commerciale del Gruppo, ha perfezonato l'acquisto di Blu Ranton Srl, una società di vendita di gas ed energia elettrica operante nelle regioni Marche e Abruzzo con circa 17.000 clienti. Grazie a questa operazione, che segue le acquisizioni dell'ultimo triennio (Verducci Servizi Srl, Alento Gas Srl, Julia Servizi Più Srl, Fucino Gas Srl e Gran Sasso Srl), il Gruppo è oggi un operatore di riferimento in questi territori con circa 225.000 clienti. Sempre nello stesso periodo è stato acquistato da Eni un portafoglio di clienti della provincia di Gorizia, dove il Gruppo già eroga i servizi di distribuzione del gas e dell'energia elettrica.

La crescita interna è stata perseguita con l'usuale estrazione di efficienze e sinergie dai business gestiti, in linea con il track record degli ultimi cinque anni, in cui sono stati consuntivati circa 90 milioni di euro di risparmi cumulati. Un risultato ottenuto anche grazie allo sviluppo di alcuni progetti innovativi, come la ricerca satellitare delle perdite di rete idriche o la digitalizzazione del processo di raccolta dei rifiuti urbani (progetto HergoAmbiente). È continuata inoltre la crescita organica sui mercati liberi, dove l'espansione della base clienti è avvenuta attraverso l'azione commerciale e l'allargamento delle regioni servite nei servizi di ultima istanza. Il 2018 è infatti il secondo anno delle concessioni biennali nei mercati della salvaguardia elettrica e default gas, che il Gruppo si era aggiudicato sul finire del 2016 conquistandosi la co-leadership a livello nazionale.

La strategia di crescita, perseguita con continuità ed efficacia anche nel primo semestre del 2018, ha conservato un perfetto equilibrio tra attività regolate e liberalizzate dei core business. Tale bilanciato mix di portafoglio è propedeutico al mantenimento di un'elevata diversificazione dei rischi.

All'inizio di gennaio 2018 è stato presentato il nuovo piano industriale al 2021, il quindicesimo dalla nascita del Gruppo, all'insegna di un'ulteriore crescita. Grazie a uno scenario macroeconomico atteso in miglioramento e alle opportunità di sviluppo offerte dalla razionalizzazione del settore, il margine operativo lordo è visto crescere di 218 milioni di euro, per raggiungere nel 2021 il traguardo di 1,135 miliardi di euro, un target superiore a quello fissato dal precedente piano. Facendo leva sull'attuale posizionamento sui mercati e sulle disponibilità finanziarie accumulate, la crescita sarà alimentata anche da un ambizioso programma di investimenti per circa 2,9 miliardi di euro, in forte accelerazione (+62%) rispetto a quanto investito negli ultimi cinque anni. La strategia di Gruppo prevede infatti un'allocazione efficiente dei capitali, pienamente finanziata dalla generazione di cassa, in buona parte destinata alle reti e che consentirà di conservare l'attuale basso profilo di rischio.

Confermato anche l'obiettivo del mantenimento della solidità finanziaria, con un target di 2,9 volte il rapporto debito su margine operativo lordo. L'aumento del 17% del dividendo per azione, da realizzare progressivamente fino al 2021, lascia comunque ampio spazio per finanziare eventuali ulteriori opportunità di crescita in futuro.

In continuità con il precedente piano industriale, la strategia è supportata dalle usuali cinque leve di sviluppo: crescita, efficienza, innovazione, eccellenza e agilità. Tali orientamenti, che hanno già dato prova di validità negli anni passati, sono alla base di tutti i progetti del prossimo quadriennio, i quali rispondono alle principali evoluzioni del settore: economia circolare, utility 4.0 e customer experience.

La strategia al 2021 si mostra in linea con la filosofia dell'economia circolare, che spinge la gestione sostenibile oltre i limiti del riuso e del riciclaggio dei materiali provenienti da raccolta differenziata. Il Gruppo, che in tale ambito ha già raggiunto con largo anticipo i target fissati dagli organismi sovranazionali (Ue e Onu), compirà nel quinquennio il passo decisivo per arrivare a produrre direttamente beni rilocabili sul mercato, attraverso l'impiego di materiali riciclati.

Il Gruppo intende poi indirizzarsi verso l'utility 4.0 attraverso l'utilizzo di tecnologie digitali

in tutte le aree di business. Reti intelligenti, analisi dei big data e internet of things rappresentano infatti delle opportunità per rendere più efficienti i processi e le

infrastrutture gestite e contribuire concretamente allo sviluppo smart delle città servite.

Hera cresce su più fronti

Il nuovo piano Industriale al 2021

Economia circolare

Utility 4.0

È prevista poi una grande attenzione alla customer experience e alle relative attività che consentono l'evoluzione degli strumenti di customer relations management. Il target è una sempre maggiore capacità e velocità di analisi dei big data al fine di strutturare strategie di miglioramento della qualità dei servizi offerti, nonché l'individuazione delle offerte commerciali maggiormente rispondenti alle richieste dei clienti.

Customer experience

La creazione di valore condiviso

Il piano presenta target e progetti che il Gruppo ambisce perseguire in modo sostenibile, creando valore per tutti gli stakeholder. Prima in Italia, Hera ha rendicontato nel 2017 il valore condiviso (CSV, dall'acronimo inglese Creation of Shared Value). Con questo indicatore viene calcolata la marginalità del Gruppo derivante da attività in linea con gli obiettivi globali dell'Agenda dell'ONU e, in modo più specifico, rispondenti alla call to action di 10 dei 17 punti presentati, ovvero: uso efficiente delle risorse, uso intelligente delle risorse, innovazione e sviluppo del territorio. Nell'esercizio precedente (2016) il valore condiviso ha rappresentato circa il 30% del margine operativo lordo, una quota destinata a salire al 40% nel 2021, con due terzi della crescita prevista a piano derivante da progetti in linea con l'Agenda globale dell'Onu.

Dopo un periodo di crescita modesta, l'economia mondiale sta tornando a svilupparsi a un tasso pari a circa il 4% annuo, grazie alla ripresa degli investimenti e del commercio mondiale. Inoltre, il percorso di crescita che si sta consolidando in questi anni dovrebbe essere meno dipendente dagli stimoli monetari e più legato ad interventi di natura strutturale e fiscale. L'Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (Ocse), nel suo più recente outlook economico, prevede che gli Stati Uniti si assesteranno a tassi di crescita intorno al 3% già dal 2018, con un miglioramento rispetto al 2017 di oltre mezzo punto percentuale. Sul versante asiatico, invece, al progressivo calo del tasso di crescita cinese verso il 6% annuo sta facendo da contraltare un miglioramento dell'economia indiana.

Nell'area euro il 2018 dovrebbe chiudersi con una riduzione della crescita del Prodotto Interno Lordo (Pil), che ripiegherà verso il 2%, con una contrazione di mezzo punto percentuale rispetto al 2017. L'espansione dell'attività economica sarà comunque guidata dagli investimenti fissi lordi, supportati dalle condizioni ancora favorevoli sul mercato del credito, e da un costante ma modesto incremento della spesa per consumi privati. La Banca Centrale Europea (Bce) ha recentemente apprezzato il recupero dell'inflazione, pur giudicando ancora debole e fragile la crescita dell'area euro. Entro la fine dell'anno verranno quindi sospesi gli acquisti netti di titoli, ma i tassi di interesse saranno tenuti bassi per continuare nella politica monetaria accomodante. Le tensioni politiche interne all'Unione Europea (Brexit e non solo) e la diffusione di misure protezionistiche a livello globale potrebbero rappresentare ulteriori elementi di ulteriore debolezza per l'eurozona.

In coerenza con le stime per l'eurozona, le previsioni Ocse sull'Italia proiettano un rallentamento della crescita nel 2018: anche il più recente bollettino economico della Banca d'Italia ipotizza una crescita del Pil pari al +1,3% nel 2018 e in ulteriore riduzione nel 2019. Nel primo semestre 2018, infatti, è proseguita l'espansione dell'economia italiana a fronte però di segnali di rallentamento della produzione industriale. Inoltre, le esportazioni hanno risentito del rallentamento del commercio mondiale e le vendite all'estero sono diminuite nel primo trimestre, dopo il marcato rialzo osservato nel 2017.

L'occupazione ha raggiunto valori prossimi a quelli del 2008, con un generale aumento sia dei contratti a tempo determinato che a tempo indeterminato e un graduale calo della disoccupazione giovanile.

L'inflazione ha mostrato segnali di ripresa anche in Italia, alimentata dall'aumento delle quotazioni dei beni energetici. Al netto della componente energetica i prezzi al consumo hanno mostrato comunque una leggera risalita nei primi sei mesi dell'anno, coerente con la dinamica dell'eurozona e con gli auspici della Bce (obiettivo del 2%).

Il quadro competitivo del settore utility nel primo semestre del 2018 conferma le evoluzioni già evidenziate a fine 2017, con un'intensificazione delle dinamiche concorrenziali sia nei settori regolati che in quelli liberalizzati.

Nell'ambito dei settori regolati nel primo semestre 2018 si è conclusa la prima procedura di aggiudicazione dei servizi di distribuzione gas in Italia. Questo traguardo potrebbe quindi aprire la strada a una più generale evoluzione del settore attraverso la pubblicazione dei bandi e la conclusione di diverse "gare gas" nei prossimi anni.

Sempre con riferimento alla concorrenza per il mercato nei servizi regolati, sono stati pubblicati i bandi e sono state raccolte le offerte per le prime gare per l'assegnazione dei servizi di igiene urbana in alcuni territori della regione Emilia-Romagna.

Tra i provvedimenti legislativi del primo semestre 2018 di maggior impatto per il Gruppo Hera sono certamente da annoverare il Decreto interministeriale per la promozione dell'uso del biometano e dei biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti, e il Decreto Ministeriale correttivo al sistema dei titoli di efficienza energetica (Tee). Rilevante anche la legge di proroga dei termini per la nomina dei membri del collegio dell'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (Arera).

Il decreto interministeriale "Promozione dell'uso del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti" del 2 marzo 2018 ha introdotto meccanismi di incentivazione che prevedono che vengano rilasciati ai produttori di biometano immesso nella rete del gas naturale ed utilizzato per i trasporti nel territorio italiano, un numero di certificati di immissione in consumo di biocarburanti (Cic). Qualora il biometano venga prodotto da specifiche materie prime, tra cui Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano (Forsu) e potature, lo stesso può essere qualificato come biometano avanzato e sono previsti: una maggiorazione che consente di ricevere quantità doppie di Cic ed il ritiro da parte del Gestore dei servizi energetici (Gse), il quale riconosce ai produttori il prezzo medio formatosi sul mercato del gas del giorno prima ridotto del 5% e un corrispettivo pari a 375 euro per ogni Cic a cui avrebbe diritto l'impianto. Tali incentivi si applicano per le produzioni di biometano realizzate da impianti che entrano in esercizio entro il 31 dicembre 2022, per un periodo massimo di 10 anni dalla data di decorrenza dell'incentivo.

In data 11 luglio 2018 è entrato in vigore il Decreto ministeriale 10 maggio 2018, che ha apportato modifiche alle linee guida sui titoli di efficienza energetica pubblicate lo scorso anno (Decreto 11 gennaio 2017). I contenuti dell'intervento normativo, resosi necessario per calmierare l'aumento dei prezzi dei titoli nel 2017, intervengono sia dal punto di vista dell'offerta che della domanda. Con riferimento all'offerta viene eliminata l'"addizionalità" per gli interventi di sostituzione e vengono aggiunte alcune tipologie di interventi ammissibili, in particolare per il settore industriale. Vengono inoltre emanate le prime schede standard collegate alle Linee guida 2017. Sul fronte della domanda, indotta dagli obblighi, viene riportato a due anni il periodo disponibile per recuperare gli obblighi residui e viene data la possibilità ai soggetti obbligati di richiedere al GSE l'emissione di titoli non corrispondenti a effettivi risparmi energetici, per evitare che gli stessi incorrano in sanzioni

Decreto interministeriale biometano

Decreto ministeriale correttivo al sistema dei titoli di efficienza energetica (Tee)

nell'impossibilità di reperire sufficienti certificati sul mercato. Tali titoli verranno emessi a un valore unitario pari alla differenza tra 260 euro e il valore del contributo tariffario relativo all'anno d'obbligo. Parallelamente, dal 1° giugno 2018 viene introdotto un limite unitario di 250 euro al contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti per la realizzazione degli interventi o per l'acquisto dei certificati bianchi.

L'8 giugno 2018 è stata pubblicata in Gazzetta Ufficiale la legge 31 maggio 2018, n. 64 "Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 10 aprile 2018, n. 30, recante misure urgenti per assicurare la continuità delle funzioni dell'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente". Il corrente Collegio, il cui mandato era scaduto l'11 febbraio 2018, opera da tale data in regime di prorogatio. Nel dettaglio la legge prevede che i componenti dell'Autorità continuino ad esercitare le proprie funzioni, limitatamente agli atti di ordinaria amministrazione e a quelli indifferibili e urgenti, fino alla nomina dei nuovi componenti, che dovrà avvenire non oltre il novantesimo giorno dal giuramento del nuovo Governo e quindi non oltre il 29 agosto 2018.

In ragione del regime di prorogatio, l'attività di produzione regolatoria del primo semestre 2018 è risultata relativamente modesta. Tra le novità regolamentari di maggior rilievo sono tuttavia da considerare: le misure di prima attuazione della Legge di Bilancio 2018 in tema di prescrizione biennale nei contratti di fornitura; il meccanismo di riconoscimento dei crediti non recuperabili relativi agli oneri generali di sistema per le imprese distributrici e l'analoga consultazione per le imprese di vendita; l'avvio di procedimento volto alla revisione dell'attuale disciplina dei Servizi di Ultima Istanza (Sui) nel settore del gas naturale; l'approvazione del Testo Unico della Regolazione dei criteri di determinazione dei corrispettivi di allacciamento alle reti di telecalore e delle modalità di esercizio da parte dell'utente del diritto di recesso (Tuar), ed infine gli interventi volti al completamento della regolazione idrica in tema di morosità e bonus sociale.

Con la delibera 97/2018/R/com, l'Autorità ha definito le misure di prima attuazione della legge n. 205/2017 (Legge di Bilancio 2018), che ha introdotto disposizioni a tutela dei consumatori in materia di fatturazione a conguaglio per l'erogazione dei servizi energetici e idrici, prevedendo in particolare l'introduzione della prescrizione biennale nei contratti di fornitura con riferimento ai clienti domestici e microimprese, a decorrere dal 1° marzo 2018 per l'energia elettrica, dal 1° gennaio 2019 per il settore gas e dal 1° gennaio 2020 per il servizio idrico. In particolare la delibera 97/2018/R/com ha stabilito che il venditore sia tenuto a comunicare al cliente finale, con almeno 10 giorni di anticipo rispetto alla scadenza del pagamento la possibilità di eccepire la prescrizione del credito relativo ad importi ultrabiennali, nonché il diritto a non versare gli importi fatturati nel caso di rettifiche di dati di misura relative a periodi superiori ai due anni. Con delibera 264/2018/R/com, l'Autorità è successivamente intervenuta per dirimere ulteriori aspetti applicativi nei rapporti di filiera, stabilendo in particolare che il venditore, in caso di mancato incasso dovuto a un'eccezione di prescrizione sollevata dal cliente finale, e in relazione a conguagli derivanti da rettifica imputabile all'impresa distributrice, abbia titolo a richiedere alla stessa la corrispondente rideterminazione degli importi e la restituzione delle somme eventualmente versate in eccesso.

Con la delibera 50/2018/R/eel e il Documento di consultazione (nel seguito Dco) 52/2018/R/eel l'Autorità ha completato la disciplina transitoria in tema di esazione degli oneri generali del sistema elettrico. In particolare con la delibera 50/2018/R/eel l'Autorità ha definito il meccanismo di riconoscimento per le imprese distributrici dei crediti non recuperabili dai trader relativi agli oneri generali di sistema, oneri dalle stesse regolarmente versati alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (di seguito Csea) e al Gestore dei Servizi Energetici (Gse), mentre con il Dco 52/2018/R/eel ha posto in consultazione le proposte per il riconoscimento ai venditori degli oneri generali di sistema regolarmente versati alle imprese di distribuzione e non recuperabili dai clienti finali. Il meccanismo è finalizzato al riconoscimento dei crediti altrimenti non recuperabili relativi a competenze a partire dal 1° gennaio 2016 e prevede la presentazione di un'istanza di partecipazione a Csea. La delibera 50 prevede che l'ammissione al meccanismo sia consentita a ciascuna impresa distributrice in relazione a crediti maturati e non incassati inerenti a contratti di trasporto risolti per inadempimento da almeno

Prescrizione biennale ex Legge 205/2017 e c.d. "maxibollette"

Meccanismi di riconoscimento degli oneri generali di sistema non recuperabili per le imprese di distribuzione e di vendita EE

sei mesi. La prima sessione annuale per il riconoscimento dei suddetti oneri ha termine il 30 luglio 2018.

In vista del superamento dei regimi di tutela di prezzo nei settori dell'energia elettrica e del gas, che decorrerà dal 1° luglio 2019, l'Autorità ha provveduto ad avviare un procedimento (delibera 336/2018/R/gas) volto alla revisione dell'attuale disciplina dei Servizi di Ultima Istanza (Sui) nel settore del gas naturale, mediante interventi volti ad offrire agli operatori la necessaria certezza in merito alla durata e alle condizioni di erogazione dei Sui, e a definire la disciplina per l'espletamento delle procedure ad evidenza pubblica per la selezione dei fornitori di ultima istanza (Fui) e dei venditori gestori delle attività funzionali alla regolazione delle partite di gas nell'ambito del servizio di default (Fdd), a partire dal 1° ottobre 2018. L'Autorità ha contestualmente pubblicato un documento di consultazione (Dco 337/2018/R7gas) che propone modifiche relativamente alla durata del servizio (annuale e coincidente con l'anno termico), alle aree geografiche, alla struttura di prezzo dell'offerta, alla riduzione dell'asimmetria informativa in favore degli operatori che partecipano per la prima volta alla gara e al meccanismo di reintegro per gli oneri legati alla morosità.

Con la delibera 24/2018/R/tlr, l'Autorità ha approvato il "Testo Unico della Regolazione dei criteri di determinazione dei corrispettivi di allacciamento e delle modalità di esercizio da parte dell'utente del diritto di recesso per il periodo di regolazione 2018-2020" (Tuar) che definisce i criteri e le modalità per l'allacciamento delle utenze alla rete di telecalore e per l'esercizio da parte dell'utente del diritto di disattivazione della fornitura e di scollegamento, per il periodo dal 1° giugno 2018 al 31 dicembre 2020. Il Testo Unico prevede l'implementazione di un vincolo ai ricavi per la determinazione dei corrispettivi di allacciamento con decorrenza 1° ottobre 2018 (come fissata dalla delibera 277/2018/R/tlr) e i conseguenti obblighi rendicontativi da parte dei gestori, nonché opportuni obblighi informativi ai clienti relativamente alle modalità di presentazione delle richieste e alla realizzazione degli allacciamenti. Il provvedimento, inoltre, riconosce al cliente la possibilità di recedere dal contratto di fornitura di telecalore senza il pagamento di penali, prevedendo un corrispettivo di salvaguardia a favore del gestore nel caso in cui l'utente receda dal contratto entro tre anni dalla sottoscrizione dello stesso, oltre che una clausola di salvaguardia per i contratti sottoscritti alla data di entrata in vigore della delibera.

Per quanto riguarda il settore idrico, dopo l'intensa produzione regolatoria del 2017, nel primo semestre 2018 l'Autorità ha proseguito con alcuni interventi regolatori come la disciplina della morosità del servizio e il bonus sociale. In particolare, con il Dco 80/2018/R/Idr, sono stati illustrati gli orientamenti finali che l'Autorità intende adottare in merito alle misure necessarie per il contenimento della morosità nel servizio idrico integrato, ivi incluse le procedure per la sospensione della fornitura e l'eventuale disalimentazione delle utenze morose, nonché le misure poste a tutela dell'utente finale nei casi di sospensione e disattivazione della fornitura la morosità. Con delibera 227/2018/R/Idr, inoltre, l'Autorità ha definito la disciplina del nuovo bonus per gli utenti idrici in condizioni economico-sociali disagiate, conferendo la gestione al Sistema di Gestione delle Agevolazioni sulle Tariffe energetiche (Sgate–Anci), già operante nei settori gas ed energia elettrica. Con delibera 55/2018/R/Idr l'Autorità ha infine approvato una disciplina transitoria, dal 1° luglio 2018 al 30 giugno 2019, relativa alla risoluzione extragiudiziale delle controversie, per avvicinarsi gradualmente alle già vigenti misure attive nei settori energetici.

Il 2018 è il quinto anno del quarto periodo regolatorio (2014-19) del sistema tariffario della distribuzione e misura del gas, disciplinato dal testo integrato Rtdg, aggiornato per il triennio 2017-19 dalla delibera 775/2016/R/gas.

Il sistema tariffario è in continuità con l'anno precedente ed assicura a ciascun distributore un vincolo ai ricavi ammessi totale (Vrt) determinato dall'Autorità sulla base dei costi riconosciuti, espressi dalle tariffe di riferimento (funzione degli investimenti effettuati e dell'inflazione), a cui è applicato il numero medio di punti di riconsegna serviti nell'anno; tale meccanismo fa sì che i ricavi riconosciuti siano indipendenti dalla dinamica dei volumi distribuiti. Questo risultato viene ottenuto attraverso opportuni

Proseguimento regolazione idrica: morosità e bonus sociale

meccanismi perequativi che consentono ai distributori di regolare con la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (Csea) le differenze tra il proprio vincolo ai ricavi e il ricavo conseguito dalla fatturazione verso le società venditrici (determinato dall'applicazione ai clienti di tariffe obbligatorie fissate dall'Autorità per ambiti macro-regionali). In particolare:

• il capitale investito riconosciuto (Rab) nelle tariffe dell'anno t (2018) include gli investimenti realizzati fino all'anno t-1 (2017), e tiene conto dell'aggiornamento inflativo (sebbene, per il 2018, il deflatore degli investimenti fissi lordi sia risultato pari a 0%). La remunerazione di tale capitale viene determinata applicando i tassi di remunerazione approvati dall'Autorità, differenziati per i servizi di distribuzione e di misura e pari, per il triennio 2016-18 rispettivamente a 6,1% e a 6,6%, in accordo con la regolazione introdotta dal testo integrato Tiwacc (delibera 583/2015/R/com). Al distributore sono inoltre riconosciute le relative quote ammortamento tariffarie, calcolate sulla base di opportune vite utili regolatorie, differenziate per tipologia cespitale;
• i livelli dei costi operativi riconosciuti sono aggiornati tramite l'indice inflativo Foi pubblicato dall'Istat, il cui effetto nell'aggiornamento rispetto ai valori 2017 è stato pari a +0,58%. A differenza delle componenti a copertura dei costi operativi dell'attività di misura e commercializzazione (uguali per tutte le imprese), quelle relative all'attività di distribuzione sono differenziate in funzione della dimensione dell'impresa e densità della clientela. Il fattore di efficientamento annuale (X-factor) è differenziato per dimensione di impresa e risulta pari a 1,7% per Inrete Distribuzione Energia Spa ed AcegasApsAmga Spa (distributori di grande dimensione) e a 2,5% per Marche Multiservizi Spa (distributore di media dimensione).

Sulla base di tali principi, con delibera 177/2018/R/gas l'Autorità ha approvato le tariffe di riferimento provvisorie per il 2018 (basate su una stima degli investimenti del 2017), mentre entro febbraio 2019 è prevista dalla regolazione la pubblicazione delle tariffe di riferimento definitive, che includeranno gli investimenti 2017 a valore consuntivo. Nel perimetro di consolidamento del Gruppo Hera, relativamente ai servizi di distribuzione e misura gas, operano al 30 giugno 2018 le società Inrete Distribuzione Energia Spa, AcegasApsAmga Spa e Marche Multiservizi Spa. Nel presente bilancio, come nel precedente, è imputato, per competenza, il ricavo a copertura del sottostante costo di ammortamento relativo agli investimenti realizzati nell'anno, in questo caso nel 2018.

Sulla base del quadro sopra descritto, i ricavi conseguiti dal Gruppo Hera in relazione all'attività di distribuzione e misura del gas sono risultati, per il primo semestre 2018, pari a 125,3 milioni di euro, a fronte di volumi distribuiti per 1.789 milioni di metri cubi (mc) e di un corrispondente ricavo unitario pari a 7,00 euro cent/mc. Detto ricavo considera già una previsione delle tariffe di riferimento definitive e, quindi, un'adeguata stima degli effetti della perequazione tariffaria. Vista la piena continuità della regolazione tariffaria tra gli anni 2017 e 2018, i ricavi del primo semestre 2018 sono i medesimi del primo semestre 2017, nonostante i volumi distribuiti risultino in aumento dello 5,3% (la perequazione fa si che i ricavi riconosciuti siano indipendenti dai volumi distribuiti).

Distribuzione e misura gas - ricavi regolati	30-giu-18	30-giu-17	Var. %
Consolidato Gruppo Hera
Ricavo (mln/euro)	125,3	125,3	0,0%
Volumi (mln/mc)	1.789	1.699	5,3%
Ricavo medio unitario (euro cent/mc)	7,00	7,38	-5,1%

I ricavi fanno riferimento ad una Rab al 30 giugno 2018 pari a circa 1.130 milioni di euro, relativamente agli asset di proprietà del Gruppo.

Il 2018 non presenta discontinuità regolatorie rispetto all'anno precedente. Il testo integrato delle disposizioni per l'erogazione dei servizi di trasmissione e distribuzione dell'energia elettrica (Tit) di riferimento è quello introdotto dalla delibera 654/2015/R/eel, con cui l'Autorità ha esteso a otto anni la durata del periodo regolatorio, pur articolandolo in due distinti quadrienni (Npr1 2016-19 e Npr2 202023). Il sistema tariffario prevede il disaccoppiamento (tariff decoupling) della tariffa applicata in fatturazione alle società di vendita (cosiddetta "Tariffa Obbligatoria", unica a livello nazionale) rispetto alla "Tariffa di Riferimento", la quale esprime il ricavo ammesso di distribuzione e misura realmente spettante ai gestori. Il conseguimento dei ricavi ammessi viene garantito da specifici meccanismi di perequazione tariffaria regolati con la Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali (Csea). Il metodo tariffario del Npr1, che dal 2016 ha esteso il riconoscimento puntuale degli investimenti anche alle attività di commercializzazione e misura in bassa tensione, prevede altresì l'inclusione nella Rab dell'anno t (e nella corrispondente remunerazione) degli investimenti sostenuti fino all'anno precedente (t-1). Il tasso di remunerazione del capitale investito per le attività di distribuzione e misura elettrica, in accordo con la regolazione introdotta dal testo integrato Tiwacc (delibera 583/2015/R/com), è pari a 5,6%, in piena continuità con i livelli dell'anno precedente.

I costi operativi riconosciuti per l'anno 2018, aggiornati con il metodo del price-cap, sono in lieve flessione rispetto ai livelli del 2017: rivalutati monetariamente con un tasso di inflazione pari al 0,58% ed efficientati con un valore di X-factor pari a 1,9% per la distribuzione e 1% per la misura.

Nel quadro sopra delineato, nel corso del primo semestre 2018, per le società del Gruppo Hera operanti nella distribuzione elettrica, Inrete Distribuzione Energia Spa e AcegasApsAmga Spa, l'Autorità:

• con le deliberazioni 150/2018/R/eel del 15 marzo 2019 e 174/2018/R/eel del 29 marzo 2018, ha determinato in via definitiva le tariffe di riferimento 2017 di distribuzione e misura (perfezionandole rispetto alle provvisorie, approvate l'anno precedente, mediante l'inclusione degli investimenti consuntivi 2016 in luogo dei preconsuntivi);
• con le deliberazioni 175/2018/R/eel e 176/2018/R/eel del 29 marzo 2018 ha approvato le tariffe di riferimento provvisorie 2018 di distribuzione e misura che hanno alla base gli investimenti 2017 preconsuntivi. I livelli definitivi delle tariffe di riferimento 2018 saranno approvati dall'Autorità entro il 28/2/2019 e assorbiranno gli effetti degli investimenti consuntivi 2017 che gli operatori trasmetteranno al regolatore nel corso delle raccolte Rab nel prossimo mese di novembre.

Nel contesto sopra delineato, i ricavi per le attività di trasmissione, distribuzione e misura di energia elettrica per il primo semestre 2018 del Gruppo sono risultati pari a 45,8 milioni di euro, in aumento di 1,1 milioni di euro rispetto al primo semestre 2017; i volumi distribuiti risultano in aumento di circa 1,8%. Al netto di un recupero competenze pregresse pari proprio a 1,1 milioni di euro, il ricavo risulta perfettamente allineato al livello del semestre dell'anno precedente: il lieve calo dei costi operativi viene infatti compensato dal fisiologico aggiornamento del riconoscimento dei costi di capitale. Nei ricavi del semestre 2018 sono imputati per competenza i ricavi a copertura dei sottostanti costi di ammortamento relativi agli investimenti realizzati nell'anno, in questo caso il 2017.

Distribuzione, misura e trasmissione energia elettrica - ricavi regolati	30-giu-18	30-giu-17	Var. %
Consolidato Gruppo Hera
Ricavo (mln/euro)	45,8	44,7	2,5%
Volumi (mln/kWh)	1.515	1.488	1,8%
Ricavo medio unitario (euro cent/kWh)	3,03	3,01	0,7%

I ricavi fanno riferimento ad una Rab per la distribuzione e misura elettrica stimabile in circa 372 milioni di euro, in massima parte riconducibile ad asset di proprietà del Gruppo.

Il 2018 è il terzo anno del periodo tariffario quadriennale Mti-2 definito dall'Autorità con delibera 664/2015/R/Idr. La regolazione tariffaria nazionale del sistema idrico è stata assunta da parte dell'Autorità a partire dal 2012, con un primo biennio (2012-2013) di regolazione transitoria (Mtt), un successivo biennio 2014-2015 a regime (Mti) e un secondo periodo regolatorio 2016-2019 (Mti-2); la regolazione per il 2016-2019 risulta in continuità con il biennio 2014-2015; a ciascun gestore è assicurato un ricavo (Vrg) determinato sulla base dei costi operativi (efficientabili ed esogeni) e dei costi di capitale in funzione degli investimenti realizzati, con garanzia del ricavo, indipendentemente dalla dinamica dei volumi distribuiti; ciò è assicurato dal meccanismo di conguaglio tariffario che consente ai gestori di recuperare (nel Vrg dei due anni successivi) le differenze fra il ricavo riconosciuto (Vrg) e quanto effettivamente fatturato in funzione dei volumi venduti.

I costi operativi riconosciuti sono suddivisi in: a) costi endogeni (per i quali è stato anche previsto un criterio di efficentamento), b) costi esogeni aggiornabili, relativi principalmente ai costi dell'energia elettrica e dei canoni; i primi sono riferiti all'annualità 2011, inflazionati con l'indice inflativo Foi pubblicato dall'lstat; i secondi sono aggiornati con riferimento all'annualità tariffaria di competenza e costituiscono elemento di conguaglio per recuperare gli scostamenti fra quanto inserito all'interno del Vrg e quanto effettivamente sostenuto e riconosciuto.

I costi di capitale sono riferiti agli investimenti realizzati fino a due anni precedenti e coprono i costi di ammortamento e i costi dei corrispondenti oneri finanziari e fiscali.

Nel presente bilancio è imputato, per competenza, il ricavo a copertura del sottostante costo di ammortamento relativo agli investimenti realizzati dal 2016.

Nel 2014 inoltre, per effetto di quanto stabilito dalla delibera tariffaria dell'Autorità 643/2013/R/Idr, sono state determinate dall'Agenzia territoriale dell'Emilia-Romagna per i servizi idrici e rifiuti (Atersir) le poste di conguaglio tariffario relative a periodi antecedenti il 2012 e non già considerate ai fini del calcolo di precedenti determinazioni tariffarie; tali poste, sono state previste a recupero a partire dal 2015 e termineranno nel 2018.

I ricavi da tariffa aumentano rispetto al 2017 del 0,8% per effetto dell'adeguamento tariffario 2018 che comprende anche la variazione di perimetro di AcegasApsAmga derivante dall'avvio del nuovo depuratore di Servola.

Gruppo Hera consolidato ciclo idrico - ricavi da tariffa	30-giu-18	30-giu-17	var %
Rricavi da tariffa (mln/euro)	306,4	304,1	0,8%
Volumi (mln/mc)	143	147	-2,6%
Ricavo medio unitario (euro cent/mc)	214,6	207,3	3,5%

Il servizio di gestione rifiuti urbani è svolto sulla base di convenzioni stipulate con le Agenzie d'ambito territorialmente competenti che regolano, oltre alle modalità e organizzazione del servizio, anche gli aspetti economici del rapporto contrattuale. Il corrispettivo spettante al gestore per le prestazioni svolte è definito annualmente in coerenza con quanto previsto dal Dpr 158/1999, integrato, a partire dal 2013, dalla normativa dapprima sulla Tares, poi sulla Tari e TCP (tariffa corrispettiva puntuale).

Attraverso le tariffe applicate ai cittadini, i Comuni (in caso di Tari) o i gestori (in caso di TCP) acquisiscono le risorse a copertura dei costi sostenuti per lo svolgimento dei servizi di spazzamento, raccolta, smaltimento; in applicazione della Tari, l'attività di accertamento e riscossione è posta in capo ai Comuni che, in alcuni casi, l'hanno affidata a Hera.

Nel rispetto del principio di continuità del servizio pubblico, ai sensi delle convenzioni in essere, il gestore è tenuto alla prosecuzione del servizio nei territori ove è già stata superata la data di scadenza dell'affidamento e fino alla decorrenza dei nuovi affidamenti; per le concessioni scadute sono già state avviate da parte delle competenti Agenzie d'Ambito le procedure per i nuovi affidamenti.

A giugno 2018 il servizio di gestione dei rifiuti urbani è stato erogato in 174 Comuni, di cui il 29% ha scelto di affidare l'accertamento e la riscossione della Tari al Gruppo Hera e il 5% ha convenuto di passare a Tariffa a Corrispettivo Puntuale.

Il confronto puntuale su dati omogenei del Gruppo Hera consolidati fa emergere le seguenti evidenze:

Gruppo Hera consolidato igiene urbana - ricavi da tariffa	30-giu-18	30-giu-17	var %
Rricavi da tariffa (mln/euro)	254,6	267,3	-4,7%
Abitanti serviti	3.134	3.311	-5,3%
Ricavo medio unitario (euro/abitante)	81,2	80,7	0,6%

I ricavi regolamentati dello Sgrua diminuiscono del 4,7% per effetto principalmente del delta perimetro relativo ai 13 Comuni del territorio forlivese non più gestiti da Hera a partire dal 1° gennaio 2018.

Per quanto riguarda il gas, nel primo semestre dell'anno i consumi cumulati sono diminuiti dell'1,5% rispetto allo stesso periodo del 2017, con una diminuzione in valore assoluto di oltre 600 Gmc. Tale riduzione è ascrivibile principalmente al consumo di gas finalizzato alla produzione di energia elettrica: nel primo semestre 2018 il consumo termoelettrico è diminuito del 13,5% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente e in valore assoluto corrisponde a una riduzione di circa 1.600 Gmc. Il consumo industriale non mostra invece significative variazioni rispetto al primo semestre 2017. Per quanto riguarda i consumi civili la climaticità ha determinato un incremento dei consumi che nel primo semestre 2018 mostrano un aumento di circa 1.000 Gmc rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente corrispondente al 5,4%.

La climaticità del primo semestre dell'anno ha naturalmente avuto un impatto sulle vendite del Gruppo con una contrazione significativa nel mese di gennaio seguiti da un incremento nei mesi di febbraio e marzo.

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 2018/2019.

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), al Virtual trading point (Vtp austriaco), al Title transfer facility (Ttf olandese) e al 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 2018, Hera Trading ha avviato l'approvvigionamento sia del gas destinato al riempimento dello stoccaggio acquisito in asta, circa 0,48 miliardi di mc, sia del gas destinato al mercato libero di Hera Comm Srl per l'anno termico 2018/2019, circa 1,1 miliardi di mc, attingendo direttamente dal mercato spot e a termine; tale attività, al 30 giugno, risulta ancora in corso.

Nel corso del mese di maggio 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 1,0 miliardi di mc relativi all'anno termico 2018 - 2019. I volumi contrattualizzati risultano in riduzione rispetto ai contratti di approvvigionamento con fornitori terzi dell'anno termico precedente. Gli indici di prezzo delle forniture sono in linea con le condizioni economiche praticate ai clienti finali determinando in tal modo una copertura naturale al rischio prezzo.

La domanda di energia elettrica nel primo semestre del 2018 risulta in incremento rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente registrando un aumento del 2,4%. Per quanto riguarda la produzione di energia elettrica il primo semestre ha mostrato un aumento sia della produzione eolica che della produzione idroelettrica con incrementi del 8,4% (+0,75 TWh) e 41,1% (+7,5 TWh) rispettivamente. Tale incremento è stato controbilanciato da una minore produzione termoelettrica che ha registrato una significativa diminuzione del -10,4% (-8,8 TWh) e da un minore apporto di energia fotovoltaica per 1,28 TWh pari al -12,7%. Il flusso di energia con l'estero mostra un saldo positivo con un aumento delle importazioni nette per 5,36 TWh pari al +23,6%.

Per quanto riguarda i prezzi del mercato elettrico il primo semestre del 2018 ha evidenziato un significativo incremento: il prezzo unico nazionale (Pun) medio mensile si è attestato a 53,84 mentre nel corrispondente periodo del 2017 il Pun medio è stato di 51,17 euro/MWh. Tale andamento è da attribuire principalmente all' incremento del prezzo del gas con conseguente aumento dei costi marginali di produzione da impianti termoelettrici.

Nel corso del primo semestre è stato avviato da parte di Terna l'approvvigionamento a termine di risorse di dispacciamento per i soggetti titolari di Unità Virtuali di Consumo abilitate al Mercato dei Servizi di Dispacciamento per il periodo giugno-settembre 2018.

Hera Trading in qualità di soggetto aggregatore è risultata aggiudicataria di una potenza pari a 3 MW per il periodo giugno-settembre 2018 e di ulteriori 2 MW per il periodo luglio-settembre 2018.

Consumi del gas in calo:-1.5%

Ottimizzazione del portafoglio

Negoziazione del gas modulato per circa 1,0 miliardi di mc

Consumi di energia elettrica in aumento:+2.4%

Riforma del mercato elettrico Inoltre in data 19 giugno 2018 Terna ha posto in consultazione la documentazione sul progetto pilota per la partecipazione al mercato dei servizi di dispacciamento delle Unità virtuali miste (Uvam) ai sensi della delibera 300/2017/R/eel dell'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente.

Per quanto riguarda l'attività di trading di energia elettrica e certificati ambientali, nel primo semestre si è registrato un miglioramento delle performance sia in termini di marginalità sia in termini di valorizzazione media della capacità di import detenuta rispetto all'equivalente periodo del 2017. Particolare attenzione è stata dedicata alla gestione/ottimizzazione del portafoglio acquisti di Hera Comm Srl 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.

Performance trading elettrico

Gestione rischio prezzo

Il portafoglio clienti del Gruppo, al primo semestre 2018, risulta cresciuto di oltre circa il 3% rispetto allo stesso periodo dell'anno precedente.

Il numero dei clienti è cresciuto in tutti i servizi, in particolar modo nell'energia elettrica: l'incremento delle forniture a mercato libero sostenute da un portafoglio di offerte competitive e soluzioni innovative, la qualità del servizio e le recenti acquisizioni societarie in Friuli Venezia Giulia e in Abruzzo sono le principali ragioni dell'incremento di oltre 80 mila clienti (+8,9%).

I clienti del servizio gas, nonostante la cessione di Medea Spa (circa 13 mila clienti), sono cresciuti di circa 14 mila unità (+1%): questo risultato è conseguenza sia del costante impegno nell'attività commerciale sia dell'ingresso, all'interno del Gruppo Hera, di Verducci Servizi Srl e Blu Ranton Srl, realtà attive in Abruzzo nella vendita di energia elettrica e gas. I clienti del servizio idrico sono cresciuti inerzialmente di circa lo 0,3%.

Punti di fornitura	30-giu-18	30-giu-17	Delta pdf n.	delta pdf %
Gas	1.412,8	1.398,8	14,0	1,0%
Energia elettrica	1.013,6	930,5	83,1	8,9%
Acqua	1.461,0	1.456,1	5,0	0,3%
Tlr	12,2	12,0	0,2	1,4%

Dati espressi in migliaia

Nel 2018 il volume dei contatti gestiti dai canali del Gruppo è cresciuto: nel primo semestre il valore si attesta a circa 3 milioni di contatti, in crescita del 5% rispetto allo stesso periodo del 2017.

L'aumento ha coinvolto il canale call center (+3,4%) ma soprattutto i canali digitali: al canale web (+36%) si è aggiunta nella seconda metà del 2017 l'applicazione, attraverso la quale sono stati gestiti 74.000 contatti.

Il call center Hera ha migliorato in modo importante il proprio livello di servizio per i clienti business: il tempo medio di attesa è di 31,8 secondi (48,6 secondi nel 2017), migliora il numero di chiamate risposte (95,5% vs 93,4% del 2017) e cala il numero di chiamate con un tempo medio di attesa oltre i 2 minuti (7,9% vs 13,6% del 2017).

Migliorato anche il tempo di attesa allo sportello, oggi di circa 8 minuti.

Il lavoro continuo sulla qualità verso il cliente finale che viene svolto da anni sui canali di contatto ha determinato nel 2018 un ulteriore miglioramento della qualità percepita dai clienti. Secondo l'indagine di customer satisfaction, infatti, il punteggio raggiunto dagli sportelli è stato 88, a seguire il call center famiglie con un punteggio di 86,5 e il call center aziende (soho/sme) di 81.

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

Tempo medio di attesa al contact center - no ivr (sec.)	1° sem 2018	1° sem 2017	1° sem 2016
Clienti residenziali	43	31	42
Clienti business	32	49	39
Tempo medio di attesa a sportelli (min, sec)	1° sem 2018	1° sem 2017	1° sem 2016
Media	8	10	9

In giugno la Bce ha annunciato la riduzione del quantitative easing (qe) a 15 miliardi di euro al mese per l'ultimo trimestre dell'anno (verso l'attuale ritmo di 30 miliardi di euro al mese) fino a cessare definitivamente gli acquisti. È stato però sottolineato che ci si attende che i tassi di riferimento si manterranno su livelli pari a quelli attuali almeno fino all'estate del 2019 e, in ogni caso, finché sarà necessario per assicurare che l'evoluzione dell'inflazione resti in linea con le attuali aspettative di un profilo di aggiustamento durevole. Quindi, sul fronte dei tassi di interesse non si avranno segnali di incremento fino a quando la normalizzazione della politica monetaria non sia completata. La Banca centrale americana (Fed), invece ha effettuato il secondo aumento dei tassi di 25 basis point (da 1,75% a 2,00%) da inizio anno e sono state rivisti al rialzo il numero di aumenti dei tassi per il 2018, ossia a quattro rispetto ai tre finora previsti. Questa scelta, presa in un momento in cui i dati sulla crescita e sull'inflazione sono buoni sostenuti dal contributo positivo di tutte le componenti, lascia pensare che la Fed sia intenzionata a lasciar correre l'economia americana.

Lo Spread tra Btp e Bund a 10 anni, quale benchmark per misurare il costo del nuovo funding a lungo termine, dopo quasi un anno di andamento regolare, ha subito un forte incremento in maggio, fino a raggiungere il picco di 288 bps, per effetto dell'incertezza politica del paese. A fine giugno presenta una dinamica in lieve riduzione portandosi intorno a 237 bps. Lo spread a 10 anni di Hera ha subito delle ripercussioni registrando un incremento, anche se in misura meno che proporzionale allo spread sovrano, di circa 42 bps rispetto all'anno precedente. La consolidata fiducia degli investitori e il positivo merito creditizio del Gruppo, mantiene il suo livello di spread inferiore di circa 112 bps rispetto a quello del Btp-Bund di medesima durata.

Spread Btp-Bund 10Y 237 Spread 10y Hera 125 0 50 100 150 200 250 300 350 Bps

Il Gruppo mantiene costantemente l'attenzione su una gestione finanziaria che consenta di massimizzare il profilo di rendimento pur mantenendo una strategia prudenziale verso il rischio. Il costo medio del debito è costantemente efficientato attraverso attività di liability e financial risk management volte a cogliere opportunità di mercato favorevoli.

Per sostenere gli indicatori di rischio liquidità e ottimizzare il costo-opportunità del funding, il Gruppo dispone di linee di credito committed per 300 milioni di euro. In maggio, sono state rinegoziate 200 milioni di euro di linee committed con una nuova linea di credito revolving sostenibile di pari importo ma con scadenza superiore (2023) portando così la durata media superiore a 4 anni. La nuova linea di credito, denominata "ESG Linked RCF Facility", introduce elementi di sostenibilità attraverso un meccanismo premiante legato al raggiungimento di specifici obiettivi ambientali, sociali e di governance (Environmental social governance di seguito Esg). A tal fine sono stati definiti alcuni indicatori di performance Esg, in virtù dei quali il Gruppo potrà beneficiare nel tempo di tassi più favorevoli.

Spread Btp-Bund 10 anni vs Spread Hera

In gennaio, il Gruppo ha perfezionato un contratto di finanziamento di 110 milioni di euro con la Banca Europea degli Investimenti (Bei) finalizzato a sostenere il programma di investimenti per il periodo 2017-2021 su progetti relativi alla filiera del ciclo dei rifiuti. Nello specifico, la linea di credito sarà destinata a migliorare ulteriormente le performance dei servizi ambientali, con particolare riferimento all'incremento dei tassi di raccolta differenziata indicati dagli obiettivi regionali delle aree servite, aumentare ancora di più l'efficienza dei processi operativi relativi al trattamento, riciclo e recupero dei rifiuti e a migliorare gli standard di sostenibilità del parco impianti.

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 controparte e covenant sul debito, il rischio tasso, il rischio cambio e il rischio di merito creditizio (rating).

Rischio liquidità

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.

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-giu-18		31-dic-17
(mln/euro)	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	76	471	38	76	471
Debiti e altre passiv ità finanziarie	244	70	61	191	63	59
Debiti v erso fornitori	1.091	0	0	1.396	0	0
Totale	1.349	146	532	1.625	139	530

Liquidità adeguata a un worst case scenario

Gestione proattiva della liquidità

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 2018, di 515 milioni di euro di liquidità, linee di credito committed non utilizzate per 300 milioni di euro e, di ampi spazi su linee di credito uncommitted (686 milioni di euro circa).

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.

La struttura finanziaria del Gruppo si presenta solida ed equilibrata in termini di composizione e di durata consentendo di minimizzare il rischio liquidità anche in caso di scenari particolarmente critici. La quota di debito che scade entro l'anno è pari a 8,6% e la quota di debito a lungo termine è pari a circa il 91,4% rispetto al totale debiti finanziari, di cui circa il 75% è rappresentato da bond con rimborso a scadenza. La durata residua media è di circa 7 anni, di cui circa il 63% del debito ha scadenza oltre i 5 anni.

Durata media del debito oltre 7 anni con il 66% di debito che scade oltre 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/euro (*)	30-giu-18	30-giu-19	30-giu-20	30-giu-21		30-giu-22 Oltre 5 anni	Totale
Obbligazioni	0	395	0	290	68	1.867	2.620
Debiti bancari / v erso altri	301	55	51	60	58	339	864
Totale	301	450	51	350	126	2.206	3.484

*Anno rolling rispetto alla data di Bilancio

Rischio default e covenants sul debito

Il 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 se si verificano determinati eventi, generando così un potenziale rischio liquidità.

Al 30 giugno 2018 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 covenants finanziari sul debito tranne quello del limite 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.

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 a un livello non-investment grade, o inferiore, ovvero la cessazione della pubblicazione del rating.

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 e impiega la liquidità disponibile prevalentemente in conti di deposito a breve termine 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, di volta in volta, 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.

Il Gruppo presenta un'esposizione al rischio di variazione dei tassi, comprensivo dell'effetto dei derivati, pari al 13% mentre l'87% del debito è a tasso fisso.

No covenants finanziari

Change of control & Investement grade

Un modello di gestione attiva e prudenziale verso il rischio tasso

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 risultano perfettamente aderenti al debito sottostante.

Indebitamento finanziario lordo (*)	30-giu-18			31-dic-17
(mln/euro)	senza derivati	con derivati	% con derivati	senza derivati	con derivati	% con derivati
Tasso fisso	2.812	2.831	87%	2.692	2.714	86%
Tasso v ariabile	432	413	13%	454	431	14%
Totale	3.244	3.244	100%	3.146	3.146	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

Hera Spa ha i rating sul lungo termine di Moody's BAA1 outlook negativo e di S&P BBB outlook positivo.

Il 13 marzo 2018, in occasione della review annuale, S&P ha migliorato l'outlook da stabile a positivo lasciando invariato il merito di credito a lungo e a breve termine, pari a BBB/A-2. S&P ha evidenziato che le buone prospettive di crescita, confermate dalle previsioni dell'ultimo business plan, potrebbero consentire al Gruppo di migliorare stabilmente il rating purché sia mantenuta dal management la strategia di crescita, il miglioramento dei flussi di cassa e una prudenziale politica di remunerazione degli azionisti.

Il 5 maggio 2017 Moody's ha rilasciato una credit opinion in cui conferma il livello di rating BAA1 e l'outlook negativo. Il profilo di rischio del Gruppo è valutato dall'Agenzia positivamente in termini di solidità e buon equilibrio del portafoglio di business gestiti, nonché buone performance operative, assenza di rischio di liquidità e resilienti indicatori di merito creditizio, così da mantenere il rating di un notch sopra il rating Sovrano. L'outlook negativo dipende, invece, dal rating dell'Italia in quanto la maggior parte dell'Ebitda del Gruppo deriva da business domestico e quindi esposto al trend macroeconomico e allo scenario politico del Paese. Il 30 maggio, l'outlook di Hera è stato dichiarato «Under Review for downgrade» in seguito al deterioramento del rischio Sovrano che ha comportato una revisione dell'outlook per il downgrade dell'Italia.

Dato l'attuale contesto di perdurante incertezza sulle prospettive del rischio sovrano, le azioni e le strategie del Gruppo sono sempre particolarmente attente e indirizzate a garantire il mantenimento e il miglioramento di adeguati livelli di rating.

Il rating conferma i punti di forza costruiti dal Gruppo nel tempo: outlook positivo da S&P

87% del debito a tasso fisso

Il rating di Moody's un notch sopra il rating Sovrano

I progetti hanno interessato la bio-economia circolare, l'efficientamento energetico e gli ambiti safe, sustainable e smart della città per far evolvere i servizi a disposizione dei cittadini e favorire la crescita industriale del Gruppo.

Biometano Oltre al completamento dell'impianto di Sant'Agata Bolognese che produrrà circa 7,5 milioni di standard metri cubi di biometano all'anno, prosegue la ricerca sulle tecnologie per ottenere biocombustibili avanzati derivanti da biomasse.

Dopo alcuni test sulle potature tal quali che hanno confermato le rese in biometano di letteratura, è stato realizzato un reattore pilota per effettuare un pre-trattamento termico (steam explosion) delle potature. Nel secondo semestre 2018 il materiale prodotto dal reattore alimenterà due digestori pilota per confermare le buone rese di produzione di biometano ottenute in laboratorio a seguito del pretrattamento termico.

E' stato inoltre avviato uno studio di fattibilità per la realizzazione di un impianto su scala industriale di produzione di biometano da sfalci e potature pretrattati, uniti ad altre matrici di scarto provenienti dal mondo agro-industriale.

Smart Waste PuntoNET Nel primo semestre del 2018 sono stati condotti i test di funzionamento del prototipo outdoor dell''isola multifunzione per la raccolta dei rifiuti urbani (PuntoNet) che, oltre al riconoscimento dell'utente e alla misurazione del rifiuto, è in grado di erogare altri servizi innovativi per la città (monitoraggio ambientale, wi-fi, videosorveglianza, ricarica elettrica per bici e auto, ecc.). Nel corso del secondo semestre il prototipo sarà posizionato in area urbana nel territorio di Castel Bolognese, al fine di verificare i servizi previsti nelle reali condizioni di esercizio.

Il progetto Senseable Dep ha l'obiettivo di creare una piattaforma informatica di monitoraggio dei processi depurativi attraverso l'utilizzo di cruscotti semplificati atti a riassumere in pochi indici lo "stato di salute" del processo di depurazione dal punto di vista biologico, idraulico ed energetico. Dopo aver completato la fase di test e tuning per il depuratore di Forlì, entro l'anno è prevista l'estensione del sistema di monitoraggio ai depuratori di Cesena, Cesenatico e Savignano.

A seguito dell'esperienza sul territorio ferrarese, è stata realizzata una nuova rete di monitoraggio della qualità dell'aria nel comune di Castel Bolognese. I sensori sono stati collocati nei punti strategici di maggior interesse quali zone ad alta densità abitativa, zone con intenso traffico (Via Emilia), zone industriali, zone ad alta frequentazione (stazione, polo sportivo) e zone rurali. Il monitoraggio nel corso dei primi sei mesi dell'anno ha permesso di valutare il trend invernale e primaverile e continuerà per la stagione estiva. La raccolta di questi dati e la correlazione degli stessi con i parametri ambientali (temperatura, intensità o direzione del vento) permette d'individuare la distribuzione spaziale degli inquinanti e l'indice di esposizione della popolazione. Tali valutazioni saranno integrate con le analisi relative alle fonti d'inquinamento (riscaldamento e/o traffico), al fine di poter individuare le misure di prevenzione e mitigazione.

Il progetto Underground Facility Management riguarda l'applicazione di un sistema di Business Process Management alla gestione integrata dei cantieri. Il sistema rappresenta una vera e propria piattaforma di gestione documentale e di coordinamento dei lavori di scavo effettuati dal Gruppo. Il sistema è stato adottato a inizio anno dalla struttura acquedotto Romagna ed è previsto l'avvio dell'area Emilia nel secondo semestre 2018. A valle dell'esperienza operativa sarà possibile recepire eventuali feedback per migliorare o estendere la piattaforma.

Coordinamento cantieri (Underground Facility Management)

Senseable Dep

Monitoraggio ambientale

La dashboard sviluppata per il territorio di Castel Bolognese è una piattaforma informatica di Dashboard Comuni integrazione di servizi sul territorio accessibili via web. Essa permette la visualizzazione dinamica delle informazioni rilevate sul campo dai vari sensori o dispositivi e la correlazione tra loro, creando viste a valore aggiunto.

Nel corso del primo semestre è stata sviluppata l'architettura della piattaforma e sono state eseguite delle simulazioni con informazioni appartenenti a domini/servizi eterogenei, al fine di creare uno strumento utile all'amministrazione comunale e agli uffici tecnici per facilitare il loro lavoro in termini di supporto all'operatività quotidiana e di pianificazione strategica. La dashboard integra i servizi wi-fi, videosorveglianza, monitoraggio ambientale, mappe energetiche (mappe relative ai consumi energetici degli edifici per valutare l'andamento storico degli stessi e svolgere analisi predittive), passaporto ambientale (strumento per valutare il raggiungimento di alcuni degli obiettivi dell'Agenda Onu 2030) e raccolta rifiuti attraverso il sistema PuntoNet. Entro l'anno la dashboard sarà resa disponibile al comune di Castel Bolognese.

Altre Iniziative Sono state sviluppate alcune applicazioni per consentire ai dipendenti Hera un più agevole accesso a funzionalità aziendali (prenotazioni sale riunioni, approvazioni documenti, autorizzazioni, …) tramite smartphone e tablet.

Continua l'utilizzo della piattaforma aperta a tutti i dipendenti per raccogliere, commentare e valutare idee e proposte innovative (oltre mille dipendenti partecipano con continuità all'iniziativa).

E' stata testata la validità e fruibilità della tecnologia Realtà Aumentata (Ra) in ambito reti. La

tecnologia è ritenuta interessante in tutti i casi in cui il dato cartografico abbia un'elevata precisione. I test continueranno con visori di ultima generazione e stanno verificando l'utilizzo della Ra in ambito di assistenza remota per interventi di manutenzione.

Nel 1° semestre 2018 si sono avviate, nell'ambito del Gruppo Hera, le attività di audit da parte di Bureau Veritas Italia, il nuovo organismo di certificazione che a gara pubblica, si è aggiudicato il servizio per il Gruppo. In particolare si sono concluse positivamente le verifiche di rinnovo dei certificati ISO 9001, ISO 14001 e OHSAS 18001 e di mantenimento della certificazione di conformità allo standard SA8000 di Hera Spa. Importante l'attività di coordinamento delle verifiche di terza parte per le certificazioni del Gruppo.

E' proseguito l'impegno della Direzione nel coordinare l'approccio ai temi trasversali di interesse dei sistemi di gestione, attraverso incontri mensili con le diverse società del Gruppo.

In particolare è in corso il progetto di "Riesame di Gruppo", con l'obiettivo di strutturare una vista d'insieme sui sistemi di gestione di Hera Spa e Società controllate e di contribuire alla governance ed alla definizione delle strategie di gestione dei rischi in tema di salute sicurezza e ambiente.

In tema di salute e sicurezza sono state completate le attività per effettuare la gara della sorveglianza sanitaria di Gruppo con l'obiettivo di aggiudicarla entro fine luglio. A valle della valutazione dell'efficacia della gestione dei dispositivi di protezione individual/vestiario è stato coordinato un Gruppo di lavoro che ha impostato le azioni per il miglioramento del servizio. Sempre nel primo semestre è stato avviato il progetto "Salute e sicurezza: cultura e consapevolezza", che attraverso Heureka+, ha ricercato iniziative tra i dipendenti del Gruppo per divulgare e diffondere la cultura e la consapevolezza di salute e sicurezza sul lavoro nella vita di tutti i giorni.

Nella gestione della privacy e della sicurezza logica è stata rafforzata una sinergia metodologica e di approccio, nell'ottica di mettere a fattor comune le analisi sulla sicurezza delle informazioni e sulla protezione dei dati personali nell'ambito del Gruppo.

Sono state gestite richieste di consulenza e di supporto giuridico specialistico, attraverso l'elaborazione di specifici approfondimenti normativi e della documentazione, necessaria a garantire la compliance normativa lato privacy dei processi del Gruppo, anche in esecuzione dei contratti di Service.

L'adeguamento del Gruppo al General Data Protection Regulation 679/2016 è stato affrontato attraverso un progetto interdisciplinare che ha investito l'organizzazione e una revisione puntuale del sistema documentale di tutto il Gruppo, al fine di documentare la conformità alle prescrizioni della legge nel proteggere i dati personali fin dalla fase di ideazione e progettazione di un trattamento, decidendone le modalità, le garanzie e i limiti.

E' stata progettata una formazione specifica di aggiornamento sulle principali novità normative, e focus sul ruolo dei responsabili delle unità organizzative, deputate al trattamento, che vedrà coinvolto il Gruppo nel secondo semestre.

E' stato nominato un responsabile della protezione dei dati (Data Protection Officer) unico per il Gruppo Hera, nel rispetto delle prescrizioni di legge.

Prosegue il piano pluriennale di armonizzazione per AcegasApsAmga Spa. E' stato completato il roll-out dei sistemi per i servizi di distribuzione gas, mentre sono in corso i roll-out dei sistemi per la gestione della qualità e la Geo-Business Intelligence. Per la società Acantho Spa è stato completato lo studio di fattibilità per la migrazione sui sistemi di Gruppo; le attività realizzative saranno avviate nel secondo semestre del 2018.

Sono inoltre state completate 14 iniziative progettuali per adeguare i sistemi di Gruppo alle normative; fra le principali si citano quelle relative al contributo di potenza (delibera 786/16), alla Tari per la gestione incassi da parte dei Comuni (Decreto Legge 225), alle offerte a prezzo libero a condizioni equiparate di tutela (delibera 555/17), al miglioramento delle performance del servizio di misura del gas naturale (delibera 522/17) .

Tra le attività completate relative all'efficienza dei processi e al supporto al business si possono citare la razionalizzazione e digitalizzazione end-to-end dei processi di Heratech Srl, il rinnovo della piattaforma di tesoreria, che favorisce una gestione più efficiente dei processi amministrativi e finanziari, le offerte commerciali relative al teleriscaldamento e altre evoluzioni dei sistemi core del Gruppo.

Infine si evidenzia l'avvio in produzione del nuovo sistema di tariffa corrispettivo puntuale per i servizi ambientali e la sua introduzione in 8 Comuni, fra cui Ferrara.

All'interno del processo di continua innovazione tecnologica e di miglioramento delle performance dei sistemi informativi di Gruppo si evidenziano gli upgrade di diverse piattaforme e del data base Oracle. Nel mese di marzo sono state avviate le attività per il rinnovo tecnologico dell'intera infrastruttura di Gruppo presente nel data center di Acantho Spa di Imola e nel data center secondario di disaster recovery; il completamento delle attività è previsto nel secondo semestre 2018.

La sicurezza dei sistemi informativi e delle informazioni aziendali e il rispetto delle normative in ambito data protection rientrano tra gli obiettivi primari della Direzione Sistemi Informativi. Continua l'impegno nelle attività di prevenzione e monitoraggio di eventuali attacchi informatici, attraverso la pianificazione/esecuzione periodica dell'analisi dei rischi (vulnerability assessment) sui sistemi in produzione, l'aggiornamento dei sistemi già in essere e le attività di sensibilizzazione degli utenti. A partire da gennaio 2018 è stato attivato un servizio Soc (Security operational center) che monitora

gli eventi di sicurezza prodotti dalle applicazioni e dai sistemi Hera al fine di rilevare eventuali attacchi, tentativi di attacco o anomalie in ambito cybersecurity.

Nel mese di aprile è stato eseguito con esito favorevole l'audit di terza parte (ente di certificazione BVI) per il rinnovo della certificazione delle norme ISO di Gruppo. L'audit ha coinvolto tutti i processi di competenza della Direzione Sistemi Informativi. Inoltre, nel primo semestre 2018 sono state completate le attività di Internal Audit, il cui esito sarà pubblicato nel secondo semestre.

Armonizzazione sistemi di altre società

Adeguamento normativo

Efficienza e supporto al business

Efficienza dei sistemi informativi

Sicurezza dei sistemi informativi

Certificazione di qualità e Audit

I dipendenti del Gruppo Hera a tempo indeterminato al 30 giugno 2018 sono 8.555 (perimetro consolidato), con la seguente divisione per qualifica: dirigenti (149), quadri (533), impiegati (4.593), operai (3.280). Questo assetto è la conseguenza nel 2018 di 133 entrate, 212 uscite e della variazione di perimetro societario che comporta una riduzione pari a 49 unità (Alea AmbienteSpa, Blu Ranton Srl, Medea Spa e Megas. Net Spa). Le assunzioni sono state frutto essenzialmente di un turnover qualitativo con inserimento di personale qualificato.

Nel dettaglio, nel corso del primo semestre 2018 è stata progettata un'evoluzione organizzativa, formalizzata con decorrenza 1° luglio 2018, che ha portato a un'ulteriore razionalizzazione del modello organizzativo di Heratech Srl, attraverso la semplificazione dell'organizzazione fondamentale della società e attraverso la confluenza verso Inrete Distribuzione Energia Spa di tutte le attività connesse alla progettazione, preventivazione e realizzazione di lavori in ambito energia elettrica.

In ambito Inrete Distribuzione Energia Spa, con decorrenza 1° luglio 2018, è stata razionalizzata l'organizzazione fondamentale della società, attraverso l'ulteriore specializzazione delle attività di distribuzione per filiera di business (gas ed energia elettrica), la focalizzazione delle attività di standardizzazione, sviluppo progetti e del presidio della misura e telegestione in un unico ambito organizzativo trasversale.

Principali evoluzioni in ambito Direzione Generale Operations

Alla data del 30 giugno 2018 risulta realizzata una revisione del modello organizzativo della Direzione Mercato Industria di Herambiente Spa che ha visto l'integrazione delle attività e dei processi commerciali di Waste Recycling Spa all'interno di Herambiente Servizi Industriali Srl con l'intento di focalizzare ulteriormente le strutture commerciali sulla base dei segmenti di mercato serviti, in ottica di miglioramento della customer experience complessiva. Al 30 giugno 2018 risultano altresì completate le attività propedeutiche al superamento della Funzione Servizi Operativi e alla ricollocazione delle relative attività e risorse all'interno di Herambiente Spa con l'obiettivo di valorizzare l'efficacia e l'efficienza complessiva dei processi gestiti e la semplificazione delle relazioni con il vertice di Herambiente Spa.

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

• con efficacia gennaio 2018, la revisione organizzativa della Direzione Customer Experience Management di Hera Comm Srl, volta a migliorare ulteriormente i livelli di qualità del servizio e di customer satisfaction in un'ottica di customer experience e di miglioramento continuo, proseguendo l'integrazione dei processi customer relationship management (Crm) precedentemente allocati in ambito Mercato Famiglie e Mercato Aziende;
• con efficacia giugno 2018, il tuning organizzativo della Direzione Commerciale e Marketing di Hera Comm Srl, con particolare riferimento alla costituzione della Funzione Innovazione Commerciale volta a potenziare i processi di scouting e di sviluppo dell'innovazione in ambito commerciale energy;
• con efficacia maggio 2018, la revisione organizzativa di Hera Servizi Energia Srl, in un'ottica di maggiore orientamento al mercato, in termini di ottimizzazione delle attività di gestione clienti e ulteriore focalizzazione commerciale sui segmenti di business.

In ambito Enti Centrali si segnalano in particolare:

• con efficacia maggio 2018, la nomina del Data Protection Officer del Gruppo Hera in ambito Direzione Qualità, Sicurezza e Ambiente, in osservanza al Regolamento generale in materia di protezione dei dati personali n° 2016/679 (General data protection regulation o Gdpr) e al fine di favorire un approccio omogeneo nell'applicazione a livello di Gruppo;
• la revisione organizzativa della Direzione Centrale Pianificazione, Affari Regolamentari ed Enti Locali, rinominata Direzione Centrale Strategia, Regolazione ed Enti Locali e volta a rafforzare ulteriormente il focus sulle attività di pianificazione strategica e policy making, di regolazione e sistemi tariffari, e infine di area management nell'ambito dei diversi territori dell'Emilia Romagna.

In data 23 aprile 2018 sono stati sottoscritti gli accordi per tutto il personale del Gruppo Hera concernenti la consuntivazione degli indicatori del premio di risultato per l'anno 2017, l'individuazione dei nuovi indicatori del premio di risultato per l'anno 2018, la conciliazione dei tempi vita-lavoro. Quest'ultimo accordo in particolare, oltre alla proroga della sperimentazione dello smart-remote working e l'erogazione di servizi di time-saving, prevede la cessione a titolo gratuito delle ferie/permessi/riduzione orario di lavoro ("ore solidali") da parte di ogni lavoratore ai colleghi per consentire agli stessi di assistere figli minori e/o il coniuge che, a causa di disabilità e/o malattia grave, necessitano di cure costanti. L'Azienda a fronte di una giornata ceduta da parte di ciascun lavoratore, integrerà tale cessione con un'ulteriore mezz'ora. A seguito dell'acquisizione della maggioranza delle quote societarie da parte del Gruppo Hera, è stato sottoscritto un accordo, valevole per gli anni 2018-2019, riguardante l'implementazione di un sistema economico incentivante (compreso il welfare di Gruppo) per i dipendenti di Aliplast Spa, con l'obiettivo di avviare un percorso di graduale integrazione e armonizzazione con i trattamenti applicati nel Gruppo (compreso il premio di risultato). Sono stati inoltre sottoscritti gli accordi sul piano di formazione finanziata 2018 nonché il verbale di incontro sul piano formativo 2018. Nell'Area Emilia Romagna, al fine di un più razionale utilizzo della centrale di cogenerazione di Imola, è stato definito un nuovo orario di lavoro per il personale inserito in turno h24. In ambito Direzione Servizi Ambientali di Hera Spa è stata definita l'intesa relativa all'installazione di un sistema di localizzazione gps (denominato hergo ambiente) sui mezzi dell'area ambiente e valevole per i territori di Cesena e Ravenna. Tale intesa recepisce quanto previsto dal disciplinare tecnico Atersir relativo all'affidamento della gestione dei rifiuti urbani e assimilati nei territori di Cesena e Ravenna. In coerenza con l'evoluzione del modello organizzativo del

Principali evoluzioni in ambito del Gruppo Herambiente

Principali evoluzioni in ambito Direzione Centrale Mercato

Principali evoluzioni in ambito enti centrali

pronto intervento energia elettrica di Inrete Distribuzione Energia Spa nel territorio modenese, è stata raggiunta l'intesa per il superamento del servizio di pronto intervento in turno h16 in luogo dell'introduzione di un orario di lavoro giornaliero dal lunedì al venerdì. Contestualmente al superamento del servizio di pronto intervento in turno h16 è stato affinato il modello organizzativo di reperibilità. In ambito Direzione Servizi Ambientali di Hera Spa è stato sottoscritto l'accordo sindacale relativo al superamento del servizio di reperibilità fuori dal normale orario di lavoro. E' stata inoltre raggiunta una intesa circa l'implementazione di un sistema di reperibilità fuori dal normale orario di lavoro in ambito Uniflotte Srl.

Nell'area Friuli Venezia Giulia e Veneto sono stati sottoscritti gli accordi finalizzati al cambiamento organizzativo del servizio di reperibilità in ambito Direzione Energia Elettrica di AcegasApsAmga Spa e di Hera Luce Srl per le aree territoriali di Trieste e Gorizia. Sono stati inoltre sottoscritti gli accordi sulla formazione finanziata per AcegasApsAmga Spa e per Hestambiente Srl. Nell'area delle Marche sono sottoscritti gli accordi sindacali relativi alla procedura di fusione per incorporazione di Megas. Net Spa in Marche Multiservizi Spa e sulla formazione finanziata.

Nel primo semestre 2018 sono state avviate le iniziative di formazione e diffusione del modello di leadership, con diverse modalità verranno coinvolte circa 5000 persone. Nel primo semestre è stata effettuata anche la formazione in presenza in aula per tutti i quadri e dirigenti del Gruppo Hera. Le iniziative e le attività proseguiranno anche nel secondo semestre 2018.

Si è conclusa la prima fase del progetto pilota sullo smart working e si è avviata la seconda fase che coinvolge circa 400 persone, questa fase continuerà fino alla fine del 2018.

Nel primo semestre del 2018, a livello di Gruppo, sono state erogate complessivamente 114.598 ore di formazione: pro capite sono state 13,6 ore, pari al 54% circa del target 2018 complessivo, e circa 94% dei dipendenti è stato già 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 430.589 euro. I dati confermano l'impegno consistente sia di carattere economico che di risorse che il Gruppo dedica alla valorizzazione e allo sviluppo continuo del capitale umano, anche attraverso il proseguimento delle attività di HerAcademy, la corporate university del Gruppo.

In relazione alle iniziative HerAcademy, si segnalano in particolare la settima edizione dell'iniziativa di orientamento universitario e la quinta edizione dell'iniziativa di orientamento al mondo del lavoro, nonché l'avvio del terzo anno di gestione dei percorsi di alternanza scuola-lavoro, basati su una logica di integrazione tra le competenze aziendali e quelle scolastiche e avviati a seguito del protocollo d'intesa stipulato nel 2015 con l'ufficio scolastico regionale dell'Emilia Romagna. Per l'anno scolastico 2017-2018 è stato consolidato l'ampliamento del perimetro in tutti i territori dei Gruppi Hera e AcegasApsAmga.

Nell'ambito del progetto HER@futura, è stato attivato il percorso di sviluppo delle competenze digitali di base rivolto a tutte le risorse del Gruppo, in funzione del proprio livello di digital readiness.

Il 23 Gennaio 2018 è ripartito Hextra – il sistema di welfare unico per tutte le società del Gruppo Hera personalizzabile nelle scelte individuali, che resterà attivo fino al 18 novembre 2018. A ciascun dipendente a tempo indeterminato e determinato è stata assegnata una quota welfare flessibile pari a 385 euro.

In continuità con l'anno precedente anche per il 2018 verrà destinata una quota istruzione aggiuntiva per i dipendenti che hanno figli in età scolare dall'asilo nido fino alla scuola secondaria superiore.

Le principali novità del 2018 riguardano:

• la possibilità di convertire fino al 50% del premio di risultato 2017, in un ulteriore quota welfare senza alcun aggravio fiscale;
• la seconda edizione delle borse di studio universitarie che, con criteri di equità e meritocrazia, ha premiato i migliori risultati accademici ottenuti nell'anno accademico 2016/2017 mettendo a disposizione 40 borse di studio da 750 euro l'una;
• la seconda edizione dei percorsi di approfondimento linguistico "Un'estate nel mondo con intercultura", con 10 borse di da 2.000 euro ciascuna per gli studenti delle scuole superiori;
• la gestione della quinta edizione dei centri estivi pei i figli dei dipendenti. Un'esperienza sempre positiva in cui sono stati messi a disposizione centri estivi a condizioni particolarmente vantaggiose e un contributo aggiuntivo a copertura di quota parte della spese di iscrizione e frequenza sostenute;
• l'introduzione di nuove iniziative e servizi in tutti gli ambiti di Hextra in funzione dei bisogni emergenti dei dipendenti nella fase di ascolto 2017 a sottolineare la centralità delle persone nello sviluppo del piano e stimolare la creazione di una cultura comune di welfare partecipato.

Scelte, tutte queste, che testimoniano la costante attenzione del Gruppo nei confronti dei propri lavoratori come fattore chiave per il conseguimento degli obiettivi aziendali attraverso un investimento continuo nello sviluppo di Hextra e che ci collocano tra le principali realtà nazionali nel campo del welfare aziendale.

Bilancio consolidato Gruppo Hera

mln/euro	note	1° semestre 2018	1° semestre 2017
Ricavi	1	2.966,7	2.754,0
Altri ricavi operativi	2	209,8	202,3
Consumi di materie prime e materiali di consumo	3	(1.327,6)	(1.178,4)
Costi per servizi	4	(1.031,6)	(981,7)
Costi del personale	5	(281,7)	(282,4)
Altre spese operative	6	(30,3)	(25,8)
Costi capitalizzati	7	18,3	17,9
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	8	(250,0)	(243,7)
Utile operativo		273,6	262,2
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	9	8,6	8,2
Proventi finanziari	10	60,6	58,5
Oneri finanziari	10	(103,6)	(112,6)
Gestione finanziaria		(34,4)	(45,9)
Utile prima delle imposte		239,2	216,3
Imposte	11	(72,0)	(68,3)
Utile netto dell'esercizio		167,2	148,0
Attribuibile:
azionisti della Controllante		158,1	141,0
azionisti di minoranza		9,1	7,0
Utile per azione	12
di base		0,108	0,096
diluito		0,108	0,096

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema di conto economico riportato al paragrafo 2.04.01 del presente bilancio consolidato.

mln/euro note	1° semestre 2018	1° semestre 2017
Utile (perdita) netto dell'esercizio	167,2	148,0
Componenti riclassificabili a conto economico
Fair value derivati, variazione del periodo 19	15,0	3,1
Effetto fiscale relativo alle componenti riclassificabili	(4,5)	(0,8)
Altre componenti imprese valutate a patrimonio netto		‐
Componenti non riclassificabili a conto economico
Utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti 27	(0,7)	1,4
Effetto fiscale relativo alle componenti non riclassificabili	0,3	(0,4)
Totale utile (perdita) complessivo dell'esercizio	177,3	151,3
Attribuibile:
azionisti della Controllante	168,0	144,2
azionisti di minoranza	9,3	7,1

mln/euro	note	30-giu-18	31-dic-17
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali	13	1.998,1	2.015,7
Attività immateriali	14	3.179,6	3.127,0
Avviamento	15	384,1	384,1
Partecipazioni	16	145,9	148,8
Attività finanziarie non correnti	17	119,2	125,2
Attività fiscali differite	18	167,6	150,5
Strumenti finanziari derivati	19	82,6	66,1
Totale attività non correnti		6.077,1	6.017,4
Attività correnti
Rimanenze	20	140,4	121,2
Crediti commerciali	21	1.670,5	1.760,9
Attività finanziarie correnti	17	44,7	41,5
Attività per imposte correnti	22	39,1	29,8
Altre attività correnti	23	365,6	303,3
Strumenti finanziari derivati	19	49,8	40,2
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	17, 31	515,2	450,5
Totale attività correnti		2.825,3	2.747,4
Attività destinate alla vendita	24	‐	22,9
TOTALE ATTIVITÀ		8.902,4	8.787,7

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della situazione patrimoniale-finanziaria riportato al paragrafo 2.04.02 del presente bilancio consolidato.

mln/euro	note	30-giu-18	31-dic-17
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Capitale sociale e riserve	25
Capitale sociale		1.465,9	1.473,6
Riserve		910,5	820,2
Utile (perdita) dell'esercizio		158,1	251,4
Patrimonio netto del Gruppo		2.534,5	2.545,2
Interessenze di minoranza		181,1	160,8
Totale patrimonio netto		2.715,6	2.706,0
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	26	3.003,8	2.892,2
Trattamento di fine rapporto e altri benefici	27	138,3	142,3
Fondi per rischi e oneri	28	433,5	432,5
Passività fiscali differite	18	47,1	45,5
Strumenti finanziari derivati	19	45,5	34,5
Totale passività non correnti		3.668,2	3.547,0
Passività correnti
Passività finanziarie correnti	26	337,5	279,6
Debiti commerciali	29	1.091,1	1.395,9
Passività per imposte correnti	22	122,1	37,9
Altre passività correnti	30	927,3	769,4
Strumenti finanziari derivati	19	40,6	46,0
Totale passività correnti		2.518,6	2.528,8
TOTALE PASSIVITÀ		6.186,8	6.075,8
Passività associabili ad attività destinate alla vendita	24	‐	5,9
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ		8.902,4	8.787,7

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema della situazione patrimoniale-finanziaria riportato al paragrafo 2.04.02 del presente bilancio consolidato.

mln/euro note	30-giu-18	30-giu-17
Risultato ante imposte	239,2	216,3
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative
Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali	81,6	82,3
Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali	106,0	100,3
Accantonamenti ai fondi	62,5	61,1
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(8,6)	(8,2)
(Proventi) oneri finanziari	43,0	54,1
(Plusvalenze) minusvalenze e altri elementi non monetari (inclusa valutazione derivati su commodity)	3,1	(4,9)
Variazione fondi rischi e oneri	(15,7)	(16,0)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	(6,2)	(4,0)
Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto	504,9	481,0
(Incremento) decremento di rimanenze	(19,2)	(8,7)
(Incremento) decremento di crediti commerciali	29,7	5,9
Incremento (decremento) di debiti commerciali	(306,8)	(208,4)
Incremento/decremento di altre attività/passività correnti	87,3	133,0
Variazione capitale circolante	(209,0)	(78,2)
Dividendi incassati	13,5	5,2
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	25,3	22,5
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati	(63,1)	(63,3)
Imposte pagate	(12,8)	(13,5)
Disponibilità generate dall'attività operativa (a)	258,8	353,7
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(62,6)	(49,5)
Investimenti in attività immateriali	(123,6)	(120,8)
Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide 31	(8,3)	(94,7)
Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali	3,1	1,7
Disinvestimenti in partecipazioni e contingent consideration	15,9	0,1
(Incremento) decremento di altre attività d'investimento	10,9	(19,6)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di investimento (b)	(164,6)	(282,8)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine 31	118,7	‐
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari 31	27,6	34,9
Canoni pagati per locazioni finanziarie 31	(1,3)	(2,0)
Incasso da cessione quote azionarie senza perdita di controllo 31	1,8	‐
Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate	‐	(1,4)
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	(142,7)	(134,2)
Variazione azioni proprie in portafoglio	(33,6)	4,1
Altre variazioni minori	‐	0,2
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)	(29,5)	(98,4)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d)	‐	‐
Incremento (decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d)	64,7	(27,5)
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo	450,5	351,5
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo	515,2	324,0

Ai sensi della delibera Consob 15519 del 27 luglio 2006, gli effetti dei rapporti con parti correlate sono evidenziati nell'apposito schema di rendiconto finanziario riportato al paragrafo 2.04.03 del presente bilancio consolidato

Gruppo Hera – Relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2018 approvata nel CdA di Hera Spa del 30 luglio 2018 71

mln/euro	Capitale sociale	Riserve	Riserve strumenti derivati valutati al fair value	Riserve utili (perdite) attuariali fondi benefici dipendenti	Utile dell' esercizio	Patrimonio netto	Interessenze di minoranza	Totale
Saldo al 31-dic-16	1.468,1	772,4	(0,4)	(29,5)	207,3	2.417,9	144,2	2.562,1
Utile dell'esercizio					141,0	141,0	7,0	148,0
Altre componenti del risultato complessivo:
fair value derivati, variazione del periodo			2,2			2,2	0,1	2,3
utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				1,0		1,0		1,0
Utile complessivo dell'esercizio	‐	‐	2,2	1,0	141,0	144,2	7,1	151,3
variazione azioni proprie in portafoglio	1,5	2,6				4,1		4,1
versamento azioni di minoranza						‐	0,2	0,2
variazione interessenza partecipativa		(0,3)				(0,3)	(1,1)	(1,4)
variazione area consolidamento						‐	1,1	1,1
Ripartizione dell'utile:
dividendi distribuiti					(132,4)	(132,4)	(8,0)	(140,4)
destinazione a riserve		74,9			(74,9)	‐		‐
Saldo al 30-giu-17	1.469,6	849,6	1,8	(28,5)	141,0	2.433,5	143,5	2.577,0
Saldo al 31-dic-17	1.473,6	847,8	4,1	(31,7)	251,4	2.545,2	160,8	2.706,0
Adozione Ifrs 9		(19,3)				(19,3)	(0,6)	(19,9)
Saldo al 01-gen-18	1.473,6	828,5	4,1	(31,7)	251,4	2.525,9	160,2	2.686,1
Utile dell'esercizio					158,1	158,1	9,1	167,2
Altre componenti del risultato complessivo:
fair value derivati, variazione dell'esercizio			10,4			10,4	0,1	10,5
utili (perdite) attuariali fondi benefici ai dipendenti				(0,5)		(0,5)	0,1	(0,4)
Utile complessivo dell'esercizio	‐	‐	10,4	(0,5)	158,1	168,0	9,3	177,3
variazione azioni proprie in portafoglio	(7,7)	(19,2)				(26,9)	(6,7)	(33,6)
variazione interessenza partecipativa		1,5				1,5	0,3	1,8
variazione area consolidamento		6,7		0,2		6,9	27,5	34,4
Ripartizione dell'utile:

dividendi distribuiti					(140,9)	(140,9)	(9,5)	(150,4)
destinazione a riserve		110,5			(110,5)	‐		‐
Saldo al 31-giu-18	1.465,9	928,0	14,5	(32,0)	158,1	2.534,5	181,1	2.715,6

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2018 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), 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 2017, al quale si rinvia per completezza di trattazione, ad eccezione di quanto descritto nel successivo paragrafo 2.02.02 "Adozione Ifrs 9" e nel paragrafo 2.02.04 "Variazione dei principi contabili internazionali".

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.

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 2018 è stato predisposto dal Consiglio di Amministrazione e dallo stesso approvato nella seduta del 30 luglio 2018. Lo stesso è stato assoggettato a revisione contabile limitata da parte della società Deloitte & Touche Spa.

Gli schemi utilizzati sono i medesimi già applicati per il bilancio consolidato al 31 dicembre 2017. 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 e in linea con la prassi internazionale, sia quella che meglio rappresenta i risultati aziendali. Il conto economico complessivo viene presentato 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.

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, 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 milioni di euro con un decimale tranne quando diversamente indicato.

La predisposizione del bilancio semestrale consolidato abbreviato e delle relative note ha richiesto 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.

Continuità aziendale

Gli amministratori hanno valutato l'applicabilità del presupposto della continuità aziendale nella redazione del bilancio semestrale consolidato, concludendo che tale presupposto è pienamente soddisfatto in quanto non sussistono dubbi sulla continuità aziendale.

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.

Ammortamenti

Gli ammortamenti sono calcolati in base alla vita utile del bene, determinata 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.

Accantonamenti per rischi

Tali accantonamenti sono effettuati sulla base di policy di Gruppo, facendo riferimento a comunicazioni aggiornate dei legali e dei consulenti che seguono le vertenze, nonché sulla base degli sviluppi procedurali delle stesse.

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.

Determinazione del fair value e processo di valutazione

Il fair value degli strumenti finanziari derivati, 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. Il fair value dei contratti derivati su commodity è determinato utilizzando input direttamente osservabili sul mercato laddove disponibili. La metodologia di calcolo del fair value degli strumenti derivati include la valutazione del non-performance risk se ritenuta rilevante. Tutti i contatti derivati stipulati dal Gruppo sono in essere con primarie controparti.

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 un'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.

Il nuovo principio contabile internazionale Ifrs 9, emesso dallo Iasb in data 24 luglio 2014 in sostituzione del precedente Ias 39, deve essere applicato a partire dal 1° gennaio 2018, per effetto dell' approvazione del Regolamento 2067/2016.

Il principio introduce dei nuovi criteri per la classificazione e valutazione delle attività e passività finanziarie. In particolare, per le attività finanziarie il nuovo principio utilizza un unico approccio basato sulle modalità di gestione degli strumenti finanziari e sulle caratteristiche dei flussi di cassa contrattuali delle attività finanziarie stesse al fine di determinarne il criterio di valutazione, sostituendo le diverse regole previste dallo Ias 39. Per le passività finanziarie, invece, la principale modifica avvenuta riguarda il trattamento contabile delle variazioni di fair value di una passività finanziaria designata come passività finanziaria valutata al fair value attraverso il conto economico, nel caso in cui queste variazioni siano dovute alla variazione del merito creditizio dell'emittente della passività stessa. Secondo il nuovo principio tali variazioni devono essere rilevate nel prospetto del conto economico complessivo e non più nel conto economico. Un'altra modifica significativa riguarda, inoltre, le modalità di rilevazione delle differenze di valutazione nel caso in cui vengano riviste le stime di pagamenti o riscossioni in relazione a attività finanziaria e passività finanziarie valutate al costo ammortizzato. Il nuovo approccio prevede, infatti, che la rettifica sia rilevata come provento o onere nell'utile (perdita) d'esercizio.

Il nuovo principio richiede che la stima delle perdite su crediti venga effettuata sulla base del modello delle expected losses (e non sul modello delle incurred losses utilizzato dallo Ias 39) utilizzando informazioni supportabili, disponibili senza oneri o sforzi irragionevoli che includano dati storici, attuali e prospettici. Il principio prevede che tale criterio di valutazione si applichi a tutti gli strumenti finanziari, ossia alle attività finanziarie valutate a costo ammortizzato, a quelle valutate a fair value tramite altre componenti di conto economico complessivo, ai crediti derivanti da contratti di affitto e ai crediti commerciali.

Infine, il principio introduce un nuovo modello di hedge accounting allo scopo di adeguare i requisiti previsti dall'attuale Ias 39 che talvolta sono stati considerati troppo stringenti e non idonei a riflettere le politiche di risk management delle società. Le principali novità del documento riguardano:

• l'incremento delle tipologie di transazioni eleggibili per l'hedge accounting, includendo anche i rischi di attività/passività non finanziarie eleggibili per essere gestiti in hedge accounting;
• il cambiamento della modalità di contabilizzazione dei contratti forward e delle opzioni quando inclusi in una relazione di hedge accounting al fine di ridurre la volatilità del conto economico;
• le modifiche al test di efficacia mediante la sostituzione delle attuali modalità basate sul parametro dell'80-125% con il principio della relazione economica tra voce coperta e strumento di copertura; inoltre, non sarà più richiesta una valutazione dell'efficacia retrospettica della relazione di copertura.

La maggior flessibilità delle nuove regole contabili è controbilanciata da richieste aggiuntive di informativa sulle attività di risk management.

Il Gruppo ha optato per applicare il nuovo principio con approccio retrospettivo, salvo laddove il principio stesso richiedesse di non procedere alla rideterminazione degli esercizi precedenti. I dati comparativi per il primo esercizio di applicazione non sono stati rideterminati, in linea con l'approccio semplificato previsto dal principio stesso. Si precisa, infine, che in virtù della natura delle sue attività operative, il Gruppo non ha modificato la classificazione e la valutazione delle attività finanziarie.

Si riportano di seguito gli impatti derivanti dall'applicazione del nuovo principio sui valori di bilancio al 1° gennaio 2018:

• la rideterminazione del valore del costo ammortizzato delle passività finanziarie per riflettere le nuove modalità di iscrizione delle rettifiche dovute alla rivisitazione delle stime di pagamento (in corrispondenza di operazioni di ristrutturazione effettuate negli anni precedenti) ha comportato l'iscrizione di un maggior valor di passività per 5,3 milioni di euro. Ne consegue che negli esercizi futuri, coerentemente alla durata dei finanziamenti, si rileveranno minori oneri finanziari di pari importo;
• in relazione al modello di impairment basato sull'expected credit loss, il Gruppo ha sviluppato un nuovo modello di gestione del credito, la cui applicazione retrospettiva ha comportato una rideterminazione in aumento del fondo svalutazione crediti, con particolare riferimento ai crediti non ancora scaduti, per un ammontare pari a 18,2 milioni di euro;
• il modello di impairment basato sull'expected credit loss adottato dalla società a controllo congiunto EstEnergy Spa ha determinato una rettifica incrementale del fondo svalutazione crediti di tale società di 1 milione di euro.

Le rettifiche precedenti hanno comportato l'iscrizione a patrimonio netto di una riserva di transizione negativa per complessivi 19,9 milioni di euro al netto della relativa fiscalità differita.

Infine, come consentito dal principio, il Gruppo ha mantenuto in essere tutte le relazioni di copertura presenti al 31 dicembre 2017 designate secondo quanto previsto dal precedente Ias 39, poiché non impattate dai nuovi criteri di hedge accounting previsti dall'Ifrs 9.

Il bilancio semestrale consolidato abbreviato al 30 giugno 2018 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.

Le partecipazioni in joint venture, 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 16.

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 estere sono stati i seguenti:

	30-giu-18		31-dic-17		30-giu-17
	Medio	Puntuale	Medio	Puntuale	Medio	Puntuale
Lev bulgaro	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558	1,9558
Zloty polacco	4,221	4,373	4,257	4,177	4,2689	4,2259
Dinaro serbo	-	-	121,356	118,639	123,321	120,578

Di seguito sono riportate le variazioni dell'area di consolidamento intervenute nel primo semestre dell'esercizio 2018 rispetto al bilancio consolidato al 31 dicembre 2017:

Acquisizione del controllo	Perdita del controllo
Blu Ranton Srl	Medea Spa
Megas. Net Spa

In data 8 febbraio 2018 è stata acquistata da parte di Hera Comm Marche Srl l'intera partecipazione in Blu Ranton Srl, società di vendita di gas ed energia elettrica operante nella Marche e in Abruzzo. Il costo dell'acquisizione è stato pari a circa 8,6 milioni di euro e l'operazione di aggregazione ha comportato l'iscrizione di una lista clienti per 10,9 milioni di euro.

In data 7 marzo 2018 le rispettive assemblee dei soci hanno approvato il progetto di fusione per incorporazione di Megas. Net Spa (società proprietaria delle reti di distribuzione nel territorio di Pesaro e Urbino) in Marche Multiservizi Spa. L'operazione ha determinato un aumento del capitale sociale dell'incorporante a servizio del concambio di tutte le azioni della società incorporata. Tale aumento di capitale, a servizio dei soci non di controllo, ha determinato una riduzione della percentuale di partecipazione del Gruppo nella società Marche Multiservizi Spa dal 49,59% al 40,80%, senza tuttavia effetti sulla governance. Il costo dell'acquisizione, rappresentato dal valore riconosciuto alle nuove azioni emesse da Marche Multiservizi, è stato pari a circa 34,4 milioni di euro. Si precisa altresì che, in considerazione dell'indisponibilità di una situazione infrannuale di riferimento alla data di acquisizione, i ricavi e i costi del di Megas. Net Spa sono stati consolidati a far data dal 1° gennaio 2018. Gli effetti derivanti da tale semplificazione sono da ritenersi non rilevanti per il conto economico del primo semestre dell'esercizio 2018, in particolare con riferimento agli indicatori di marginalità.

In data 6 aprile 2018 si è perfezionata la vendita di tutte le quote possedute in Medea Spa da parte della capogruppo Hera Spa. Al 31 dicembre 2017 le attività nette della società, identificata come gruppo in dismissione, erano classificate come destinate alla vendita in virtù dell'accordo di cessione sottoscritto in data 21 dicembre 2017. L'incasso per la cessione del controllo alla data di passaggio delle quote è stato pari a circa 15,9 milioni di euro.

In data 26 marzo 2018 Hera Comm Srl ha ceduto al socio non di controllo il 2,88% delle proprie quote in Hera Comm Marche Srl, con conseguente variazione dell'interessenza del Gruppo nella società dall'86,88% all'84%. L'operazione ha determinato un incasso di circa 1,8 milioni di euro.

La differenza tra l'ammontare a rettifica delle partecipazioni di minoranza e il fair value del corrispettivo incassato è stata rilevata direttamente nel patrimonio netto e attribuita ai soci della Controllante.

Con efficacia 1° gennaio 2018 è avvenuta la fusione per incorporazione di Amga Calore & Impianti Srl in Sinergie Spa, entrambe detenute al 100% dal Gruppo. A seguito dell'operazione, Sinergie Spa ha modificato la propria denominazione sociale in AcegasApsAmga Servizi Energetici Spa.

In data 20 marzo 2018 Hera Comm Srl, in seguito all'aggiudicazione dell'asta pubblica indetta dai comuni di Atessa, San Vito Chietino e Paglieta, ha rilevato il 49% di SangroServizi Srl, società attiva nella vendita di gas naturale. In base all'attuale struttura di governance non si ritiene siano presenti elementi sufficienti per riscontrare un'influenza notevole sulla società da parte del Gruppo.

Le operazioni di aggregazione sono state contabilizzate in conformità con quanto disposto dal principio contabile internazionale Ifrs 3 revised. In particolare il management ha svolto le analisi preliminari di valutazione al fair value di attività o passività e passività potenziali sulla base delle informazioni su fatti e circostanze in essere disponibili alla data di acquisizione. Il periodo di valutazione è ancora in corso.

Nella tabella seguente sono riportate le attività e passività acquisite valutate al loro fair value:

	Blu Ranton Srl	Megas. Net Spa	Totale business combination
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali		4,7	4,7
Attività immateriali	10,9	34,0	44,9
Attività correnti
Crediti commerciali	2,8	2,8	5,6
Altre attività correnti	0,1	0,4	0,5
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	1,0	1,1	2,1
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti	(0,1)	(2,5)	(2,6)
Trattamento di fine rapporto e altri benefici	(0,1)	(0,3)	(0,4)
Passività fiscali differite	(3,1)		(3,1)
Passività correnti
Passività finanziarie correnti	(0,2)	(0,5)	(0,7)
Debiti commerciali	(2,0)	(0,2)	(2,2)
Passività per imposte correnti		(0,2)	(0,2)
Altre passività correnti	(0,7)	(4,9)	(5,6)
Totale attività nette acquisite	8,6	34,4	43,0
Fair value corrispettivo	8,6	34,4	43,0
Interessenze di minoranza acquisite			‐
Totale valore dell'aggregazione	8,6	34,4	43,0
(Goodwill) Badwill	‐	‐	‐

	Blu Ranton Srl	Megas. Net Spa	Totale business combination
Valore contabile attività nette acquisite	0,8	34,4	35,2
Rettifiche per valutazione al fair value
Attività immateriali	10,9		10,9
Attività (passività) fiscali differite	(3,1)		(3,1)
Fair value attività nette acquisite	8,6	34,4	43,0
Esborso di cassa	5,1		5,1
Emissione strumenti di capitale		34,4	34,4
Corrispettivi potenziali	3,5		3,5
Fair value corrispettivo	8,6	34,4	43,0

L'attività di valutazione ha comportato le seguenti rettifiche ai valori di libro iscritti nei bilanci delle entità acquisite, nonché le seguenti considerazioni in relazione al corrispettivo trasferito:

Relativamente alla valutazione del fair value degli asset tangibili e intangibili acquisiti, le valutazioni effettuate dal management, che hanno tenuto anche conto del valore recuperabile degli stessi (calcolato sulla base dei business plan delle attività oggetto di acquisizione), hanno portato provvisoriamente a identificare, in attesa della conclusione delle attività valutative, una differenza significativa nell'ambito dell'operazione di acquisizione del controllo di Blu Ranton Srl. Nello specifico è stata iscritta una lista clienti per 10,9 milioni di euro correlata alla vendita di gas ed energia elettrica, al lordo del relativo effetto fiscale differito.

Nel corso del mese di gennaio dell'esercizio in corso, inoltre, si è concluso il processo valutativo relativo all'operazione di acquisizione di Verducci Servizi Srl. Nello specifico è stata rivista la valorizzazione della lista clienti gas ed energia elettrica che risulta essere pari a 2 milioni di euro, rispetto alla valutazione di 1,8 milioni di euro effettuata al 31 dicembre 2017.

Si rimanda alla nota 31 "Commenti al Rendiconto Finanziario" per un'analisi dei flussi di cassa connessi all'operazione di aggregazione.

A partire dal 1° gennaio 2018 risultano applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili emanati dallo Iasb e recepiti dall'Unione Europea:

In data 8 dicembre 2016 lo Iasb ha pubblicato il documento "Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard: 2014-2016 Cycle" (Regolamento 182/2018).

Tali miglioramenti comprendono modifiche a tre principi contabili internazionali esistenti: Ifrs 12 – Informativa sulle partecipazioni in altre entità (già applicabile dal 1° gennaio 2017), Ifrs 1 – Prima adozione (applicabili dal 1° gennaio 2018) e Ias 28 – Partecipazioni in società collegate e joint venture (applicabili dal 1° gennaio 2018). Le modifiche chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti nel testo dei relativi principi.

Modifiche all'Ifrs 2 – Pagamenti basati su azioni (Regolamento 289/2018). In data 20 giugno 2016 lo Iasb ha pubblicato il documento "Classification and measurement of share-based payment transactions". Le modifiche forniscono alcuni chiarimenti in relazione alla contabilizzazione degli effetti delle vesting conditions in presenza di cash-settled share-based payments, alla classificazione di share-based payments con caratteristiche di net settlement e alla contabilizzazione delle modifiche ai termini e condizioni di uno share-based payment che ne modificano la classificazione da cash-settled a equity-settled.

Modifiche allo Ias 40 – Investimenti immobiliari (Regolamento 400/2018). Documento emesso dallo Iasb in data 8 dicembre 2016. Le modifiche chiariscono i requisiti relativi ai trasferimenti in acquisto o vendita di investimenti immobiliari.

Modifiche all'Ifrs 4 – Applicazione dell'Ifrs 9 - Strumenti finanziari e Ifrs 4 - Contratti assicurativi (Regolamento 1988/2017). Il documento, pubblicato dallo Iasb in data 12 settembre 2016, contiene una serie di modifiche che hanno l'obiettivo di chiarire le problematiche relative alla temporanea volatilità dei risultati esposti nel bilancio derivanti dall'applicazione del nuovo principio Ifrs 9, prima che avvenga la sostituzione da parte dello Iasb dell'attuale Ifrs 4 ancora in fase di predisposizione.

Ifric 22 – Operazioni in valuta estera e corrispettivi anticipati (Regolamento 519/2018). L'interpretazione, pubblicata dallo Iasb in data 8 dicembre 2016, stabilisce quale tasso di cambio utilizzare nelle transazioni in valuta estera che prevedono corrispettivi pagati o incassati anticipatamente.

Con riferimento all'applicazione di tali modifiche e nuove interpretazioni, non si sono rilevati effetti sul bilancio del Gruppo. Si ricorda che gli effetti sul bilancio derivanti dalla prima applicazione del principio Ifrs 9 "Strumenti finanziari" sono illustrati nel paragrafo 2.02.02.

A partire dal 1° gennaio 2019 risulteranno applicabili obbligatoriamente i seguenti principi contabili e modifiche di principi contabili, avendo anch'essi già concluso il processo di endorsement comunitario:

Ifrs 16 – Leases (Regolamento 1986/2017). Principio pubblicato dallo Iasb in data 13 gennaio 2016, destinato a sostituire il principio Ias 17 - Leasing, nonché le interpretazioni Ifric 4 - Determinare se un accordo contiene un leasing, Sic 15 - Leasing operativo - Incentivi e Sic 27 - La valutazione della sostanza delle operazioni nella forma legale del leasing.

Il nuovo principio fornisce una nuova definizione di lease e introduce un criterio basato sul controllo (right of use) di un bene per distinguere i contratti di leasing dai contratti per servizi, individuando quali discriminanti: l'identificazione del bene, il diritto di sostituzione dello stesso, il diritto ad ottenere sostanzialmente tutti i benefici economici rivenienti dall'uso del bene e il diritto di dirigere l'uso del bene sottostante il contratto.

Il principio stabilisce un modello unico di riconoscimento e valutazione dei contratti di leasing per il locatario (lessee) che prevede l'iscrizione del bene oggetto di lease anche operativo nell'attivo, con contropartita un debito finanziario, fornendo inoltre la possibilità di non riconoscere come leasing i contratti che hanno ad oggetto i low-value assets e i leasing con una durata del contratto pari o inferiore ai 12 mesi. Al contrario, lo standard non comprende modifiche significative per i locatori.

Il principio si applica a partire dal 1° gennaio 2019, ma è consentita un'applicazione anticipata, solo per le Società che hanno già applicato l'Ifrs 15 - Ricavi da contratti con clienti.

Il Gruppo ha avviato un progetto per l'implementazione del nuovo principio che prevede una prima fase di analisi dettagliata dei contratti e degli impatti contabili e una seconda fase di adeguamento dei processi amministrativi, incluso l'aggiornamento del sistema informativo aziendale. Il Gruppo ritiene che l'introduzione dell'Ifrs 16 possa avere un impatto significativo sugli importi e sulla relativa informativa riportata nel bilancio consolidato. La ricognizione dei contratti potenzialmente interessati dal nuovo principio, la loro analisi dettagliata e la valutazione degli impatti contabili conseguenti sono state sostanzialmente concluse. Anche sulla scorta di tali attività, il Gruppo è attualmente impegnato nella seconda fase del progetto che riguarda, tra l'altro, l'adeguamento dei processi amministrativi, incluso l'aggiornamento del sistema informativo aziendale. Vista la rilevante mole di informazioni da elaborare in questa fase del progetto, ed essendo ancora in corso l'implementazione del sistema informativo, non è possibile fornire una stima ragionevole degli effetti, dipendenti in parte anche dal metodo di transizione che verrà individuato, tuttora in fase di valutazione. Il completamento di tali attività avverrà nel corso del secondo semestre.

Modifiche all'Ifrs 9 – Strumenti finanziari (Regolamento 498/2018). Documento emesso dallo Iasb in data 12 ottobre 2017, applicabile dal 1° gennaio 2019 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche consentono alle società, se viene soddisfatta una condizione specifica, di valutare particolari attività finanziarie prepagate attraverso la c.d. negative compensation al costo ammortizzato o al fair value con variazioni delle altre componenti di conto economico complessivo, anziché al fair value a conto economico. Al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti dell'introduzione di queste modifiche sul bilancio consolidato del Gruppo.

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):

Ifric 23 – Incertezze sul trattamento fiscale. L'interpretazione, pubblicata dallo Iasb in data 7 giugno 2017 e applicabile dal 1° gennaio 2019, ha l'obiettivo di chiarire i requisiti in tema di recognition e measurement previsti dallo Ias 12 nell'ipotesi di incertezza normativa circa il trattamento delle imposte sui redditi.

In data 12 dicembre 2017 lo Iasb ha pubblicato il documento "Miglioramenti agli International Financial Reporting Standard: 2015-2017 Cycle". Tali miglioramenti comprendono modifiche a quattro principi contabili internazionali esistenti:

• Ifrs 3 Aggregazioni aziendali. La modifica precisa che deve essere effettuata una nuova valutazione della partecipazione precedentemente detenuta in una joint operation quando si ottiene il controllo della stessa;
• Ifrs 11 Accordi a controllo congiunto. Viene chiarito che non deve essere rivisto il valore della partecipazione precedentemente detenuta in una joint operation quando si ottiene il controllo congiunto dell'attività;
• Ias 12 Imposte sul reddito. il miglioramento chiarisce che un'entità è tenuta a contabilizzare le imposte correlate al pagamento dei dividendi con le medesime modalità di questi ultimi;
• Ias 23 Oneri finanziari. Viene richiesto di considerare come rientrante nell'indebitamento generico ogni prestito originariamente stipulato per realizzare uno specifico asset quando quest'ultimo è disponibile per l'utilizzo previsto o la vendita.

Le modifiche, applicabili dal 1° gennaio 2019 con applicazione anticipata consentita, chiariscono, correggono o rimuovono diciture o formulazioni ridondanti o conflittuali nel testo dei relativi principi.

Modifiche allo Ias 28 – Partecipazioni in società collegate e joint venture. Documento emesso dallo Iasb in data 12 ottobre 2017, applicabile dal 1° gennaio 2019 con applicazione anticipata consentita. Le modifiche chiariscono che le società devono contabilizzare le partecipazioni a lungo termine in una società collegata o joint venture a cui non è applicato il metodo del patrimonio netto utilizzando le disposizioni dell'Ifrs 9.

Modifiche allo Ias 19 – Modifica del piano, riduzione o liquidazione. Documento emesso dallo Iasb in data 7 febbraio 2018 e applicabile a partire dal 1° gennaio 2019. Le modifiche specificano in che modo devono essere determinati gli oneri quando si verificano modifiche a un piano pensionistico a benefici definiti.

Modifiche dei riferimenti al quadro sistematico (conceptual framework). Documento emesso dallo Iasb in data 29 marzo 2018, applicabile a partire dal 1° gennaio 2020, avente l'obiettivo di aggiornare i riferimenti al quadro sistematico presenti negli Ifrs, essendo quest'ultimo stato rivisto dallo Iasb nel corso del 2018.

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 o 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.

Con riferimento alle nuove modifiche e alle nuove interpretazioni precedentemente esposte, al momento gli amministratori stanno valutando i possibili effetti sul bilancio consolidato di Gruppo correlati alla loro introduzione.

Nella relazione sulla gestione ai paragrafi 1.01 e 1.02 viene riportata un'analisi dell'andamento gestionale del primo semestre che può essere di ausilio per una migliore comprensione delle variazioni intervenute nelle principali voci di costi e ricavi operativi.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Ricavi delle vendite e delle prestazioni	2.959,5	2.747,7	211,8
Variazioni dei lavori in corso su ordinazione, semilavorati e prodotti finiti	7,2	6,3	0,9
Totale	2.966,7	2.754,0	212,7

"Ricavi delle vendite e delle prestazioni", l'incremento rispetto al 1° semestre 2017 è da attribuire prevalentemente ai settori operativi Gas ed Energia elettrica. Si segnala, in particolare, un aumento dei volumi sia dell'attività di trading sui mercati del gas naturale sia dell'attività di vendita di energia elettrica e gas metano, parzialmente controbilanciato da un decremento dell'attività di trading sull'energia elettrica e dei ricavi di vendita di energia prodotta dagli impianti gestiti dal Gruppo.

I ricavi sono principalmente realizzati nel territorio nazionale.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Commesse a lungo termine	100,3	105,3	(5,0)
Certificati bianchi	48,2	40,3	7,9
Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata	28,2	29,9	(1,7)
Quote contributi in conto impianti	5,2	4,8	0,4
Utilizzo fondi	4,2	4,5	(0,3)
Altri ricavi	23,7	17,5	6,2
Totale	209,8	202,3	7,5

Di seguito sono commentate le variazioni più significative rispetto all'esercizio precedente.

"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 ai minori investimenti effettuati nel periodo rispetto al 1° semestre 2017.

"Certificati bianchi", evidenziano i ricavi calcolati sulla base degli obiettivi di efficienza energetica dell'anno stabiliti dal Gse e consuntivati nei confronti della Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali. La variazione positiva deriva soprattutto dal maggiore valore di mercato degli stessi rispetto al primo semestre dell'esercizio precedente.

"Contributi in conto esercizio e da raccolta differenziata", comprendono contributi in conto esercizio, pari a 13,1 milioni di euro (15,4 milioni di euro nel 1° semestre 2017), costituiti principalmente da incentivi riconosciuti dal Gse per la produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici e da contributi riconosciuti da enti, autorità o istituzioni pubbliche per specifici progetti realizzati da società del Gruppo e contributi da raccolta differenziata, pari a 15,1 milioni di euro (14,5 milioni di euro nel 1° semestre 2017), costituiti principalmente dal valore degli imballaggi (cartone, ferro, plastica e vetro) ceduti ai consorzi di filiera Conai.

"Quote contributi in conto impianti", rappresentano i ricavi correlati alle quote di ammortamento relative ai cespiti oggetto di contributi, relativi principalmente al ciclo idrico.

"Utilizzo fondi", tale voce va correlata ai costi sostenuti internamente e opportunamente rendicontati in relazione a manodopera, percolato delle discariche e ore mezzi.

"Altri ricavi", riguardano principalmente recuperi di costi, incentivi per la sicurezza, locazioni attive, vendite di materiale e plusvalenze per cessioni di cespiti.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Energia elettrica	554,9	559,2	(4,3)
Gas destinato alla vendita al netto delle variazioni delle scorte	613,8	460,8	153,0
Certificati bianchi e grigi	56,9	38,3	18,6
Materiali per la manutenzione al netto delle variazioni delle scorte	31,5	31,6	(0,1)
Acqua	25,4	24,3	1,1
Materie plastiche al netto delle variazioni delle scorte	25,3	22,7	2,6
Metano per uso industriale	9,9	9,6	0,3
Prodotti chimici	8,8	7,9	0,9
Combustibili, carburanti e lubrificanti	8,0	9,0	(1,0)
Oneri e proventi da valutazione certificati	(4,8)	3,0	(7,8)
Oneri e proventi da derivati	(16,9)	(1,8)	(15,1)
Materiali di consumo e vari	14,8	13,8	1,0
Totale	1.327,6	1.178,4	149,2

"Gas destinato alla vendita al netto delle variazioni delle scorte", l'incremento rispetto al 1° semestre 2017 è da attribuire in maniera principale ai maggiori volumi dell'attività di trading sui mercati all'ingrosso del gas naturale e all'incremento delle vendite nei confronti di clienti finali.

"Certificati bianchi e grigi", includono il costo di acquisto delle diverse tipologie di certificati ambientali sostenuto nel 1° semestre 2018: 48,8 milioni di euro per certificati bianchi (36,7 milioni di euro nel 2017) e 8,1 milioni di euro per certificati grigi (1,6 milioni di euro nel 2017). La variazione rispetto al periodo precedente è da ricondursi alle differenti dinamiche d'approvvigionamento in relazione alle necessità di certificati da parte del Gruppo, oltre a prezzi di acquisto in aumento.

"Oneri e proventi da valutazione certificati", è relativa alla valorizzazione dei titoli ambientali compresi nel portafoglio di negoziazione.

Per la voce "Oneri e proventi da derivati" si rinvia alla nota 19.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Vettoriamento e stoccaggio	542,7	488,7	54,0
Spese per lavori e manutenzioni	161,2	174,3	(13,1)
Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti	159,3	147,4	11,9
Canoni corrisposti a enti locali	33,9	39,0	(5,1)
Servizi vari commerciali	23,0	21,0	2,0
Servizi informativi ed elaborazione dati	19,9	16,2	3,7
Affitti e locazioni passive	15,2	14,7	0,5
Prestazioni professionali, legali e tributarie	14,1	12,7	1,4
Selezione personale, formazione e altre spese del personale	9,3	9,0	0,3
Servizi tecnici	9,0	9,6	(0,6)
Assicurazioni	7,8	8,6	(0,8)
Postali, recapiti e telefonici	7,0	8,1	(1,1)
Oneri e commissioni per servizi bancari	5,4	5,4	‐
Annunci, avvisi legali e finanziari, comunicazioni ai clienti	3,8	2,9	0,9
Compensi a sindaci e amministratori	3,0	3,0	‐
Altri costi per servizi	17,0	21,1	(4,1)
Totale	1.031,6	981,7	49,9

"Vettoriamento e stoccaggio", comprende i costi di distribuzione, trasporto e stoccaggio del gas e quelli di distribuzione dell'energia elettrica. L'incremento rispetto al 1° semestre 2017 è legato principalmente all'aumento dei volumi di vendita di energia elettrica nei confronti dei clienti finali.

"Spese per lavori e manutenzioni", comprendono i costi relativi alla costruzione, o al miglioramento, delle infrastrutture detenute in concessione in applicazione dell'interpretazione Ifric 12 e i costi per la manutenzione degli impianti. La variazione rispetto all'esercizio precedente è dovuta principalmente ai minori investimenti sulle reti in concessione, come già evidenziato nella nota 2 "Altri ricavi operativi" oltre che alle minori lavorazioni relative al business ambiente rispetto al 1° semestre 2017.

"Servizi di trasporto, smaltimento e raccolta rifiuti", l'incremento è imputabile ai maggiori costi sostenuti in relazione al business ambiente, in linea con l'aumento dei ricavi relativi alla gestione dei rifiuti.

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

"Servizi vari commerciali", comprendono i costi imputabili allo sviluppo delle attività di vendita di gas ed energia elettrica, in particolar modo per la necessità di rafforzare le strutture commerciali di vendita e di supporto.

"Servizi informativi ed elaborazione dati", l'incremento è imputabile sia a maggiori costi per attività di manutenzione sugli applicativi in essere utilizzati dal Gruppo sia al maggior numero di attività progettuali sviluppate nel corso del primo semestre 2018 rispetto al corrispondente periodo dell'esercizio precedente.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Retribuzioni e oneri previdenziali	265,1	266,9	(1,8)
Trattamento di fine rapporto e altri benefici	0,4	0,4	‐
Altri costi	16,2	15,1	1,1
Totale	281,7	282,4	(0,7)

Il decremento del costo del lavoro rispetto al 1° semestre dell'esercizio 2017, pari a 0,7 milioni di euro, è riconducibile principalmente al minore numero di dipendenti attivo nel periodo in esame, effetto parzialmente compensato dalla normale evoluzione delle dinamiche contrattuali.

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

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Dirigenti	150	151	(1)
Quadri	532	536	(4)
Impiegati	4.585	4.592	(7)
Operai	3.295	3.407	(112)
Totale	8.562	8.686	(124)

Complessivamente, il costo del lavoro medio pro-capite nel primo semestre 2018 è risultato pari a 32,9 mila euro (32,5 mila euro nel 1° semestre 2017).

Al 30 giugno 2018 il numero effettivo dei dipendenti è pari a 8.555 unità (8.689 unità al 30 giugno 2017).

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Imposte diverse da quelle sul reddito	6,8	6,5	0,3
Canoni demaniali	5,8	3,0	2,8
Perdite su crediti	3,5	‐	3,5
Tributo speciale discariche	2,4	2,5	(0,1)
Minusvalenza da cessioni e dismissioni di asset	1,3	0,6	0,7
Altri oneri minori	10,5	13,2	(2,7)
Totale	30,3	25,8	4,5

"Imposte diverse da quelle sul reddito", si riferiscono principalmente a imposte su fabbricati, imposte di bollo e registro, canoni di occupazione di aree pubbliche e accise.

"Canoni demaniali", relativi principalmente a canoni corrisposti alla Regione Emilia-Romagna, a consorzi di bonifica, enti d'ambito e comunità montane.

"Perdite su crediti", si riferiscono principalmente a cessioni di crediti "non performing", per i quali le attività di recupero stragiudiziale sono giunte al termine con esito negativo.

"Tributo speciale discariche", è relativo all'ecotassa di competenza del periodo gravante sulle discariche gestite dal Gruppo.

"Altri oneri minori" comprendono principalmente indennità risarcitorie, sanzioni, penali e contributi associativi.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Incrementi delle immobilizzazioni per lavori interni	18,3	17,9	0,4

La voce comprende principalmente la manodopera e altri oneri (quali scarichi di magazzino e ore mezzi) di diretta imputazione alle commesse realizzate internamente dal Gruppo.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Ammortamento immobilizzazioni materiali	81,6	82,3	(0,7)
Ammortamento attività immateriali	106,0	100,3	5,7
Accantonamenti al fondo svalutazione crediti	44,5	48,8	(4,3)
Accantonamenti per rischi e oneri	18,7	15,6	3,1
Disaccantonamenti	(0,8)	(3,3)	2,5
Totale	250,0	243,7	6,3

Per la composizione e ulteriori dettagli in relazione alle singole voci, si rinvia a quanto riportato nella nota 13 "Immobilizzazioni materiali", nota 14 "Attività immateriali", nota 21 "Crediti commerciali" e nota 28 "Fondi per rischi e oneri".

"Ammortamento immobilizzazioni materiali", il decremento è riconducibile principalmente ai minori conferimenti effettuati nelle discariche del Gruppo rispetto al primo semestre 2017, che hanno comportato minori ammortamenti per 1,4 milioni di euro.

"Ammortamenti attività immateriali", l'incremento è connesso principalmente ai beni relativi a servizi pubblici in concessione per effetto dei lavori su commessa svolti negli esercizi precedenti, in particolare relativamente al settore della distribuzione del gas metano e al ciclo idrico.

"Disaccantonamenti", comprendono i riaccertamenti dei vari fondi di bilancio per il venir meno del rischio sottostante. Al 30 giugno 2018 si segnalano riaccertamenti del "Fondo smaltimento rifiuti" per 0,7 milioni di euro, mentre al 30 giugno 2017 si erano evidenziati disaccantonamenti al "Fondo cause legali e contenzioso del personale" per 2 milioni di euro e dei "Fondi per rischi e oneri" per 1,3 milioni di euro.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Quota di risultato netto joint venture	4,4	4,2	0,2
Quota di risultato netto società collegate	4,2	4,0	0,2
Totale	8,6	8,2	0,4

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

"Quota di risultato netto joint venture", riferita alle quote di utili di competenza del Gruppo di Enomondo Srl 1,2 milioni di euro (0,9 milioni di euro nel primo semestre 2017) e di EstEnergy Spa 3,2 milioni di euro (3,3 milioni di euro nel primo semestre 2017).

"Quota di risultato netto società collegate", relativa prevalentemente a:

• Aimag Spa, 1,7 milioni di euro (utili per 2 milioni di euro nel 1° semestre 2017);
• Sgr Servizi Spa, 2,1 milioni di euro (utili per 2,1 milioni euro nel 1° semestre 2017);
• Set Spa, 0,3 milioni di euro (perdite per 0,1 milioni di euro nel 1° semestre 2017).

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Proventi da derivati	35,2	33,7	1,5
Clienti	15,2	11,5	3,7
Proventi da valutazione a fair value di passività finanziarie	‐	10,3	(10,3)
Altri proventi finanziari	10,2	3,0	7,2
Totale proventi	60,6	58,5	2,1
Prestiti obbligazionari	45,4	45,6	(0,2)
Oneri da derivati	28,3	42,3	(14,0)
Oneri da valutazione a fair value di passività finanziarie	9,3	4,0	5,3
Attualizzazione di fondi e leasing finanziari	9,0	10,6	(1,6)
Valutazione al costo ammortizzato di passività finanziarie	5,2	4,1	1,1
Factoring	3,1	2,4	0,7
Finanziamenti	2,2	2,5	(0,3)
Altri oneri finanziari	1,1	1,1	‐
Totale oneri	103,6	112,6	(9,0)
Totale proventi (oneri) finanziari netti	(43,0)	(54,1)	11,1

La variazione della gestione finanziaria nel suo complesso è commentata nella relazione sulla gestione.

Per maggiori dettagli delle voci "Finanziamenti" e "Prestiti obbligazionari" si rimanda alla nota 26 "Passività finanziarie non correnti e correnti", mentre relativamente a "Proventi e oneri da valutazione a fair value di passività finanziarie" e "Proventi e oneri da derivati" si rinvia alla nota 19 "Strumenti finanziari derivati".

"Clienti", l'incremento è principalmente imputabile all'entrata a pieno regime a fine 2017 del sistema di fatturazione degli interessi di mora nei confronti di clienti gas ed energia elettrica.

"Altri proventi finanziari", la voce comprende la plusvalenza realizzata a seguito della cessione nel mese di aprile 2018 della partecipazione in Medea Spa, pari a 4,8 milioni di euro, e i dividendi incassati da società partecipate non consolidate per 3 milioni di euro.

La voce "Attualizzazione di fondi e leasing finanziari" si compone delle seguenti fattispecie:

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Post mortem discariche	6,0	7,4	(1,4)
Ripristino beni di terzi	2,1	2,0	0,1
Trattamento di fine rapporto e altri benefici ai dipendenti	0,6	0,9	(0,3)
Leasing finanziari	0,2	0,2	‐
Smantellamento impianti	0,1	0,1	‐
Totale	9,0	10,6	(1,6)

"Valutazione al costo ammortizzato di passività finanziarie", rappresenta la ripartizione (ammortamento) degli oneri associati all'erogazione delle passività di natura finanziaria lungo la durata dei finanziamenti secondo il criterio dell'interesse effettivo. La voce risente della prima applicazione del principio contabile Ifrs 9, come illustrato nel paragrafo 2.02.02, al quale si rimanda per maggiori dettagli.

"Factoring", si riferiscono all'attività di cessione crediti volta a ottimizzare la gestione del capitale circolante del Gruppo.

La composizione della voce è la seguente:

	1° semestre 2018	1° semestre 2017	Var.
Ires	56,8	54,2	2,6
Irap	14,9	15,0	(0,1)
Imposta sostitutiva	0,3	(0,9)	1,2
Totale	72,0	68,3	3,7

Le imposte di competenza del 1° semestre 2018, pari a 72 milioni di euro, determinano un tax rate del 30,1% in miglioramento rispetto al 31,6% dell'analogo periodo dell'esercizio precedente. A tale miglioramento contribuiscono in modo particolare i benefici riconosciuti dalle norme di legge che il Gruppo ha saputo cogliere. In particolare i maxi ed iper ammortamenti (questi ultimi relativi ai consistenti investimenti in beni strumentali funzionali alla trasformazione tecnologica e digitale in chiave Industria 4.0), il credito d'imposta per ricerca e sviluppo e la consuntivazione di benefici già acquisiti (patent box).

Di seguito viene riportata un'informativa sui contenziosi fiscali in essere alla data del 30 giugno 2018:

avvisi di accertamento Ici notificati a Herambiente Spa e Hera Spa, relativi alla classificazione catastale del termovalorizzatore di Ferrara. Gli avvisi di accertamento emessi nel corso del tempo riguardano i periodi d'imposta dal 2009 al 2014 e hanno un valore complessivo di 10,2 milioni di euro. In relazione ai primi avvisi di accertamento notificati, le sentenze della Ctp di Ferrara del 2016 sono risultate tutte favorevoli. Per effetto degli appelli proposti dal Comune di Ferrara si è in attesa della fissazione della nuova udienza. Per i successivi avvisi, la società ha presentato ricorso e attualmente tutti i giudizi risultano sospesi in attesa dell'esito del correlato giudizio catastale. Il Gruppo, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento;

• avvisi di accertamento Ici/Imu notificati a Herambiente Spa in relazione a terreni, fabbricati e aree fabbricabili siti a Ravenna. Gli avvisi di accertamento riguardano i periodi d'imposta dal 2011 al 2015 e presentano un valore complessivo di 2,1 milioni di euro. Avverso i suddetti atti la società ha proposto i ricorsi o reclami nel febbraio del 2017. Talune delle suddette controversie sono state chiuse mediante conciliazione giudiziale nel mese di giugno 2018, determinando un esborso di 1,1 milioni di euro. Il Gruppo, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di mantenere iscritto un fondo a copertura della rischiosità residua per 1 milione di euro;
• invito a comparire per Ici/Imu dal 2010 al 2015 notificato alla società Frullo Energia Ambiente Srl, relativo alla classificazione catastale del termovalorizzatore sito nel Comune di Granarolo dell'Emilia. Gli avvisi di accertamento emessi nel corso del 2016 e del 2017 riguardano i periodi d'imposta dal 2010 al 2015 e hanno un valore complessivo di 29,2 milioni di euro (comprensivo di imposte, sanzioni e interessi). Avverso i suddetti atti la società ha proposto i ricorsi nel corso del 2017. Le sentenze, depositate il 12 febbraio 2018, sono risultate sfavorevoli alla società. In data 31 maggio 2018 sono stati presentati i ricorsi in appello presso la Commissione Tributaria Regionale dell'Emilia Romagna avverso le due sentenze sfavorevoli. Al momento risulta fissata l'udienza di trattazione per il 15 ottobre prossimo soltanto per l'Imu dal 2012 al 2015. Il Gruppo, sulla base dei pareri forniti dai propri legali, ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento;
• verifiche fiscali su Herambiente Spa, riguardanti i periodi d'imposta dal 2009 al 2013 e incentrate principalmente sulla spettanza da parte della società dell'agevolazione Irap c.d. "cuneo fiscale". In relazione al periodo d'imposta 2009 si è in attesa della fissazione dell'udienza per l'appello dopo una sentenza favorevole alla società da parte della Commissione tributaria provinciale pronunciata nel 2015. In relazione ai periodi d'imposta 2010 e 2011, nel corso dell'esercizio 2017, sono state emesse due sentenze, anche queste favorevoli alla società. L'Agenzia delle Entrate ha presentato gli appelli e si è in attesa della fissazione dell'udienza. Nel corso del 2016 sono stati notificati ulteriori avvisi di accertamento relativi ai periodi d'imposta 2012 e 2013, contro i quali la società ha depositato i relativi ricorsi. In data 10 novembre 2017 sono state depositate le relative sentenze, entrambe sfavorevoli alla società. In data 8 maggio 2018 sono stati presentati gli appelli avverso le citate sentenze. Il Gruppo, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento;
• verifica fiscale su Hera Trading Srl, riguardante i periodi d'imposta dal 2010 al 2014. La contestazione più rilevante riguarda la correttezza della deduzione ai fini Ires di oneri da valutazione, al netto dei relativi proventi, relativi a derivati su commodity e a certificati ambientali. Nel corso del 2016 è stato notificato un avviso di accertamento relativo all'Ires 2011, per 2,1 milioni di euro di imposta contro il quale la società ha presentato ricorso; in data 18 gennaio 2018 è stata depositata la sentenza, sfavorevole alla società, senza l'applicazione delle sanzioni. In data 17 luglio 2018 è stato depositato l'appello. In data 7 settembre 2017 è stato notificato un analogo avviso di accertamento relativo all'Ires 2012, per 0,5 milioni di euro di imposta, per il quale è stata ottenuta la sospensione presidenziale dell'esecuzione. L'udienza si è tenuta il 30 gennaio 2018 e la sentenza, sfavorevole alla società, è stata depositata in data 8 maggio 2018. Anche in questo caso sarà proposto appello nei termini di legge. In data 20 luglio è stato notificato l'avviso di accertamento relativo al 2013 per 0,4 milioni di euro di imposta; nonché due avvisi di accertamento per rilievi minori relativi ad Irap ed Iva, già contestati nel Pvc della Guardia di Finanza del 2015. ll Gruppo, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto ritenendo le violazioni contestate prive di fondamento;
• avvisi di accertamento per i periodi di imposta dal 2013 al 2017 per Tosap e Cosap, notificati in data 28 giugno 2018 e 20 luglio 2018 a Hera Spa da parte del Comune di Riccione, relativi all'occupazione permanente di suolo pubblico con cassonetti di rifiuti, per un importo complessivo di 3,5 milioni di euro. Il Gruppo sta predisponendo i relativi ricorsi e, sentiti anche i propri legali, ha ritenuto di non dover procedere ad alcun accantonamento al fondo rischi per i contenziosi in oggetto.

	1° semestre 2018	1° semestre 2017
Utile (perdita) dell'esercizio attribuibile ai possessori di azioni ordinarie dell'entità Capogruppo (A)	158,1	141,0
Numero medio ponderato delle azioni in circolazione ai fini del calcolo dell'utile (perdita) per azioni
base (B)	1.468.760.420	1.470.582.675
diluito (C)	1.468.760.420	1.470.582.675
Utile (perdita) per azione (in euro)
base (A/B)	0,108	0,096
diluito (A/C)	0,108	0,096

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 redazione del presente bilancio consolidato, il capitale sociale della Capogruppo Hera Spa risulta composto da 1.489.538.745 azioni ordinarie, invariate rispetto al 30 giugno 2017, utilizzate nella determinazione dell'utile per azione di base e diluito.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Terreni e fabbricati	565,4	571,3	(5,9)
Impianti e macchinari	1.158,5	1.201,6	(43,1)
Altri beni mobili	122,0	120,3	1,7
Immobilizzazioni in corso	149,7	119,9	29,8
Totale asset operativi	1.995,6	2.013,1	(17,5)
Investimenti immobiliari	2,5	2,6	(0,1)
Totale	1.998,1	2.015,7	(17,6)

Sono detenuti attraverso contratti di leasing finanziario:

• "Terreni e fabbricati" per 16,6 milioni di euro (16,8 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• "Impianti e macchinari" per 5,8 milioni di euro (6,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017);

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

	Valore iniziale netto	Investim enti	Disinvest imenti	Ammorta menti e svalutazi oni	Variazion e dell'area di consolid amento	Altre variazion i	Valore finale netto	di cui valore finale lordo	di cui fondo ammorta mento
30-giu-17
Terreni e fabbricati	564,3	1,0	(0,6)	(8,8)	17,9	1,0	574,8	767,7	(192,9)
Impianti e macchinari	1.233,3	8,7	(0,3)	(59,9)	13,9	6,8	1.202,5	2.613,2	(1.410,7)
Altri beni mobili	119,2	2,9	(0,2)	(13,6)	1,4	5,8	115,5	434,6	(319,1)

Immobilizzazioni in corso	99,6	36,8	(0,1)	‐	0,2	(15,5)	121,0	121,0	‐
Totale	2.016,4	49,4	(1,2)	(82,3)	33,4	(1,9)	2.013,8	3.936,5	(1.922,7)
30-giu-18
Terreni e fabbricati	571,3	1,0	(1,6)	(9,0)	1,4	2,3	565,4	772,3	(206,9)
Impianti e macchinari	1.201,6	5,4	(2,1)	(58,6)	3,2	9,0	1.158,5	2.666,2	(1.507,7)
Altri beni mobili	120,3	3,8	(0,3)	(14,0)	‐	12,2	122,0	454,9	(332,9)
Immobilizzazioni in corso	119,9	52,1	‐	‐	0,1	(22,4)	149,7	149,7	‐
Totale	2.013,1	62,3	(4,0)	(81,6)	4,7	1,1	1.995,6	4.043,1	(2.047,5)

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all'interno di ciascuna categoria.

"Terreni e fabbricati", pari a 565,4 milioni di euro sono costituiti per 117,8 milioni di euro da terreni e per 447,6 milioni di euro da fabbricati. Trattasi principalmente di siti di proprietà adibiti ad accogliere gli impianti produttivi del Gruppo.

"Impianti e macchinari", pari a 1.158,5 milioni di euro accolgono principalmente le reti di distribuzione e gli impianti relativi ai business non rientranti in regime di concessione, quali il teleriscaldamento, la distribuzione di energia elettrica sul territorio di Modena, lo smaltimento e il trattamento rifiuti, depurazione e compostaggio, recupero materia e trattamento chimico fisico, digestori anaerobici, oltre agli impianti di trattamento dei rifiuti speciali e delle materie plastiche. I principali investimenti e disinvestimenti dell'esercizio riguardano le attività di trattamento e smaltimento rifiuti.

"Altri beni mobili", pari a 122 milioni di euro comprendono attrezzature e cassonetti per lo smaltimento rifiuti per 59,5 milioni di euro, arredi e apparecchiature elettroniche per 16,8 milioni di euro e gli automezzi e le autovetture per 45,7 milioni di euro.

"Immobilizzazioni in corso e acconti", pari a 149,7 milioni di euro sono costituite principalmente dagli investimenti realizzati per lo sviluppo del teleriscaldamento, della rete di distribuzione dell'energia elettrica, degli impianti di trattamento e smaltimento rifiuti, tra cui si segnala la realizzazione del nuovo digestore per la produzione di biometano a Sant'Agata Bolognese.

Nelle "altre variazioni" sono rappresentate le riclassifiche dalle immobilizzazioni in corso alle specifiche categorie per i cespiti entrati in funzione nel corso dell'esercizio ed eventuali riclassifiche nette da immobilizzazioni materiali ad attività immateriali, specie in presenza di beni oggetto di attività in concessione.

Per un maggiore dettaglio di quanto riportato in relazione alla "Variazione area di consolidamento" si rinvia al paragrafo 2.02.03 "Area di consolidamento".

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Diritti di brevetti industriali e opere ingegno	71,9	55,8	16,1
Concessioni licenze marchi e simili	80,7	86,7	(6,0)
Servizi pubblici in concessione	2.547,1	2.574,3	(27,2)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	238,2	161,3	76,9
Attività immateriali in corso	50,6	63,9	(13,3)
Liste clienti	154,9	148,1	6,8
Altre attività immateriali	36,2	36,9	(0,7)
Totale	3.179,6	3.127,0	52,6

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

					Variazion
	Valore iniziale netto	Investim enti	Disinvest imenti	Ammorta menti e svalutazi oni	e dell'area di consolid amento	Altre variazion i	Valore finale netto	di cui valore finale lordo	di cui fondo ammorta mento
30-giu-17
Diritti di brevetti industriali e opere ingegno	59,8	0,9	‐	(11,9)	‐	9,0	57,8	339,5	(281,7)
Concessioni licenze marchi e simili	95,5	0,1	‐	(5,9)	‐	‐	89,7	386,5	(296,8)
Servizi pubblici in concessione	2.539,6	14,8	(0,3)	(71,3)	‐	9,9	2.492,7	4.096,3	(1.603,6)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	111,1	90,5	(0,2)	‐	‐	(9,4)	192,0	192,0	‐
Attività immateriali in corso	48,5	13,2	‐	‐	‐	(10,0)	51,7	51,7	‐
Liste clienti	86,1	‐	‐	(8,5)	92,3	‐	169,9	198,3	(28,4)
Altre attività immateriali	27,4	1,4	‐	(2,7)	0,1	2,5	28,7	115,1	(86,4)
Totale	2.968,0	120,9	(0,5)	(100,3)	92,4	2,0	3.082,5	5.379,4	(2.296,9)
30-giu-18
Diritti di brevetti industriali e opere ingegno	55,8	0,8	‐	(14,2)	0,1	29,4	71,9	381,5	(309,6)
Concessioni licenze marchi e simili	86,7	0,2	‐	(6,2)	‐	‐	80,7	385,8	(305,1)
Servizi pubblici in concessione	2.574,3	12,9	‐	(75,0)	33,9	1,0	2.547,1	4.326,8	(1.779,7)
Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione	161,3	87,5	(0,2)	‐	‐	(10,4)	238,2	238,2	‐
Attività immateriali in corso	63,9	18,7	‐	‐	‐	(32,0)	50,6	50,6	‐
Liste clienti	148,1	2,0	‐	(6,5)	11,0	0,3	154,9	192,9	(38,0)
Altre attività immateriali	36,9	1,5	‐	(4,1)	0,1	1,8	36,2	126,4	(90,2)
Totale	3.127,0	123,6	(0,2)	(106,0)	45,1	(9,9)	3.179,6	5.702,2	(2.522,6)

Di seguito sono commentate la composizione e le principali variazioni all'interno di ciascuna categoria.

"Diritti di brevetti industriali e opere ingegno", pari a 71,9 milioni di euro sono relativi principalmente ai costi sostenuti per l'acquisto e l'implementazione dei sistemi informativi aziendali.

"Concessioni licenze marchi e simili", pari a 80,7 milioni 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 2.547,1 milioni di euro comprendono i beni relativi alle attività di distribuzione gas, distribuzione energia elettrica (territorio di Imola), ciclo idrico integrato e illuminazione pubblica (salvo per questi ultimi quanto precisato nella nota 17 "Attività finanziarie correnti e non correnti") oggetto di concessione da parte degli enti pubblici di riferimento. Tali rapporti di concessione e i relativi beni, inerenti 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. Gli investimenti dell'esercizio hanno riguardato principalmente le reti idriche per 11,8 milioni di euro e le reti di distribuzione del gas per 1 milione di euro.

"Attività immateriali in corso servizi pubblici in concessione", pari a 238,2 milioni di euro si riferiscono agli investimenti correlati alle medesime concessioni che risultano ancora da ultimare alla data di fine esercizio. Il significativo incremento degli investimenti rispetto al periodo precedente è da attribuire in via prevalente alle opere svolte sulla rete idrica in gestione.

"Attività immateriali in corso", pari a 50,6 milioni di euro sono costituite principalmente da progetti informatici non ancora ultimati.

"Liste clienti", pari a 154,9 milioni di euro sono iscritte per effetto delle operazioni di business combination e della conseguente attività valutativa degli asset acquisiti. Il periodo di ammortamento di tali liste clienti è correlato al tasso di abbandono (churn rate) identificato per ogni singola operazione.

"Altre attività immateriali", pari a 36,2 milioni di euro, comprendono principalmente i diritti di godimento e utilizzazione di reti e infrastrutture per il passaggio e la posa in opera di reti di telecomunicazione, oltre ai diritti contrattuali pluriennali.

Le "altre variazioni" comprendono riclassifiche delle immobilizzazioni in corso alle rispettive categorie specifiche per i cespiti entrati in funzione nel corso dell'esercizio e riclassifiche a immobilizzazioni materiali, specie in presenza di beni oggetto di attività in concessione.

Per un maggiore dettaglio di quanto riportato nella colonna "Variazione area di consolidamento" si rinvia al paragrafo 2.02.03 "Area di consolidamento".

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Avviamento	384,1	384,1	‐

In accordo con quanto previsto dallo Ias 36 e in assenza di trigger event, come previsto dal principio stesso, non è stato predisposto il test di impairment sugli avviamenti iscritti al 30 giugno 2018.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Partecipazioni valutate con il metodo del patrimonio netto	131,0	135,6	(4,6)
Altre partecipazioni	14,9	13,2	1,7
Totale	145,9	148,8	(2,9)

Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2017 di joint venture e società collegate riflettono il recepimento degli utili e delle perdite proquota consuntivati dalle rispettive società (incluse le altre componenti di conto economico complessivo), nonché la riduzione del valore per eventuali dividendi distribuiti. La quota del risultato di competenza delle imprese valutate con il metodo del patrimonio netto è riportato alla nota 9 "Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate".

La movimentazione delle partecipazioni consolidate con il metodo del patrimonio netto risulta essere la seguente:

	31-dic-17	Investimenti	Valutazione patrimonio netto	Dividendi distribuiti	Altre variazioni	30-giu-18
Aimag Spa	48,1	‐	1,7	(1,7)	‐	48,1
Enomondo Srl	15,3	‐	1,2	(1,8)	‐	14,7
EstEnergy Spa	12,8	‐	3,2	(5,9)	(0,8)	9,3
Set Spa	34,8	‐	0,3	‐	‐	35,1
Sgr Servizi Spa	22,1	‐	2,1	(2,9)	‐	21,3
Altre minori	2,5	‐	0,1	‐	(0,1)	2,5
Totale	135,6	‐	8,6	(12,3)	(0,9)	131,0

Le altre variazioni relative alla partecipazione in EstEnergy Spa, pari a 0,8 milioni di euro, rappresentano l'effetto sul patrimonio netto della società (per la quota parte di competenza del Gruppo) derivante dall'adozione del nuovo principio Ifrs 9, con specifico riferimento alla valutazione dei crediti con la metodologia dell'expected loss.

Le partecipazioni in imprese non rientranti nell'area di consolidamento hanno invece registrato le seguenti variazioni:

	31-dic-17	Investimenti	Disinvestimenti	Svalutazioni	Altre variazioni	30-giu-18
Calenia Energia Spa	7,0	‐	‐	‐	‐	7,0
Veneta Sanitaria Finanza di Progetto Spa	3,6	‐	‐	‐	‐	3,6
SangroServizi Srl	‐	1,7	‐	‐	‐	1,7
Altre minori	2,6	‐	(0,1)	‐	0,1	2,6
Totale	13,2	1,7	(0,1)	‐	0,1	14,9

In data 20 marzo 2018 è stato acquistato da parte di Hera Comm Srl il 49% del capitale di SangroServizi Srl, società attiva nella vendita di gas naturale.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Crediti per finanziamenti	73,3	78,4	(5,1)
Titoli in portafoglio	2,5	2,5	‐
Crediti per servizi di costruzione	12,3	12,7	(0,4)
Crediti finanziari diversi	31,1	31,6	(0,5)
Totale attività finanziarie non correnti	119,2	125,2	(6,0)
Crediti per finanziamenti	11,1	9,0	2,1
Titoli in portafoglio	0,1	0,2	(0,1)
Crediti finanziari diversi	33,5	32,3	1,2
Totale attività finanziarie correnti	44,7	41,5	3,2
Totale disponibilità liquide	515,2	450,5	64,7
Totale attività finanziarie e disponibilità liquide	679,1	617,2	61,9

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

		30-giu-18		31-dic-17
	Quota non corrente	Quota corrente	Totale	Quota non corrente	Quota corrente	Totale
Aloe Spa	8,8	1,2	10,0	9,2	0,8	10,0
Calenia Energia Spa	14,6	2,5	17,1	17,0	0,3	17,3
Set Spa	25,7	4,6	30,3	27,0	4,5	31,5
Tamarete Energia Srl	18,4	2,6	21,0	19,4	2,5	21,9
Altre minori	5,8	0,2	6,0	5,8	0,9	6,7
Totale	73,3	11,1	84,4	78,4	9,0	87,4

"Titoli in portafoglio", comprendono nella parte non corrente obbligazioni, fondi e polizze assicurative per 2,5 milioni di euro a garanzia della gestione post-mortem della discarica in capo alla controllata Asa Scpa. Il valore di iscrizione di tali titoli è sostanzialmente allineato al relativo fair value al 30 giugno 2018.

"Crediti per servizi di costruzione", sono rilevati nei confronti dei Comuni per servizi di costruzione di impianti di pubblica illuminazione in conformità al modello dell'attività finanziaria previsto dall'interpretazione Ifric 12.

"Crediti finanziari diversi", nella parte non corrente le posizioni principali riguardano:

• credito verso il Comune di Padova, regolato a tasso di mercato, relativo alla costruzione di impianti fotovoltaici il cui rimborso è previsto al termine del 2030 per 17,9 milioni di euro;
• credito nei confronti del Consorzio di Comuni cosiddetto "Collinare" in relazione al credito per l'indennizzo spettante al gestore uscente al termine dell'affidamento della gestione del servizio di distribuzione gas per 12 milioni di euro.

"Crediti finanziari diversi", nella parte corrente sono costituiti principalmente da:

• crediti per contributi pubblici da ricevere nei confronti di diversi soggetti (Cato, Regione Friuli-Venezia Giulia, Regione Veneto, tra gli altri) per 16,8 milioni di euro;
• crediti verso il Consorzio stabile energie locali (Csel) da parte delle controllate AcegasApsAmga Spa ed Hera Luce Srl per complessivi 5,6 milioni di euro;
• anticipi per copertura oneri versati da alcune società del Gruppo in qualità di gestori del servizio di distribuzione gas in vista dell'avvio delle gare, per 4,5 milioni di euro;
• crediti per incassi da ricevere a seguito dell'aggiudicazione della gara pubblica per il servizio luce (indetta da Consip per l'affidamento del servizio per le pubbliche amministrazioni) nei confronti della mandataria Ati per 3,3 milioni di euro.

Per meglio comprendere le dinamiche finanziarie intervenute nel corso del primo semestre 2018 si rinvia al rendiconto finanziario, oltre ai commenti riportati nella relazione sulla gestione.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Attività per imposte anticipate	243,8	220,7	23,1
Compensazione fiscalità differita	(77,7)	(72,0)	(5,7)
Crediti per imposta sostitutiva	1,5	1,8	(0,3)
Totale attività fiscali differite nette	167,6	150,5	17,1
Passività per imposte differite	124,8	117,5	7,3
Compensazione fiscalità differita	(77,7)	(72,0)	(5,7)
Totale passività fiscali differite nette	47,1	45,5	1,6

"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, ad ammortamenti civili maggiori di quelli fiscalmente rilevanti e ad affrancamento di avviamenti e partecipazioni di controllo.

"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 e oneri e a valori di beni materiali fiscalmente non rilevanti.

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

Attività e Passività non correnti
		30-giu-18		31-dic-17
Sottostante coperto	Gerarchia fair value	Fair value attività	Fair value passività	Fair value attività	Fair value passività
Finanziamenti	2	82,6	45,5	66,1	34,5
Totale derivati non correnti		82,6	45,5	66,1	34,5
Attività e Passività correnti
		30-giu-18		31-dic-17
Sottostante coperto	Gerarchia fair value	Fair value attività	Fair value passività	Fair value attività	Fair value passività
Commodity	3	9,6	0,5	3,8	0,2
Commodity	2	40,2	40,1	36,4	45,8
Totale derivati correnti		49,8	40,6	40,2	46,0
Totale strumenti finanziari derivati		132,4	86,1	106,3	80,5

Gli strumenti derivati classificati nelle attività non correnti ammontano a 82,6 milioni di euro (66,1 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e si riferiscono per 69,1 milioni di euro a derivati su tassi e per 13,5 milioni di euro a derivati su cambi relativi a operazioni di finanziamento. Gli strumenti derivati classificati nelle passività non correnti ammontano a 45,5 milioni di euro (34,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e sono interamente relativi a derivati su tassi.

Relativamente ai derivati su tassi nella forma di Interest rate swap (Irs), al 30 giugno 2018, l'esposizione netta del Gruppo risulta essere positiva per 23,6 milioni di euro, rispetto a un'esposizione sempre positiva di 26,3 milioni di euro al 31 dicembre 2017. La variazione più significativa rispetto al 31 dicembre 2017 riguarda quindi i derivati su cambi, il cui incremento di fair value è da ricondurre principalmente all'apprezzamento dello yen giapponese nei confronti dell'euro nei primi sei mesi dell'esercizio 2018 (circa 6 basis point).

Gli strumenti finanziari iscritti tra le attività e passività correnti rappresentano i contratti derivati la cui realizzazione è prevista entro l'esercizio successivo e si riferiscono interamente a derivati su commodity. L'aumento dell'esposizione complessiva registrata rispetto al 31 dicembre 2017 è riconducibile principalmente all'incremento dei volumi sottostanti i contratti in essere.

Nel corso del primo semestre 2018 non vi sono stati trasferimenti tra i vari livelli del fair value sopra indicati.

Gli strumenti finanziari derivati, sulla base delle operazioni sottostanti e delle correlate finalità gestionali, possono essere distinti nelle seguenti classi:

Relazioni di copertura
		30-giu-18			31-dic-17
	Fair value attività	Fair value passività	Effetto netto	Fair value attività	Fair value passività	Effetto netto
Cash flow hedge	25,4	5,6	19,8	6,2	0,9	5,3
Fair value hedge	13,5	24,6	(11,1)	5,3	25,7	(20,4)
Non hedge accounting	93,5	55,9	37,6	94,8	53,9	40,9
Totale fair value	132,4	86,1	46,3	106,3	80,5	25,8

Gestione operativa
		1° semestre 2018		1° semestre 2017
	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Cash flow hedge	3,5	‐	3,5	‐	‐	‐
Non hedge accounting	54,7	(41,3)	13,4	44,1	(42,3)	1,8
Totale proventi (oneri) operativi	58,2	(41,3)	16,9	44,1	(42,3)	1,8

Gestione finanziaria
		1° semestre 2018		1° semestre 2017
	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Cash flow hedge	0,1	(0,6)	(0,5)	0,1	(0,6)	(0,5)
Fair value hedge	11,5	(4,1)	7,4	6,4	(14,4)	(8,0)
Non hedge accounting	23,6	(23,6)	0,0	27,2	(27,3)	(0,1)
Totale proventi (oneri) finanziari	35,2	(28,3)	6,9	33,7	(42,3)	(8,6)

I derivati designati come coperture di flussi finanziari (cash flow hedge) fanno riferimento a:

• finanziamenti a tasso variabile sottoscritti dal Gruppo;
• operazione di finanziamento futura ritenuta altamente probabile, avente nominale complessivo pari a 400 milioni di euro e data prevista di emissione nell'anno 2020;
• programmate operazioni di acquisto di energia elettrica e gas metano ritenute altamente probabili.

I derivati designati come coperture del fair value di passività finanziarie iscritte a bilancio (fair value hedge) sono correlati al prestito obbligazionario denominato in yen giapponesi avente un nozionale residuo di 20 miliardi di yen pari a 149,8 milioni di euro (convertito al tasso di cambio originario oggetto di copertura).

I derivati non rientranti in strategie di copertura (non hedge accounting) sono riconducibili a:

• operazione di ristrutturazione del portafoglio derivati (attraverso mirroring) posta in essere negli esercizi precedenti con l'obiettivo di ribilanciare il rapporto 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, ma aventi come scopo precipuo la copertura dalle fluttuazioni dei tassi di interesse;
• operazioni di copertura sull'acquisto di materie prime 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 o minori costi di acquisto delle materie prime e come tali classificati tra i costi operativi.

In relazione alle coperture di fair value hedge, si evidenzia che al 30 giugno 2018 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 2018					1° semestre 2017
	Proventi	Oneri	Effetto netto	Proventi	Oneri	Effetto netto
Valutazione passività finanziarie	‐	(9,3)	(9,3)	10,3	(4,0)	6,3

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 (cash flow hedge e fair value hedge) 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.

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 commodity finalizzati a prefissare gli effetti sui margini di vendita indipendentemente dalle variazioni delle condizioni di mercato. Solo una parte residuale di tali strumenti finanziari presenta i requisiti necessari per poter essere contabilizzata come strumenti di copertura (cash flow hedge). Per la restante parte, pur non rientrando formalmente nei criteri definiti dal principio Ifrs 9 per effettuarne il trattamento contabile in hedge accounting, tali derivati svolgono di fatto una funzione di copertura dalle oscillazioni connesse a prezzo e tassi di cambio sulle materie prime acquistate e rientrano nella politica di mitigazione del rischio del Gruppo.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Materie prime e scorte	82,2	73,5	8,7
Materiali destinati alla vendita e prodotti finiti	19,4	15,5	3,9
Lavori in corso su ordinazione	38,8	32,2	6,6
Totale	140,4	121,2	19,2

"Materie prime e scorte", esposte al netto del relativo fondo svalutazione, sono costituite principalmente da stoccaggi di gas per 39,1 milioni di euro (32,3 milioni di euro al 31 dicembre 2017), da materiali di ricambio e apparecchiature destinate alla manutenzione e all'esercizio degli impianti e delle reti per 35,5 milioni di euro (34,9 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e da materie plastiche destinate alla rigenerazione per 7,6 milioni di euro (6,3 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

"Materiali destinati alla vendita", costituiti principalmente da:

• sistema Gvg Generatore di vapore a griglia e dalle relative componenti impiantistiche complementari per complessivi 9,6 milioni di euro (si conferma la valutazione attribuita al 31 dicembre 2017 in assenza di nuovi elementi rilevanti ai fini della determinazione del valore di recupero);
• prodotti plastici realizzati presso gli impianti di rigenerazione del Gruppo per 6,7 milioni di euro (5,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• apparati e apparecchiature da utilizzare per l'erogazione di servizi e prodotti finiti relativi a progetti commissionati da clienti del settore telecomunicazioni per 2,9 milioni di euro.

"Lavori in corso su ordinazione", si riferiscono a commesse di durata pluriennale per lavori di impiantistica, principalmente in relazione ai settori gas, idrico, gestione calore e illuminazione pubblica (quest'ultimo si incrementa di 6,9 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017).

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Crediti verso clienti	1.412,2	1.317,4	94,8
Fondo svalutazione crediti	(316,4)	(271,0)	(45,4)
Crediti verso clienti per bollette e fatture da emettere	574,7	714,5	(139,8)
Totale	1.670,5	1.760,9	(90,4)

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 2018, nonché di crediti per ricavi maturati nell'esercizio con riferimento al settore idrico che, in funzione delle modalità di addebito agli utenti finali determinate dall'Autorità, verranno fatturati nei prossimi esercizi.

La movimentazione del fondo svalutazione è la seguente:

	finale periodo Consistenza precedente	Adozione Ifrs 9	Consistenza iniziale	Accantonamenti	Variazione area consolidamento	Utilizzi e altri movimenti	Consistenza finale
30-giu-17	211,1	‐	211,1	48,8	0,5	(14,0)	246,4
30-giu-18	271,0	18,2	289,2	44,5	0,8	(18,1)	316,4

L'appostamento del fondo viene effettuato sulla base di valutazioni analitiche in relazione a specifici crediti, integrate da valutazioni basate su analisi prospettiche 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 al 30 giugno 2018 riflette l'acquisizione di Blu Ranton Srl per 0,5 milioni di euro e la fusione di Megas. Net Spa in Marche Multiservizi Spa per 0,3 milioni di euro.

L'adozione dell'Ifrs 9 ha comportato, per effetto dell'applicazione del modello di impairment basato sull'expected credit loss, un incremento del fondo per un ammontare pari a 18,2 milioni di euro, con particolare riferimento ai crediti non ancora scaduti.

Rischio di credito

Il valore dei crediti commerciali rappresentati in bilancio al 30 giugno 2018 costituisce l'esposizione teorica massima al rischio di credito per il Gruppo. Il modello di gestione del credito del Gruppo consente di determinare in maniera analitica la differente rischiosità associabile all'esigibilità dei crediti verso clienti sin dal loro sorgere e progressivamente in funzione della loro crescente anzianità. Questa operatività consente di ridurre la concentrazione e l'esposizione ai rischi del credito, sia del segmento clienti business sia del segmento retail. Relativamente ai crediti riguardanti la clientela di massa vengono effettuati stanziamenti al fondo svalutazione sulla base di analisi predittive circa l'ammontare dei probabili futuri incassi, prendendo in considerazione l'anzianità del credito, il tipo di azioni di recupero intraprese e lo status del creditore. Periodicamente, inoltre, vengono effettuate analisi sulle posizioni creditizie ancora aperte individuando eventuali criticità e qualora risultino parzialmente, o del tutto inesigibili, si procede a una congrua svalutazione.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Crediti per imposte sul reddito	17,5	8,2	9,3
Credito per rimborso Ires	21,6	21,6	‐
Totale attività per imposte correnti	39,1	29,8	9,3
Debiti per imposte sul reddito	107,8	23,6	84,2
Debiti per imposta sostitutiva	14,3	14,3	‐
Totale passività per imposte correnti	122,1	37,9	84,2

"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 2018.

"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 e assimilato, ai sensi del D.L. 201/2011.

"Debiti per imposte sul reddito", includono le imposte Ires e Irap stanziate per competenza sul reddito prodotto nel primo semestre 2018.

"Debiti per imposta sostitutiva", accolgono le rate residue di imposta in relazione alle operazioni di affrancamento.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Titoli di efficienza energetica ed emission trading	147,4	104,7	42,7
Incentivi da fonti rinnovabili	43,9	32,1	11,8
Depositi cauzionali a fornitori	37,2	32,3	4,9
Costi anticipati	34,6	18,3	16,3
Iva, accise e addizionali a credito	33,3	50,0	(16,7)
Cassa per i servizi energetici e ambientali per perequazione e proventi di continuità	16,6	21,5	(4,9)
Anticipo a fornitori e dipendenti	8,0	8,4	(0,4)
Altri crediti	44,6	36,0	8,6
Totale	365,6	303,3	62,3

"Titoli di efficienza energetica ed emission trading" comprendono:

certificati verdi, 9,8 milioni di euro (invariati rispetto al 31 dicembre 2017);

• certificati bianchi, 129,3 milioni di euro (92,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• certificati grigi, 8,3 milioni di euro (2,4 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Si segnala che l'ammontare dei crediti per certificati verdi in portafoglio si andrà via via riducendo in virtù della modifica del meccanismo incentivante (valevole dall'esercizio 2016) per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in base al quale non sono più riconosciuti certificati verdi, ma una tariffa agevolata per la vendita di energia elettrica prodotta. Conseguentemente il portafoglio relativo a questa tipologia di titoli andrà esaurendosi, con effetto negativo in termini di valutazione, nei momenti di consegna al Gse, o di vendita sul mercato. In relazione ai certificati bianchi, l'incremento del valore di portafoglio è dovuto principalmente all'iscrizione delle quote di certificati riconosciuti nel periodo, in attesa di incassare da Cassa conguaglio il valore riferito all'esercizio precedente.

"Incentivi da fonti rinnovabili", pari a 43,9 milioni di euro (32,1 milioni di euro al 31 dicembre 2017) sono rappresentati dai crediti verso il Gse derivanti dal nuovo meccanismo incentivante per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili che ha sostituito il meccanismo di riconoscimento di certificati verdi.

"Depositi cauzionali", pari a 37,2 milioni di euro (32,3 milioni di euro al 31 dicembre 2017), accolgono principalmente:

• deposito cauzionale verso Acosea Impianti Srl per 12,5 milioni di euro;
• depositi versati a garanzia della partecipazione alle piattaforme estere di negoziazione dei contratti su commodity e alle aste sul mercato elettrico, nonché per garantire l'operatività sui mercati all'ingrosso dell'energia elettrica, del gas e dei certificati per complessivi 15,6 milioni di euro;
• depositi cauzionali richiesti dalle Dogane per 2,3 milioni di euro.

"Costi anticipati", si tratta principalmente delle quote di competenza futura di servizi e lavorazioni esterne, di costi sostenuti per coperture assicurative e garanzie fideiussorie, di canoni anticipati per locazioni e noleggi, di costi del personale (specie con riferimento alla quota maturata della quattordicesima mensilità). L'incremento rispetto all'esercizio precedente è riconducibile a costi di competenza annuale che hanno già avuto nel primo semestre manifestazione monetaria.

"Iva, accise e addizionali", pari a 33,3 milioni di euro (50 milioni di euro al 31 dicembre 2017), costituito dai crediti verso l'erario per imposta sul valore aggiunto per 12,2 milioni di euro (43,9 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e per accise e addizionali per 21,1 milioni di euro (6,1 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Le variazioni rispetto al 31 dicembre 2017 vanno lette congiuntamente alle medesime evidenziate nella nota 30 "Altre passività correnti". In particolare, per quanto riguarda le accise e le addizionali, 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 o debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l'altro.

"Cassa per i Servizi Energetici e Ambientali per perequazione e proventi di continuità", pari a 16,6 milioni di euro (21,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017), il decremento è attribuibile principalmente a un minore credito per componenti e perequazione della distribuzione gas e per perequazione del settore elettrico relativamente alla vendita a maggior tutela, solo parzialmente compensato dal maggior credito per componenti della distribuzione elettrica.

Al 31 dicembre 2017, in applicazione del principio Ifrs 5, la voce rappresentava quasi esclusivamente il contributo al bilancio consolidato in termini di attività e passività delle società Medea Spa, identificata come gruppo in dismissione. Nel corso dell'esercizio 2018 si è perfezionata l'operazione di cessione dell'intera partecipazione, con la conseguente derecognition di tutte le attività e passività.

Si ricorda che al 31 dicembre 2017 attività e passività destinate alla vendita sono state esposte al loro valore contabile, essendo stato valutato inferiore al fair value delle stesse, e sono state ricomprese all'interno della voce "Capitale circolante netto attribuito" del settore operativo "Gas" dell'informativa per settori operativi riportata al paragrafo 2.02.05.

Rispetto al 31 dicembre 2017, il patrimonio netto registra un incremento di 9,6 milioni di euro dovuto principalmente alla combinazione dei seguenti effetti:

• utile complessivo di periodo per 177,3 milioni di euro;
• distribuzione dei dividendi per 150,4 milioni di euro;
• decremento per operazioni su azioni proprie per 33,6 milioni di euro;
• incremento per variazione dell'area di consolidamento per 34,4 milioni di euro;
• decremento per l'adozione del principio contabile Ifrs 9 per 19,9 milioni di euro.

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

Capitale sociale

Il capitale sociale al 30 giugno 2018, pari a 1.465,9 milioni 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 2018 è pari a 22,9 milioni di euro e i costi associati agli aumenti di capitale, al netto del relativo beneficio fiscale.

Riserve

Le riserve, pari a 910,5 milioni di euro, comprendono riserve di utili generati negli esercizi precedenti e riserve costituite in sede di apporti di capitale, o partecipazioni, per 947,4 milioni di euro, perdite cumulate relative alle altre componenti di conto economico complessivo per 17,5 milioni di euro e riserve negative per operazioni su azioni proprie per 19,4 milioni di euro. Queste ultime riflettono le operazioni effettuate su azioni proprie da parte della capogruppo e delle controllate alla data del 30 giugno 2018. La movimentazione intervenuta nel corso dell'esercizio ha generato complessivamente una plusvalenza pari a 1,9 milioni di euro.

La variazione dell'area di consolidamento, pari a 34,4 milioni di euro, si riferisce all'acquisizione del controllo totalitario di Megas. Net Spa. L'operazione è infatti avvenuta tramite fusione per incorporazione nella controllata Marche Multiservizi Spa mediante aumento di capitale sociale dedicato ai soci di Megas. Net Spa, come più dettagliatamente illustrato al paragrafo 2.02.03 "Area di consolidamento".

In relazione agli effetti connessi alla prima applicazione del nuovo principio Ifrs 9, si rimanda al paragrafo 2.02.02 "Adozione Ifrs 9" per una disanima puntuale degli stessi.

Interessenze di minoranza

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

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Prestiti obbligazionari e finanziamenti	2.969,8	2.856,9	112,9
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	17,4	17,4	‐
Debiti per locazioni finanziarie	13,0	13,9	(0,9)
Altri debiti finanziari	3,6	4,0	(0,4)
Totale passività finanziarie non correnti	3.003,8	2.892,2	111,6
Prestiti obbligazionari e finanziamenti	61,3	55,3	6,0
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	9,5	7,0	2,5
Debiti per locazioni finanziarie	1,8	2,0	(0,2)
Altri debiti finanziari	25,2	28,3	(3,1)
Scoperti di conto corrente e interessi passivi	239,7	187,0	52,7
Totale passività finanziarie correnti	337,5	279,6	57,9
Totale passività finanziarie	3.341,3	3.171,8	169,5

"Prestiti obbligazionari e finanziamenti", si incrementano per effetto della sottoscrizione in data 15 giugno 2018 di un nuovo finanziamento, concesso dalla Banca Europea degli Investimenti alla capogruppo Hera Spa, del valore nominale di 110 milioni di euro e tasso fisso dell'1,031% a sostegno della realizzazione di un programma di investimenti nel settore della raccolta, trattamento e smaltimento dei rifiuti. Il termine del piano di rimborso del finanziamento è previsto a giugno 2030.

"Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali", accolgono le somme ancora da pagare ai soci cedenti nell'ambito delle operazioni di aggregazione aziendale concluse nel periodo o in quelli precedenti, nonché la stima alla data di bilancio dei corrispettivi potenziali previsti dagli accordi sottoscritti in sede di acquisizione. Al 30 giugno 2018 tale voce si riferisce principalmente:

• all'acquisizione del Gruppo Aliplast, nella parte non corrente per 17,4 milioni di euro e nella parte corrente per 5,2 milioni di euro;
• all'acquisizione delle società Blu Ranton Srl e Verducci Servizi Srl da parte di Hera Comm Marche Srl per complessivi 3,9 milioni di euro nella parte corrente.

"Debiti per locazioni finanziarie", rappresentano l'iscrizione delle passività nei confronti dei locatori per effetto della contabilizzazione delle operazioni di leasing con la metodologia finanziaria. La variazione rispetto al 31 dicembre 2017 è principalmente riconducibile al pagamento delle quote di capitale scadute. Il valore dei canoni passivi ancora dovuti al 30 giugno 2018 è pari a 16,7 milioni di euro.

"Altri debiti finanziari", per la parte scadente oltre l'esercizio accolgono il debito verso la Cassa pensioni comunali del Comune di Trieste per 3,6 milioni di euro. Per la parte corrente si tratta prevalentemente di debiti verso:

• società di factoring relativamente gli incassi di crediti ceduti pro-soluto ancora da trasferire a fine periodo per 14,8 milioni di euro (19 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• Cassa per i servizi energetici e ambientali in relazione a incassi da clienti in regime di salvaguardia, clienti per servizi di ultima istanza e acconti su rendicontazione sisma, a fronte di anticipi già ricevuti per gli stessi, per 3,7 milioni di euro (4,2 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• erario per incassi canone Rai per 5 milioni di euro (2,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• Comuni per incassi Tari per 0,5 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2017);
• Cassa pensioni comunali del comune di Trieste per 0,7 milioni di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017).

"Scoperti di conto corrente e interessi passivi", la variazione rispetto all'esercizio precedente è rappresentata dall'erogazione di due finanziamenti a breve termine, nella forma di hot money, per 65 milioni di euro.

Nella tabella che segue sono riportate le passività finanziarie distinte per natura al 30 giugno 2018, con indicazione della quota in scadenza entro l'esercizio, entro il 5° anno e oltre il 5° anno:

Tipologia	Importo residuo 30-giu-18	Quota entro esercizio	Quota entro 5° anno	Quota oltre 5° anno
Bond	2.410,3		706,3	1.704,0
Finanziamenti bancari	620,8	61,3	226,3	333,2
Debiti per acquisizione partecipazioni di controllo e corrispettivi potenziali	26,9	9,5	17,4
Debiti per locazioni finanziarie	14,8	1,8	6,5	6,5
Altri debiti finanziari	28,8	25,2	3,6
Scoperti di conto corrente e interessi passivi	239,7	239,7
Totale	3.341,3	337,5	960,1	2.043,7

Si evidenziano le principali condizioni dei prestiti obbligazionari in essere al 30 giugno 2018:

Prestiti obbligazionari	Negoziazione	Durata (anni)	Scadenza	Valore Nominale (mln)	Cedola	Tasso annuale
Eurobond	Borsa valori Lussemburgo	10	3-dic-19	394,6 Eur	Fissa, annuale	4,50%
Bond	Borsa valori Lussemburgo	8	4-ott-21	289,8 Eur	Fissa, annuale	3,25%
Bond	Borsa valori Lussemburgo	10	22-mag-23	68,0 Eur	Fissa, annuale	3,375%
Green bond	Borsa valori Lussemburgo	10	4-lug-24	500,0 Eur	Fissa, annuale	2,375%
Bond	Non quotato	15	5-ago-24	20.000 Jpy	Fissa, semestrale	2,93%
Bond	Borsa valori Lussemburgo	12	22-mag-25	15,0 Eur	Fissa, annuale	3,50%
Bond	Borsa valori Lussemburgo	10	14-ott-26	400,0 Eur	Fissa, annuale	0,875%
Bond	Non quotato	15/20	14-mag-27/32	102,5 Eur	Fissa, annuale	5,25%
Bond	Borsa valori Lussemburgo	15	29-gen-28	700,0 Eur	Fissa, annuale	5,20%

Al 30 giugno 2018 i bond in essere, pari ad un totale nominale di 2.619,7 milioni di euro (invariato rispetto al 31 dicembre 2017), presentano un fair value di 2.949,6 milioni di euro (3.023,4 al 31 dicembre 2017) determinato dalle quotazioni di mercato ove disponibili.

I covenants finanziari presenti su alcuni di questi prestiti obbligazionari riguardano il 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 2018 risultano affidamenti non utilizzati per circa 686 milioni di euro e 300 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 1.10 "Politica finanziaria e rating".

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.

piani per benefici ai dipendenti in essere: Oneri Utili (perdite) Utilizzi e Variazione area

Di seguito viene riportata la movimentazione intervenuta nel primo semestre dell'esercizio 2018 dei

	31-dic-17	Service cost	Oneri finanziari	Utili (perdite) attuariali	altri movimenti	Variazione area consolid.	30-giu-18
Trattamento fine rapporto	126,3	0,4	0,5	0,6	(5,5)	0,4	122,7
Riduzione tariffaria	7,3	‐	‐	‐	(0,2)	‐	7,1
Premungas	4,4	‐	0,1	0,1	(0,3)	‐	4,3
Sconto gas	4,3	‐	‐	‐	(0,1)	‐	4,2
Totale	142,3	0,4	0,6	0,7	(6,1)	0,4	138,3

La componente "Service cost" è relativa alle società con un numero ridotto di dipendenti, per le quali il fondo Trattamento di fine rapporto rappresenta ancora un piano a benefici definiti. Gli "Oneri finanziari" sono calcolati applicando un tasso di attualizzazione specifico per ogni società, determinato in base alla durata media finanziaria dell'obbligazione. 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.

Gli "Utilizzi e altri movimenti", pari a 6,1 milioni di euro, accolgono, per la quasi totalità, gli importi corrisposti ai dipendenti nel corso dell'esercizio.

	31-dic-17	Accantonamenti	Oneri finanziari	Utilizzi e altri movimenti	Variazione area consolid.	30-giu-18
Fondo spese chiusura e post chiusura discariche	143,2	0,3	6,0	(9,1)	‐	140,4
Fondo ripristino beni di terzi	193,6	4,9	2,1	(9,4)	‐	191,2
Fondo cause legali e contenzioso del personale	14,1	0,8	‐	(0,6)	‐	14,3
Fondo smaltimento rifiuti	7,1	5,9	‐	(5,3)	‐	7,7
Altri fondi rischi e oneri	74,5	6,8	0,1	(1,5)	‐	79,9
Totale	432,5	18,7	8,2	(25,9)	‐	433,5

"Fondo spese chiusura e post chiusura discariche", pari a 140,4 milioni 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 gestione. 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 di perizie di stima sulle discariche già esaurite. Gli utilizzi rappresentano gli esborsi effettivi che si sono determinati nell'anno.

"Fondo ripristino beni di terzi", pari a 191,2 milioni di euro, include gli stanziamenti effettuati in relazione ai vincoli di legge e contrattuali gravanti sulle società del Gruppo in qualità di affittuarie delle reti di distribuzione di proprietà della società degli asset. Gli stanziamenti vengono effettuati in base ad aliquote di ammortamento economico-tecniche 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 d'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.

"Fondo cause legali e contenzioso del personale", pari a 14,3 milioni di euro, riflette le valutazioni sull'esito delle cause legali e sul contenzioso promosso dal personale dipendente. Il fondo è comprensivo di 0,8 milioni di euro relativi al contenzioso con l'Inps (invariato rispetto al 31 dicembre 2017) da imputare a una pendenza pregressa con l'Inps di Ravenna.

"Fondo smaltimento rifiuti", pari a 7,7 milioni di euro, è rappresentato dalla stima dei costi di smaltimento dei rifiuti già stoccati presso gli impianti del Gruppo. Gli accantonamenti, pari a 5,9 milioni di euro, riflettono i costi stimati per i conferimenti del primo semestre 2018 non ancora processati al termine del periodo, mentre gli utilizzi, pari a 4,6 milioni di euro, rappresentano i costi sostenuti nel corso del primo semestre 2018 per la lavorazione dei rifiuti residui al termine dell'esercizio precedente.

"Altri fondi per rischi e oneri", pari a 79,9 milioni di euro, accolgono stanziamenti a fronte di rischi di varia natura. Di seguito si riporta una descrizione delle principali voci:

• 11,3 milioni di euro, a fronte della passività potenziale connessa alle obbligazioni in essere (garanzia sull'esposizione finanziaria concessa da AcegasApsAmga Spa) nell'ipotesi di abbandono delle attività che fanno principalmente capo alla controllata estera AresGas (Bulgaria);
• 7,9 milioni di euro, connessi a potenziali maggiori oneri che potrebbero essere sostenuti in relazione a interventi di manutenzione straordinaria della discarica di Ponte San Nicolò (Padova);
• 8,8 milioni di euro, relativi al potenziale rischio di mancato riconoscimento della quota dei certificati verdi dei termovalorizzatori, calcolato sul differenziale dei servizi ausiliari derivanti dall'autoconsumo complessivo e quelli stimati in base alla percentuale da benchmark;
• 7,5 milioni di euro, a fronte dei futuri lavori di smantellamento degli impianti di termovalorizzazione;
• 6 milioni di euro, relativi a incertezze interpretative circa la determinazione del valore di rimborso delle reti in sede di partecipazione alle gare per il servizio di distribuzione del gas relativamente ad alcuni territori già serviti dal Gruppo;
• 4,5 milioni di euro, relativi al contenzioso sorto in capo alla controllata Hestambiente Srl in relazione al riconoscimento degli incentivi Cip6 per il termovalorizzatore di Trieste per gli anni 2010-2012;
• 4,1 milioni di euro, costituito a seguito dell'emanazione del D.M. 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;

3,3 milioni di euro a fronte del rischio derivante dalla Delibera 527/2016 dell'Autorità che, facendo proprie le risultanze del Gse, ha disposto che la Cassa per i servizi energetici e ambientali operi nei confronti della società Frullo Energia Ambiente Srl il recupero degli importi che sarebbero stati indebitamente percepiti in relazione all'energia elettrica prodotta dal termovalorizzatore di Granarolo (Bo).

Gli "Accantonamenti" dell'esercizio della voce "Altri fondi rischi e oneri" si riferiscono, in particolare, ai seguenti rischi:

• 4,5 milioni di euro per il rischio di mancato riconoscimento degli incentivi Cip6 per il termovalorizzatore di Trieste;
• 1 milioni di euro per il rischio di mancato riconoscimento di una quota dei certificati verdi prodotti dai termovalorizzatori di Herambiente, specie con riferimento agli anni antecedenti il 2013.

Gli "Utilizzi e altri movimenti" della voce "Altri fondi rischi e oneri" evidenziano un decremento netto di 1,5 milioni di euro, composto principalmente dall'utilizzo, per 1,1 milioni di euro, di un fondo costituito negli esercizi precedenti a seguito della sopravvenuta conciliazione giudiziale di parte di alcuni avvisi di accertamento Ici/Imu avverso la società Herambiente per gli anni dal 2011 al 2015, così come illustrato alla nota 11 "Imposte".

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Debiti verso fornitori	447,2	716,8	(269,6)
Debiti verso fornitori per fatture da ricevere	643,9	679,1	(35,2)
Totale	1.091,1	1.395,9	(304,8)

I debiti commerciali derivano, per la quasi totalità, da operazioni realizzate nel territorio nazionale.

	30-giu-18	31-dic-17	Var.
Debiti per anticipi verso Cassa per i servizi energetici e ambientali	221,5	221,5	‐
Contributi in conto impianti	178,7	174,5	4,2
Iva, accise e addizionali a debito	142,8	13,7	129,1
Depositi cauzionali da clienti	101,9	103,5	(1,6)
Cassa per i servizi energetici e ambientali per componenti e perequazione	91,9	74,0	17,9
Debiti verso istituti di previdenza	47,0	45,6	1,4
Personale	46,1	47,2	(1,1)
Ritenute a dipendenti	13,2	16,4	(3,2)
Debiti per danni in franchigia	12,9	12,8	0,1
Ricavi anticipati e altri oneri di competenza	8,9	9,2	(0,3)
Altri debiti	62,4	51,0	11,4
Totale	927,3	769,4	157,9

"Debiti per anticipi verso Cassa per i servizi energetici e ambientali", invariati rispetto al 31 dicembre 2017, sono costituiti da debiti per anticipazioni non onerose concesse dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali, di seguito dettagliati:

210,4 milioni di euro di debiti per anticipazioni in ottemperanza al meccanismo di integrazione disposto dalle delibere dell'Autorità 370 del 20 settembre 2012 e 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 2015;

• 9,2 milioni di euro di debiti per anticipazioni in ottemperanza al meccanismo di reintegrazione disposto dalla legge 239 del 23 agosto 2004 degli oneri della morosità dei servizi di ultima istanza nel settore del gas naturale fino al 30 settembre 2016;
• 1,8 milioni di euro di debiti per anticipazioni in ottemperanza al meccanismo di riconoscimento disposto dalla delibera dell'Autorità 627 del 17 dicembre 2015 degli oneri della morosità relativo alla fornitura di energia elettrica, gas e servizio idrico integrato alle popolazioni colpite dagli eventi sismici del 20 maggio 2012 nella regione Emilia-Romagna.

"Contributi in conto impianti", relativi principalmente a investimenti sostenuti nel settore idrico, nel settore della distribuzione del gas metano e nel settore ambiente, si decrementano proporzionalmente alle quote di ammortamento calcolate sulle immobilizzazioni di riferimento e si incrementano per effetto dei nuovi investimenti soggetti a contributi. La variazione rispetto al 31 dicembre 2017 è imputabile principalmente ai maggiori contributi ricevuti per gli investimenti nel settore idrico, al netto delle quote di competenza del periodo.

"Iva, accise e addizionali", comprendono debiti per imposta sul valore aggiunto per 20,6 milioni di euro (0,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017) e accise e addizionali per 122,2 milioni di euro (13,2 milioni di euro al 31 dicembre 2017). Come illustrato alla nota 23 "Altre attività correnti", tali variazioni devono essere lette tenendo presente le modalità che regolano i rapporti finanziari con l'Erario, per le quali possono generarsi posizioni creditorie o debitorie con differenze anche significative tra un periodo e l'altro.

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

"Cassa per i servizi energetici e ambientali per componenti e perequazione", riflette le posizioni debitorie nei confronti della Cassa per i servizi energetici e ambientali per:

• perequazione sulla distribuzione e misura del gas e sulla distribuzione e vendita dell'energia elettrica per complessivi 15,3 milioni di euro, in decremento di 3,3 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017;
• componenti di sistema del servizio gas, del servizio elettrico e del servizio idrico per complessivi 76,6 milioni di euro, in incremento di 21,2 milioni di euro rispetto al 31 dicembre 2017.

"Debiti verso istituti di previdenza" e "Ritenute a dipendenti", relativi ai contributi e alle ritenute dovuti agli enti previdenziali e all'erario in relazione alle retribuzioni di giugno.

"Personale", accoglie prevalentemente i compensi per le ferie maturate e non godute, oltre il premio di produttività e le mensilità aggiuntive relative all'intero esercizio 2018, contabilizzati per quote di competenza al 30 giugno 2018.

"Debiti per danni in franchigia", pari a 12,9 milioni di euro, accolgono il valore delle franchigie assicurative che il Gruppo deve rimborsare direttamente ai terzi danneggiati o alle compagnie assicurative.

"Altri debiti" costituiti principalmente dalle seguenti fattispecie:

• debiti verso soci di minoranza per dividendi per 9,7 milioni di euro (1 milione di euro al 31 dicembre 2017);
• debiti tributari diversi per 5,9 milioni di euro (2,5 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• debiti verso utenti per acconti e specifiche agevolazioni tariffarie per 4,4 milioni di euro (4,3 milioni di euro al 31 dicembre 2017);
• debiti connessi all'obbligo di riconsegna nei confronti delle Autorità competenti di titoli di efficienza energetica per 2 milioni di euro riferibili quasi interamente a certificati grigi (2,1 milioni di euro al 31 dicembre 2017).

Investimenti in imprese e rami aziendali

Nel corso del primo semestre 2018 è stato acquisito il controllo di Megas. Net Spa, società proprietaria di reti di distribuzione, e della società di vendita Blu Ranton Srl operante nella commercializzazione di gas ed energia elettrica. È stata inoltre acquisita una quota minoritaria nella società di vendita gas SangroServizi Srl che non rientra tuttavia nel perimetro di consolidamento del Gruppo. Si riporta nella tabella seguente il dettaglio dei principali esborsi di cassa e delle disponibilità liquide acquisite:

30-giu-18	Blu Ranton Srl	Megas. Net Spa	Altre partecipazioni	Totale investimenti
Esborsi di cassa che hanno portato all'ottenimento del controllo	(5,1)			(5,1)
Esborsi di cassa in partecipazioni non consolidate			(1,8)	(1,8)
Corrispettivi da versare	(3,5)			(3,5)
Disponibilità liquide acquisite	1,0	1,1		2,1
Investimenti in partecipazioni al netto delle disponibilità liquide	(7,6)	1,1	(1,8)	(8,3)

Cessione quote di partecipazioni in imprese consolidate

Il valore si riferisce all'incasso correlato alla cessione di una quota non di controllo nella società Hera Comm Marche Srl, come descritto al paragrafo 2.02.02 "Area di consolidamento".

Variazione delle passività generate dall'attività di finanziamento

Di seguito si riportano le informazioni sulle variazioni delle passività finanziarie intercorse nel primo semestre 2018, distinte tra flussi monetari e flussi non monetari.

Tipologia	30-giu-18	31-dic-17	Var.		Flussi monetari
				Acquisizioni cessioni	Differenze cambio	Variazione fair value	Altre variazioni
Banche e finanziamento scadenti oltre l'esercizio	2.990,8	2.878,3	112,5	2,6		9,3	(18,1)	118,7
Banche e finanziamento scadenti entro l'esercizio	335,7	277,6	58,1	0,7			29,8	27,6
Debiti per locazioni finanziarie	14,8	15,9	(1,1)	‐			0,2	(1,3)
Passività derivanti da attività di finanziamento	3.341,3	3.171,8	169,5	3,3	‐	9,3	11,9	145,0

La rappresentazione dei risultati per settori operativi è effettuata in base all'approccio utilizzato dal management per monitorare la perfomance del Gruppo per aree di attività omogenee. Costi e attività nette delle funzioni di supporto al business, in coerenza con il modello di controllo interno, sono attribuiti interamente ai business operativi.

Al 30 giugno 2018 il Gruppo Hera è organizzato nei seguenti settori operativi:

Gas: comprende i servizi di distribuzione e vendita di gas metano e gpl, di teleriscaldamento e gestione calore;

• Energia elettrica: comprende la produzione di energia, i servizi di distribuzione e vendita di energia elettrica;
• Cicli idrico: comprende i servizi di acquedotto, depurazione e fognatura;
• Ambiente: comprende i servizi di raccolta, trattamento, recupero e smaltimento dei rifiuti;
• Altri servizi: comprende l'illuminazione pubblica, le telecomunicazioni e altri servizi minori.

Si riportano le attività e passività per settore operativo relative all'esercizio 2017 e al primo semestre 2018:

30-giu-18	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Totale
Asset (tangibili e intangibili)	1.474,9	541,9	1.830,5	1.212,3	118,1	5.177,7
Avviamento	93,8	42,1	43,0	200,4	4,8	384,1
Partecipazioni	59,5	42,4	18,2	25,5	0,3	145,9
Attività immobilizzate non attribuite						120,5
Immobilizzazioni nette	1.628,2	626,4	1.891,7	1.438,2	123,2	5.828,2
Capitale circolante netto attribuito	(89,3)	271,2	(106,3)	66,3	16,1	158,0
Capitale circolante netto non attribuito						(73,8)
Capitale circolante netto	(89,3)	271,2	(106,3)	66,3	16,1	84,2
Fondi diversi	(148,0)	(26,8)	(137,1)	(256,1)	(3,8)	(571,8)
Capitale investito netto	1.390,9	870,8	1.648,3	1.248,4	135,5	5.340,6

31-dic-17	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Totale
Asset (tangibili e intangibili)	1.435,3	546,8	1.806,9	1.237,6	116,1	5.142,7
Avviamento	93,8	42,1	43,0	200,4	4,8	384,1
Partecipazioni	59,7	44,3	18,3	26,2	0,3	148,8
Attività immobilizzate non attribuite						105,0
Immobilizzazioni nette	1.588,8	633,2	1.868,2	1.464,2	121,2	5.780,6
Capitale circolante netto attribuito	61,3	166,4	(174,2)	(18,7)	2,3	37,1
Capitale circolante netto non attribuito						(13,9)
Capitale circolante netto	61,3	166,4	(174,2)	(18,7)	2,3	23,2
Fondi diversi	(155,1)	(26,1)	(134,3)	(255,2)	(4,1)	(574,8)
Capitale investito netto	1.495,0	773,5	1.559,7	1.190,3	119,4	5.229,0

Si riportano le principali misure di risultato per settore operativo relative al primo semestre 2018 e al corrispondente periodo dell'esercizio precedente:

1° semestre 2018	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Struttura	Totale
Ricavi diretti	1.076,6	1.111,2	396,7	530,4	50,7	10,8	3.176,5
Ricavi infra-cicli	46,5	70,4	2,7	26,9	16,9	14,5	177,9
Totale ricavi diretti	1.123,1	1.181,6	399,4	557,4	67,6	25,4	3.354,4
Ricavi indiretti	5,7	2,6	12,9	4,1	‐	(25,4)	‐
Ricavi totali	1.128,8	1.184,2	412,3	561,4	67,7	‐	3.354,5
Margine operativo lordo	188,4	84,0	112,8	125,9	12,6	‐	523,6
Ammortamenti e accantonamenti diretti	57,0	34,0	58,9	67,2	8,1	24,9	250,0
Ammortamenti e accantonamenti indiretti	3,0	1,0	11,4	9,3	0,2	(24,9)	‐
Ammort. e accant. totali	60,0	34,9	70,3	76,5	8,2	‐	250,0
Risultato operativo	128,3	49,0	42,5	49,4	4,3	‐	273,6

1° semestre 2017	Gas	Energia elettrica	Ciclo idrico	Ambiente	Altri servizi	Struttura	Totale
Ricavi diretti	896,4	1.092,0	386,2	520,8	47,1	13,9	2.956,4
Ricavi infra-cicli	31,6	52,4	3,9	21,8	16,1	19,9	145,6
Totale ricavi diretti	928,0	1.144,4	390,0	542,6	63,2	33,8	3.102,0
Ricavi indiretti	9,9	3,2	16,8	3,8	0,1	(33,8)	‐
Ricavi totali	937,9	1.147,6	406,8	546,4	63,3	‐	3.102,0
Margine operativo lordo	171,8	91,6	111,3	121,3	9,9	‐	505,9
Ammortamenti e accantonamenti diretti	62,8	32,3	52,7	68,5	7,0	20,4	243,7
Ammortamenti e accantonamenti indiretti	1,9	0,5	8,9	9,0	0,1	(20,4)	‐
Ammort. e accant. totali	64,8	32,8	61,6	77,5	7,1	‐	243,7
Risultato operativo	107,0	58,7	49,7	43,8	2,8	‐	262,2

		30-giu-18	31-dic-17
a	Disponibilità liquide	515,2	450,5
b	Altri crediti finanziari correnti	44,7	41,5
	Debiti bancari correnti	(239,7)	(187,0)
	Parte corrente dell'indebitamento bancario	(61,3)	(55,3)
	Altri debiti finanziari correnti	(34,7)	(35,3)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo	(1,8)	(2,0)
c	Indebitamento finanziario corrente	(337,5)	(279,6)
d=a+b+c	Indebitamento finanziario corrente netto	222,4	212,4
	Debiti bancari non correnti e obbligazioni emesse	(2.932,6)	(2.825,3)
	Altri debiti finanziari non correnti	(21,0)	(21,4)
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo	(13,0)	(13,9)
e	Indebitamento finanziario non corrente	(2.966,6)	(2.860,6)
f=d+e	Posizione finanziaria netta - comunicazione Consob 15519/2006	(2.744,2)	(2.648,2)
g	Crediti finanziari non correnti	119,2	125,2
h=f+g	Indebitamento finanziario netto	(2.625,0)	(2.523,0)

		30-giu-18					31-dic-17
			A	B	C	D		A	B	C	D
a	Disponibilità liquide	515,2	‐	‐	‐	‐	450,5	‐	‐	‐	‐
	di cui correlate
b	Altri crediti finanziari correnti	44,7					41,5
	di cui correlate		0,1	7,4	2,5	4,3		0,1	7,3	2,4	1,6
	Debiti bancari correnti	(239,7)	‐	‐	‐	‐	(187,0)	‐	‐	‐	‐
	Parte corrente dell'indebitament o bancario	(61,3)	‐	(0,8)	‐	‐	(55,3)	‐	(0,8)	‐	‐
	Altri debiti finanziari correnti	(34,7)	‐	‐	(0,4)	‐	(35,3)	‐	‐	(1,1)	‐
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti entro l'esercizio successivo	(1,8)	‐	‐	‐	‐	(2,0)	‐	‐	‐	‐
c	Indebitamento finanziario corrente	(337,5)					(279,6)
	di cui correlate		‐	(0,8)	(0,4)	‐		‐	(0,8)	(1,1)	‐
d=a+b+c	Indebitamento finanziario	222,4					212,4
	corrente netto di cui correlate		0,1	6,6	2,1	4,3		0,1	6,5	1,3	1,6
	Debiti bancari non correnti e obbligazioni	(2.932,6)	‐	‐	‐	‐	(2.825,3)	‐	‐	‐	‐
	emesse Altri debiti finanziari non correnti	(21,0)	‐	‐	(3,6)	‐	(21,4)	‐	‐	(4,0)	‐
	Debiti per locazioni finanziarie scadenti oltre l'esercizio successivo	(13,0)	‐	‐	‐	‐	(13,9)	‐	‐	‐	‐
e	Indebitamento finanziario non corrente	(2.966,6)					(2.860,6)
	di cui correlate		‐	‐	(3,6)	‐		‐	‐	(4,0)	‐
f=d+e	Posizione finanziaria netta - comunicazione Consob 15519/2006	(2.744,2)					(2.648,2)
	di cui correlate		0,1	6,6	(1,5)	4,3		0,1	6,5	(2,7)	1,6
g	Crediti finanziari non correnti	119,2					125,2
	di cui correlate		0,3	45,8	18,5	27,3		0,2	48,1	18,7	30,1
h=f+g	Indebitamento finanziario netto	(2.625,0)					(2.523,0)
	di cui correlate		0,4	52,4	17,0	31,6		0,3	54,6	16,0	31,7
	Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllate non consolidate

B Società collegate e a controllo congiunto

C Società correlate a influenza notevole (Comuni soci)

D Altre parti correlate

	di cui Correlate 1° semestre 1° semestre note					di cui Correlate
		2018	A	B	C	D	Totale	%	2017	A	B	C	D	Totale	%
Ricavi	1	2.966,7	‐	29,9	147,6	7,5	185,0	6,2%	2.754,0	‐	41,6	160,7	2,9	205,2	7,5%
Altri ricavi operativi	2	209,8	‐	0,1	3,6	‐	3,7	1,8%	202,3	‐	0,3	0,7	‐	1,0	0,5%
Consumi di materie prime e materiali di consumo	3	(1.327,6)	‐	(10,8)	‐	(24,0)	(34,8)	2,6%	(1.178,4)	‐	(17,5)	‐	(22,8)	(40,3)	3,4%
Costi per servizi	4	(1.031,6)	‐	(6,4)	(12,6)	(11,5)	(30,5)	3,0%	(981,7)	‐	(4,6)	(15,6)	(14,6)	(34,8)	3,5%
Costi del personale	5	(281,7)	‐	‐	‐	‐	‐		(282,4)	‐	‐	‐	‐	‐	0,0%
Altre spese operative	6	(30,3)	‐	‐	(0,6)	(0,5)	(1,1)	3,6%	(25,8)	‐	‐	(0,9)	‐	(0,9)	3,5%
Costi capitalizzati	7	18,3	‐	‐	‐	‐	‐		17,9	‐	‐	‐	‐	‐	0,0%
Ammortamenti accantonamenti e svalutazioni	8	(250,0)	‐	‐	‐	‐	‐		(243,7)	‐	‐	‐	‐	‐	0,0%
Utile operativo		273,6	‐	12,8	138,0	(28,5)	122,3		262,2	‐	19,8	144,9	(34,5)	130,2
Quota di utili (perdite) di joint venture e società collegate	9	8,6	‐	8,6	‐	‐	8,6	100,0%	8,2	‐	8,2	‐	‐	8,2	100,0%
Proventi finanziari	10	60,6	‐	1,2	‐	0,2	1,4	2,3%	58,5	‐	1,3	‐	0,1	1,4	2,4%
Oneri finanziari	10	(103,6)	‐	‐	(0,1)	‐	(0,1)	0,1%	(112,6)	‐	‐	(0,1)	‐	(0,1)	0,1%
Gestione finanziaria		(34,4)	‐	9,8	(0,1)	0,2	9,9		(45,9)	‐	9,5	(0,1)	0,1	9,5
Utile prima delle imposte		239,2	‐	22,6	137,9	(28,3)	132,2		216,3	‐	29,3	144,8	(34,4)	139,7
Imposte	11	(72,0)	‐	‐	‐	‐	‐		(68,3)	‐	‐	‐	‐	‐	0,0%
Utile netto dell'esercizio		167,2	‐	22,6	137,9	(28,3)	132,2		148,0	‐	29,3	144,8	(34,4)	139,7
Attribuibile:
Azionisti della Controllante		158,1							141,0
Azionisti di minoranza		9,1							7,0
Utile per azione	12
di base		0,108							0,096
diluito		0,108							0,096

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllate non consolidate

B Società collegate e a controllo congiunto C Società correlate a influenza notevole (Comuni soci) D Altre parti correlate

	note					di cui Correlate							di cui Correlate
		30-giu-18	A	B	C	D	Totale	%	31-dic-17	A	B	C	D	Totale	%
ATTIVITÀ
Attività non correnti
Immobilizzazioni materiali	13	1.998,1	‐	‐	‐	‐	‐		2.015,7	‐	‐	‐	‐	‐
Attività immateriali	14	3.179,6	‐	‐	‐	‐	‐		3.127,0	‐	‐	‐	‐	‐
Avviamento	15	384,1	‐	‐	‐	‐	‐		384,1	‐	‐	‐	‐	‐
Partecipazioni	16	145,9	2,1	132,0	‐	7,2	141,3	96,8%	148,8	0,2	136,7	‐	7,2	144,1	96,8%
Attività finanziarie non correnti	17	119,2	0,3	45,8	18,5	27,3	91,9	77,1%	125,2	0,2	48,1	18,7	30,2	97,2	77,6%
Attività fiscali differite	18	167,6	‐	‐	‐	‐	‐		150,5	‐	‐	‐	‐	‐
Strumenti finanziari derivati	19	82,6	‐	‐	‐	‐	‐		66,1	‐	‐	‐	‐	‐
Totale attività non correnti		6.077,1	2,4	177,8	18,5	34,5	233,2		6.017,4	0,4	184,8	18,7	37,4	241,3
Attività correnti
Rimanenze	20	140,4	‐	‐	‐	‐	‐		121,2	‐	‐	‐	‐	‐
Crediti commerciali	21	1.670,5	0,1	10,5	63,1	19,5	93,2	5,6%	1.760,9	0,1	26,8	58,4	21,0	106,3	6,0%
Attività finanziarie correnti	17	44,7	0,1	7,4	2,5	4,3	14,3	32,0%	41,5	0,1	7,3	2,4	1,6	11,4	27,5%
Attività per imposte correnti	22	39,1	‐	‐	‐	‐	‐		29,8	‐	‐	‐	‐	‐
Altre attività correnti	23	365,6	‐	2,4	5,4	16,0	23,8	6,5%	303,3	‐	1,0	2,7	14,2	17,9	5,9%
Strumenti finanziari derivati	19	49,8	‐	‐	‐	‐	‐		40,2	‐	‐	‐	‐	‐
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti	17, 30	515,2	‐	‐	‐	‐	‐		450,5	‐	‐	‐	‐	‐
Totale attività correnti		2.825,3	0,2	20,3	71,0	39,8	131,3		2.747,4	0,2	35,1	63,5	36,8	135,6
Attività destinate alla vendita	24	‐	‐	‐	‐	‐	‐		22,9	‐	‐	‐	‐	‐
TOTALE ATTIVITÀ		8.902,4	2,6	198,1	89,5	74,3	364,5		8.787,7	0,6	219,9	82,2	74,2	376,9

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllate non consolidate

B Società collegate e a controllo congiunto

C Società correlate a influenza notevole (Comuni soci)

D Altre parti correlate

note	30-giu-18				di cui Correlate			31-dic-17				di cui Correlate
		A	B	C	D	Totale	%		A	B	C	D	Totale	%
PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ
Capitale sociale e riserve 25
Capitale sociale	1.465,9	‐	‐	‐	‐	‐		1.473,6	‐	‐	‐	‐	‐
Riserve	910,5	‐	‐	‐	‐	‐		820,2	‐	‐	‐	‐	‐
Utile (perdita) del periodo	158,1	‐	‐	‐	‐	‐		251,4	‐	‐	‐	‐	‐
Patrimonio netto del Gruppo	2.534,5	‐	‐	‐	‐	‐		2.545,2	‐	‐	‐	‐	‐
Interessenze di minoranza	181,1	‐	‐	‐	‐	‐		160,8	‐	‐	‐	‐	‐
Totale patrimonio netto	2.715,6	‐	‐	‐	‐	‐		2.706,0	‐	‐	‐	‐	‐
Passività non correnti
Passività finanziarie non correnti 26	3.003,8	‐	‐	3,6	‐	3,6	0,1%	2.892,2	‐	‐	4,0	‐	4,0	0,1%
Trattamento di fine rapporto e altri benefici 27	138,3	‐	‐	‐	‐	‐		142,3	‐	‐	‐	‐	‐
Fondi per rischi e oneri 28	433,5	‐	‐	‐	‐	‐		432,5	‐	‐	‐	‐	‐
Passività fiscali differite 18	47,1	‐	‐	‐	‐	‐		45,5	‐	‐	‐	‐	‐
Strumenti finanziari derivati 19	45,5	‐	‐	‐	‐	‐		34,5	‐	‐	‐	‐	‐
Totale passività non correnti	3.668,2	‐	‐	3,6	‐	3,6		3.547,0	‐	‐	4,0	‐	4,0
Passività correnti
Passività finanziarie correnti 26	337,5	‐	0,8	0,4	‐	1,2	0,4%	279,6	‐	0,8	1,1	‐	1,9	0,7%
Debiti commerciali 29	1.091,1	‐	12,6	18,7	23,6	54,9	5,0%	1.395,9	0,1	17,7	18,7	34,2	70,7	5,1%
Passività per imposte correnti 22	122,1	‐	‐	‐	‐	‐		37,9	‐	‐	‐	‐	‐
Altre passività correnti 30	927,3	‐	2,3	8,9	0,1	11,3	1,2%	769,4	‐	3,8	8,3	‐	12,1	1,6%
Strumenti finanziari derivati 19	40,6	‐	‐	‐	‐	‐		46,0	‐	‐	‐	‐	‐
Totale passività correnti	2.518,6	‐	15,7	28,0	23,7	67,4		2.528,8	0,1	22,3	28,1	34,2	84,7
TOTALE PASSIVITÀ	6.186,8	‐	15,7	31,6	23,7	71,0		6.075,8	0,1	22,3	32,1	34,2	88,7
Passività associabili ad attività destinate alla vendita 24	‐	‐	‐	‐	‐	‐		5,9	‐	‐	‐	‐	‐
TOTALE PATRIMONIO NETTO E PASSIVITÀ	8.902,4	‐	15,7	31,6	23,7	71,0		8.787,7	0,1	22,3	32,1	34,2	88,7

Legenda intestazione colonne parti correlate:

A Società controllate non consolidate

B Società collegate e a controllo congiunto

C Società correlate a influenza notevole (Comuni soci)D Altre parti correlate

	30-giu-18	di cui parti correlate
Risultato ante imposte	239,2
Rettifiche per ricondurre l'utile netto al flusso di cassa da attività operative
Ammortamenti e perdite di valore di immobilizzazioni materiali	81,6
Ammortamenti e perdite di valore di attività immateriali	106,0
Accantonamenti ai fondi	62,5
Effetto valutazione con il metodo del patrimonio netto	(8,6)
(Proventi) oneri finanziari	43,0
(Plusvalenze) minusvalenze e altri elementi non monetari (inclusa valutazione derivati su commodity)	3,1
Variazione fondi rischi e oneri	(15,7)
Variazione fondi per benefici ai dipendenti	(6,2)
Totale cash flow prima delle variazioni del capitale circolante netto	504,9
(Incremento) decremento di rimanenze	(19,2)
(Incremento) decremento di crediti commerciali	29,7	13,9
Incremento (decremento) di debiti commerciali	(306,8)	(15,8)
Incremento/decremento di altre attività/passività correnti	87,3	(4,9)
Variazione capitale circolante	(209,0)
Dividendi incassati	13,5	10,6
Interessi attivi e altri proventi finanziari incassati	25,3	1,4
Interessi passivi e altri oneri finanziari pagati	(63,1)	(0,1)
Imposte pagate	(12,8)
Disponibilità generate dall'attività operativa (a)	258,8
Investimenti in immobilizzazioni materiali	(62,6)
Investimenti in attività immateriali	(123,6)
Investimenti in imprese e rami aziendali al netto delle disponibilità liquide	(8,3)	(1,7)
Prezzo di cessione di immobilizzazioni materiali e immateriali	3,1	0,9
Disinvestimenti in partecipazioni e contingent consideration	15,9
(Incremento) decremento di altre attività d'investimento	10,9	2,4
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di investimento (b)	(164,6)
Nuove emissioni di debiti finanziari a lungo termine	118,7
Rimborsi e altre variazioni nette di debiti finanziari	27,6	(1,1)
Canoni pagati per locazioni finanziarie	(1,3)
Incasso da cessione quote azionarie senza perdita di controllo	1,8
Acquisto quote di partecipazioni in imprese consolidate	‐
Dividendi pagati ad azionisti Hera e interessenze di minoranza	(142,7)	(57,3)
Variazione azioni proprie in portafoglio	(33,6)
Disponibilità generate (assorbite) dall'attività di finanziamento (c)	(29,5)
Effetto variazione cambi su disponibilità liquide (d)	‐
Incremento (decremento) disponibilità liquide (a+b+c+d)	64,7
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti all'inizio del periodo	450,5
Disponibilità liquide e mezzi equivalenti alla fine del periodo	515,2

Gruppo Hera – Relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2018 approvata nel CdA di Hera Spa del 30 luglio 2018 122

I valori riportati nella tabella al 30 giugno 2018 sono relativi alle parti correlate di seguito elencate:

Black Sea Comp.Compr.Gas Ltd Sigas Doo

Adria Link Srl Aimag Spa Centro Idrico di Novoledo Srl Energo Doo Enomondo Srl EstEnergy Spa Ghirlandina Solare Srl H.E.P.T. Co. Ltd Natura Srl in liquidazione Oikothen Scarl Q.tHermo Srl S2A Scarl SangroServizi Srl Set Spa Sgr Servizi Spa So.Sel Spa Tamarete Energia Srl

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

Acosea Impianti Srl Acquedotto del Dragone Impianti Spa Aloe Spa Amir Spa - Asset Aspes Spa Baldassi Srl Calenia Energia Spa

Cartasi CO.RA.B. Srl Dama Srl Eurizon Capital SGR Spa Executive Advocacy Srl Fiorano Gestioni Patrimoniali Srl Formigine Patrimonio Srl Imola Gru Srl Istituto Centrale Banche Popolari KT Finance Srl Maranello Patrimonio Srl Rabofin Srl Rest Srl Romagna Acque Spa Sassuolo Gestioni Patrimoniali Srl Scr Servizi Srl Serramazzoni Patrimonio Srl Sinapsi Srl Sis Società Intercomunale di Servizi Spa in liquidazione Società Italiana Servizi Spa - Asset Te.Am Srl Teikos Lab Srl Unica reti - Asset Vallicelli sollevamenti Srl Sindaci, amministratori, dirigenti strategici, familiari di dirigenti strategici

Il Gruppo Hera è concessionario in gran parte del territorio di competenza e nella quasi totalità dei Comuni azionisti relativamente alle province di Modena, Bologna, Ferrara, Forlì-Cesena, Ravenna, Rimini, Padova, Udine, Trieste, Gorizia e Pesaro dei servizi pubblici locali d'interesse economico (distribuzione di gas naturale a mezzo di gasdotti locali, servizio idrico integrato e servizi ambientali, comprensivi di spazzamento, raccolta, trasporto e avvio al recupero e allo smaltimento dei rifiuti). Il servizio di distribuzione dell'energia elettrica è svolto nei comprensori di Modena e Imola, e nei comuni di Trieste e Gorizia. Altri servizi di pubblica utilità (tra questi, teleriscaldamento urbano, gestione calore e pubblica illuminazione) sono svolti in regime di libero mercato ovvero attraverso specifiche convenzioni con gli enti locali interessati. Attraverso appositi rapporti convenzionali con gli enti locali e/o le agenzie di ambito territoriali, a Hera è demandato anche il servizio di trattamento e smaltimento rifiuti, non già ricompreso nelle attività di igiene urbana.

Il servizio idrico gestito dal Gruppo Hera è svolto nei territori di pertinenza della Regione Emilia-Romagna, Veneto, Friuli-Venezia Giulia e Marche. Esso è svolto sulla base di convenzioni stipulate con le rispettive autorità di ambito locale, di durata variabile, normalmente ventennale.

L'affidamento a Hera della gestione del servizio idrico integrato ha ad oggetto l'insieme delle attività di captazione, potabilizzazione e distribuzione di acqua potabile a uso civile e industriale e il servizio di fognatura e depurazione. Le convenzioni stipulate con le autorità di ambito locali prevedono anche in capo al gestore l'esecuzione delle attività di progettazione e realizzazione di nuove reti e impianti funzionali all'erogazione del servizio. Le convenzioni regolano gli aspetti economici del rapporto contrattuale, le forme di gestione del servizio, nonché gli standard prestazionali e di qualità.

A partire dal 2012, la competenza in materia tariffaria è stata demandata dal Governo all'Autorità nazionale Arera che, nell'ambito di tale funzione, ha deliberato un metodo tariffario transitorio valevole per le annualità 2012-2013, un biennio di consolidamento 2014-2015 e un metodo tariffario a regime per il 2016-2019; nell'ambito di tale ultimo provvedimento (delibera dell'Autorità 664/2015/R/Idr) l'Autorità nazionale ha anche previsto l'adeguamento delle convenzioni sulla base di uno schema tipo da essa individuato. La regolazione per il 2016-2019 risulta in continuità con il biennio 2014-2015; a ciascun gestore è riconosciuto un ricavo (VRG) indipendente dalla dinamica dei volumi distribuiti e determinato sulla base dei costi operativi (efficientabili ed esogeni) e dei costi di capitale in funzione degli investimenti realizzati.

Per lo svolgimento del servizio il gestore si avvale di reti, impianti e altre dotazioni di sua proprietà, di proprietà dei comuni, di proprietà delle società degli asset. Tali beni, facenti parte del patrimonio idrico indisponibile, oppure concessi in uso al gestore o in affitto, al termine della concessione devono essere riconsegnati ai comuni, società degli asset, autorità di ambito locali, per essere messi a disposizione del gestore subentrante. Le opere realizzate da Hera per il servizio idrico, dovranno essere restituite ai citati enti a fronte del pagamento del valore residuo di tali beni.

I rapporti di Hera con l'utenza sono disciplinati dai regolamenti di fornitura, nonché dalle carte dei servizi redatte sulla base di schemi di riferimento approvati dalle autorità di ambito locali, in coerenza alle disposizioni di Arera in termini di qualità del servizio e della risorsa.

Il servizio rifiuti urbani gestito da Hera nel territorio di competenza è svolto sulla base di convenzioni stipulate con le autorità di ambito locali e ha a oggetto la gestione esclusiva dei servizi di raccolta, trasporto, spazzamento e lavaggio delle strade, avvio al recupero e allo smaltimento dei rifiuti, ecc. Le convenzioni stipulate con le autorità di ambito locali regolano gli aspetti economici del rapporto contrattuale ma anche le modalità di organizzazione e gestione del servizio e i livelli quantitativi e qualitativi delle prestazioni erogate. Il corrispettivo spettante al gestore per le prestazioni svolte, comprese le attività di smaltimento/trattamento/recupero dei rifiuti urbani è definito annualmente dalle autorità di ambito locali sulla base del metodo tariffario nazionale (Dpr 158/1999), integrato dalla regolazione regionale per quanto attiene l'attività di smaltimento (Del. Reg. 467/2015), nonchè, a partire dal 2013, dalla normativa sulla Tares/Tari. I corrispettivi 2018 deliberati dalle autorità d'ambito locali sono stati fatturati ai singoli Comuni o ai cittadini, laddove è applicata la tariffa corrispettiva puntuale.

Per l'esercizio degli impianti di trattamento dei rifiuti urbani il Gruppo Hera è soggetto all'ottenimento di autorizzazioni provinciali; inoltre per il 2018 la controllata Herambiente Spa ha stipulato con Atersir il contratto di servizio previsto dall'art. 16 della Legge Regionale dell'Emilia-Romagna 23 del 2011, per lo smaltimento dei rifiuti indifferenziati.

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 (cosiddetto 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. Inrete Distribuzione Energia Spa, società del Gruppo Hera subentrata a Hera Spa nell'attività di distribuzione gas ed energia elettrica 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 a oggetto la distribuzione del gas metano o altri similari, per riscaldamento, usi domestici, artigianali, industriali e per altri usi generici. Le tariffe per la distribuzione del gas sono fissate ai sensi della regolazione vigente e delle periodiche deliberazioni dell'Autorità di settore (Arera). Il territorio sul quale Inrete Distribuzione Energia Spa, società del Gruppo 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 presente bilancio semestrale consolidato è rappresentata principalmente dalle delibere 859/2017/R/Gas del 14 dicembre 2017 (Aggiornamento delle tariffe per i servizi di distribuzione e misura del gas, per l'anno 2018), che ha sostituito la 774/2016/R/Gas in vigore per il 2017 e con cui vengono approvate per l'anno 2018 le tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale, di cui all'articolo 40 della Rtdg e 775/2016/R/Gas del 22 dicembre 2016 (Aggiornamento infra-periodo della regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas, per il triennio 2017-2019. Approvazione della Rtdg per il triennio 2017-2019) con la quale viene approvata la nuova versione della Regolazione delle tariffe dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo di regolazione 2014-2019 (Rtdg), a valle delle modifiche in materia di costi operativi riconosciuti, di determinazione della componente tariffaria a copertura dei costi delle verifiche metrologiche, di riconoscimento dei costi dei sistemi di telelettura/telegestione e dei concentratori e di definizione dei costi standard dei gruppi di misura elettronici, per il triennio 2017-2019. Dal 1° gennaio 2014 era 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 367/2014/R/Gas, come successivamente modificata e integrata. 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 ed Emilia-Romagna;
• ambito centrale, comprendente le regioni Toscana, Umbria e Marche;
• ambito centro-sud orientale, comprendente le regioni Abruzzo, Molise, Puglia e 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.

In coerenza con quanto previsto dall'art.40, comma 9, della Rtdg, le componenti fisse della tariffa obbligatoria relative al servizio di distribuzione e al servizio di misura sono state articolate in tre scaglioni sulla base della classe del gruppo di misura.

Per quanto attiene all'energia elettrica, gli affidamenti (di durata trentennale e rinnovabili ai sensi della vigente normativa) hanno a 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 l'attività di misura. La sospensione, ovvero decadenza della concessione, può determinarsi, a giudizio dell'Autorità di settore (Arera), 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 semestrale consolidato cui è allegata la presente relazione è la delibera dell'Autorità 654/2015/R/Eel del 23 dicembre 2015 (Regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell'energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016-2023) che ha sostituito la precedente delibera dell'Autorità Arg/elt 199/2011 e successive modificazioni e integrazioni (Disposizioni dell'Arera 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), vigente sino al 31 dicembre 2015.

La tariffa obbligatoria per il servizio di distribuzione copre i costi per il trasporto dell'energia elettrica sulle reti di distribuzione. La tariffa ha una struttura trinomia, 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 di settore (Arera) con idoneo provvedimento, pertanto il 21 dicembre 2017 è stata approvata la delibera 882/2017/R/Eel di aggiornamento, per l'anno 2018, delle tariffe obbligatorie per i servizi di distribuzione e misura dell'energia elettrica per i clienti non domestici e il 27 dicembre 2017 la delibera 907/2017/R/Eel di aggiornamento delle tariffe relative all'erogazione dei servizi di rete (trasmissione, distribuzione e misura) per i clienti domestici.

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale (euro) ove non divers. specificato	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%
AcegasApsAmga Servizi Energetici Spa	Udine	11.168.284		100,00%	100,00%
Alimpet Srl	Borgolavezzaro (NO)	50.000		75,00%	75,00%
Alipackaging Srl	Zero Branco (TV)	20.000		75,00%	75,00%
Aliplast Spa	Istrana (TV)	5.000.000		75,00%	75,00%
Aliplast France Recyclage Sarl	La Wantzenau (Francia)	25.000		75,00%	75,00%
Aliplast Iberia SL	Calle Castilla -Leon (Spagna)	815.000		75,00%	75,00%
Aliplast Polska Spoo	Zgierz (Polonia)	200.000 PLN		75,00%	75,00%
Amga Energia & Servizi Srl	Udine	600.000		100,00%	100,00%
AresGas Ead	Sofia (Bulgaria)	22.572.241 Lev		100,00%	100,00%
Aresenergy Eood	Varna (Bulgaria)	50.000 Lev		100,00%	100,00%
Asa Scpa	Castelmaggiore (BO)	1.820.000		38,25%	38,25%
Black Sea Gas Company Eood	Varna (Bulgaria)	5.000 Lev		100,00%	100,00%
Blu Ranton Srl	Pescara	100.000		84,00%	84,00%
Cerplast Srl	Formigine (MO)	100.000		75,00%	75,00%
EnergiaBaseTrieste Srl	Trieste	180.000		100,00%	100,00%
Feronia Srl	Finale Emilia (MO)	100.000		52,50%	52,50%
Frullo Energia Ambiente Srl	Bologna	17.139.100		38,25%	38,25%
Gran Sasso Srl	Pratola Peligna (AQ)	162.810		100,00%	100,00%
Herambiente Spa	Bologna	271.648.000	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		84,00%	84,00%
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%
Heratech Srl	Bologna	2.000.000	100,00%		100,00%
Hera Trading Srl	Trieste	22.600.000	100,00%		100,00%
HestAmbiente Srl	Trieste	1.010.000		82,50%	82,50%
Inrete Distribuzione Energia Spa	Bologna	10.000.000	100,00%		100,00%
Marche Multiservizi Spa	Pesaro	16.388.535	40,80%		40,80%
Marche Multiservizi Falconara Srl	Falconara Marittima (AN)	100.000		40,80%	40,80%
Sviluppo Ambiente Toscana Srl	Bologna	10.000	95,00%	3,75%	98,75%
Tri-Generazione Scarl	Padova	100.000		70,00%	70,00%

Gruppo Hera – Relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2018 approvata nel CdA di Hera Spa del 30 luglio 2018 128

Umbro Plast Srl	Gualdo Cattaneo (PG)	98.800		75,00%	75,00%
Uniflotte Srl	Bologna	2.254.177	97,00%		97,00%
Variplast Srl	Quinto di Treviso (TV)	50.000		75,00%	75,00%
Verducci Servizi Srl	Gulianova (TE)	50.000		84,00%	84,00%
Waste Recycling Spa	Santa Croce sull'Arno (PI)	1.100.000		75,00%	75,00%

Denominazione	Sede legale	Capitale Sociale (euro)	Percentuale posseduta
			diretta	indiretta
Enomondo Srl	Faenza (RA)	14.000.000		37,50%	37,50%
EstEnergy Spa	Trieste	1.718.096		51,00%	51,00%

Sede legale	Capitale Sociale (euro)	Percentuale posseduta		Interessenza complessiva
		diretta	indiretta
Mirandola (MO)	78.027.681	25,00%		25,00%
Firenze	10.000		39,50%	39,50%
Milano	120.000	39,00%		39,00%
Modena	240.240		26,00%	26,00%
Rimini	5.982.262		29,61%	29,61%
Ortona (CH)	3.600.000	40,00%		40,00%

* Il capitale sociale della società è costituito da 67.577.681 euro di azioni ordinarie e da 10.450.000 euro di azioni correlate.

Gruppo Hera – Relazione semestrale consolidata al 30 giugno 2018 approvata nel CdA di Hera Spa del 30 luglio 2018 132